EEG Verguetungssaetze und Kriterien der Einspeisung zur Netzstabilitaet

Die Höhe der Einspeisevergütung im Jahr 2026 unterliegt der gesetzlich verankerten Degression, die darauf abzielt, die Förderung an die sinkenden Gestehungskosten der Anlagen anzupassen. Konkret bedeutet dies, dass die Vergütungssätze für PV-Anlagen, die ab dem 1. Januar 2026 in Betrieb gehen, im Vergleich zu den Vorjahren um einen definierten Prozentsatz (oft 1 % pro Halbjahr) gesenkt wurden. Für eine typische Aufdachanlage bis 10 kWp bei Teileinspeisung liegt der Satz im ersten Halbjahr 2026 voraussichtlich bei etwa 7,1 ct/kWh, während Volleinspeiser deutlich höhere Sätze von ca. 11,5 ct/kWh beanspruchen können. Diese Werte sind jedoch nicht statisch, sondern hängen vom Erreichen der Ausbauziele (“Atmender Deckel”) ab, die die Bundesnetzagentur quartalsweise evaluiert.

Betreiber müssen beachten, dass der zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme gültige Satz für die Dauer von 20 Kalenderjahren plus dem Jahr der Inbetriebnahme gesetzlich fixiert wird. In der juristischen Praxis des Jahres 2026 führt dies oft zu Streitigkeiten, wenn Anlagen kurz vor einer Degressionsstufe fertiggestellt, aber erst danach vom Netzbetreiber technisch abgenommen werden. Rechtlich ist hierbei jedoch das Datum der technischen Betriebsbereitschaft am Standort entscheidend, nicht das Datum der Zählersetzung. Um diesen Vorteil zu sichern, ist ein detailliertes Inbetriebnahmeprotokoll gemäß den Anforderungen der Clearingstelle EEG unerlässlich, das als primäres Beweismittel gegenüber dem Netzbetreiber dient.

Seit den EEG-Novellen der Jahre 2023 und 2024 ist die Grenze für die verpflichtende Direktvermarktung stufenweise gesenkt worden. Im Jahr 2026 liegt der Schwellenwert für Neuanlagen bei 25 kWp. Das bedeutet, dass Anlagenbetreiber mit einer installierten Leistung oberhalb dieser Grenze keine feste Einspeisevergütung vom Netzbetreiber mehr erhalten können. Stattdessen müssen sie ihren Strom über einen Dritten (Direktvermarkter) an der Strombörse verkaufen. Der Betreiber erhält dann den Marktwert des Stroms sowie eine Marktprämie, die die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert (der theoretischen EEG-Vergütung) und dem durchschnittlichen Börsenpreis ausgleicht. Dies erfordert jedoch die technische Ausstattung mit einem Fernsteuerungs-Interface, damit der Direktvermarkter die Anlage bei negativen Preisen regeln kann.

In realen Streitfällen geht es 2026 oft darum, ob mehrere Anlagen auf einem Grundstück als eine Einheit zählen und somit die 25-kWp-Grenze gemeinsam überspringen. Das EEG sieht hier eine Zusammenfassung von Anlagen vor, die innerhalb von 12 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in unmittelbarer räumlicher Nähe in Betrieb genommen wurden. Wer versucht, durch “Salami-Taktik” (z.B. 10 kWp im Januar und 20 kWp im Juni) der Direktvermarktungspflicht zu entgehen, wird rechtlich meist scheitern und muss mit hohen Bußgeldern oder dem vollständigen Wegfall der Marktprämie rechnen. Eine frühzeitige Koordination mit einem Direktvermarkter bereits in der Planungsphase ist daher für die Wirtschaftlichkeitsrechnung zwingend geboten.

Die Regelung zu negativen Strompreisen nach § 51 EEG wurde für das Jahr 2026 weiter verschärft, um Anreize für eine bedarfsgerechte Einspeisung zu setzen. Wenn der Spotmarktpreis an der Strombörse für eine bestimmte Dauer (im Jahr 2026 meist ab der ersten Stunde) negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert für diesen Zeitraum auf null. Das bedeutet, dass der Anlagenbetreiber für den in dieser Zeit eingespeisten Strom keine Marktprämie und keine Vergütung erhält. Für Neuanlagen in der Direktvermarktung ist dies ein erhebliches ökonomisches Risiko, das durch intelligente Speichersteuerung oder Abregelung minimiert werden muss. Kleine Anlagen in der festen Einspeisevergütung sind von dieser Regelung bisher weitgehend ausgenommen, doch die Diskussion über eine Ausweitung auf alle Anlagengrößen hält an.

Juristisch entscheidend ist hierbei der Nachweis der technischen Abregelbarkeit. Wenn ein Betreiber nachweisen kann, dass seine Anlage aufgrund von Vorgaben des Netzbetreibers (Redispatch) abgeregelt wurde, hat er trotz negativer Preise oft Anspruch auf eine finanzielle Entschädigung in Höhe der entgangenen Einnahmen. Hier entsteht eine komplexe Beweislastumkehr: Der Betreiber muss durch Logfiles seines Energiemanagementsystems belegen können, warum die Anlage zu einem bestimmten Zeitpunkt einspeiste oder eben nicht. Ohne ein lückenloses Monitoring-System riskieren Betreiber im Jahr 2026, wertvolle Vergütungsstunden zu verlieren, weil sie die Kausalität zwischen Preis signal und technischer Reaktion gegenüber dem ÜNB nicht nachweisen können.

Ja, jede Erweiterung einer bestehenden PV-Anlage wird im EEG-Recht als Inbetriebnahme einer neuen Anlage gewertet, sofern zusätzliche Generatorkapazität (Module) hinzugefügt wird. Dies hat zur Folge, dass für den neu hinzugefügten Teil der Anlage der zum Zeitpunkt dessen Inbetriebnahme gültige Vergütungssatz gilt, während der alte Teil seinen ursprünglichen Satz behält. Im Marktstammdatenregister muss diese Erweiterung als separate Einheit oder als Leistungserhöhung innerhalb eines Monats gemeldet werden. Ein häufiger Fehler in der Praxis ist die Annahme, dass durch den Austausch defekter Module (Repowering) ein neuer Vergütungssatz generiert werden kann – dies ist jedoch nur unter strengen Voraussetzungen zulässig, wenn die alten Module nachweislich ersetzt wurden und die Leistung nicht signifikant über die ursprüngliche Genehmigung hinausgeht.

In rechtlichen Auseinandersetzungen mit Netzbetreibern wird 2026 oft darüber gestritten, ob eine Erweiterung technisch so mit der Bestandsanlage verknüpft ist, dass ein neues Messkonzept erforderlich wird. Wenn die Erweiterung dazu führt, dass die Gesamtanlage nun über 25 kWp liegt, greift sofort die Direktvermarktungspflicht für den Zuwachs, was oft einen Umbau des Zählerschranks nach sich zieht. Betreiber sollten hierbei auf die Einhaltung der technischen Anschlussbedingungen (TAB) ihres Netzbetreibers achten. Eine fehlerhafte Dokumentation der Erweiterung kann dazu führen, dass der Netzbetreiber die gesamte Vergütung (auch für den Altbestand) bis zur Klärung der Datenlage einbehält – eine prozessuale Falle, die durch eine saubere Trennung der MaStR-Einheiten vermieden werden kann.

Die Sanktionen für Verstöße gegen die Registrierungspflichten im Marktstammdatenregister (MaStR) sind im Jahr 2026 drakonisch und werden von den Netzbetreibern automatisiert umgesetzt. Gemäß § 52 EEG verringert sich der Zahlungsanspruch des Betreibers auf den Marktwert (der oft nur einen Bruchteil der EEG-Vergütung ausmacht), solange die Anlage nicht oder nicht ordnungsgemäß registriert ist. Diese Kürzung erfolgt taggenau ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme bis zum Tag der tatsächlichen Meldung. Da es sich um eine gesetzliche Sanktion handelt, haben Netzbetreiber keinen Ermessensspielraum – ein “Vergessen” aufgrund von Urlaub oder Krankheit wird rechtlich nicht als Entschuldigung anerkannt. Bei größeren Anlagen kann dies binnen weniger Monate zu Verlusten im fünfstelligen Bereich führen.

Darüber hinaus können Bußgelder durch die Bundesnetzagentur verhängt werden, wenn vorsätzlich falsche Daten hinterlegt wurden (z.B. ein falsches Inbetriebnahmedatum zur Sicherung einer höheren Vergütung). In der juristischen Abwehr solcher Kürzungen wird oft geprüft, ob der Betreiber vom Netzbetreiber oder Solarteur ausreichend über seine Mitteilungspflichten aufgeklärt wurde. Während Solarteure im Rahmen ihrer Nebenpflichten aus dem Werkvertrag zur Aufklärung verpflichtet sind, befreit dies den Betreiber im Verhältnis zum Netzbetreiber nicht von der Zahlungskürzung. Hier bleibt oft nur der Regressweg gegen das Installationsunternehmen, was jedoch den Beweis einer schuldhaften Pflichtverletzung erfordert. Die prozessuale Sicherheit bietet hier nur die sofortige Eigenkontrolle der MaStR-Einträge nach der Montage.

Grundsätzlich darf der Netzbetreiber Anlagen zur Sicherheit des Netzes drosseln oder ganz abschalten (Einspeisemanagement bzw. Redispatch 2.0). Allerdings sieht das EEG für solche Maßnahmen im Jahr 2026 eine Entschädigungspflicht vor. Wenn eine Anlage aufgrund eines Netzengpasses abgeregelt wird, muss der Netzbetreiber dem Betreiber 95 % der entgangenen Einnahmen erstatten (§ 15 EEG). Diese Regelung gilt jedoch nur, wenn die Anlage technisch korrekt in das Redispatch-System eingebunden ist. Verfügt eine Anlage nicht über die notwendige Fernsteuerungstechnik oder wurde die Einsatzbereitschaft nicht korrekt an den Netzbetreiber gemeldet, entfällt der Entschädigungsanspruch ersatzlos. Dies ist 2026 eine der häufigsten Ursachen für finanzielle Einbußen bei mittelgroßen Anlagen.

In der Praxis müssen Betreiber darauf achten, dass die Abrechnung dieser Entschädigungen oft über den Direktvermarkter oder spezialisierte Dienstleister erfolgt. Der Netzbetreiber versendet hierfür sogenannte “Abrechnungs-Zeitreihen”, die der Betreiber auf Plausibilität prüfen muss. Streitigkeiten entstehen oft über die Berechnung der fiktiven Erzeugung: Wie viel Strom hätte die Anlage produziert, wenn die Sonne geschienen hätte und sie nicht gedrosselt worden wäre? Hierfür ziehen Experten Wetterdaten und die Leistung benachbarter, nicht gedrosselter Anlagen heran. Eine fundierte “Narrativa de Justificação” für Entschädigungsforderungen erfordert daher den Zugriff auf detaillierte Anlagendaten und ein Verständnis der bilanziellen Ausgleichsmechanismen des Redispatch-Regimes.

Balkonkraftwerke (Steckersolargeräte) unterliegen im Jahr 2026 deutlich vereinfachten Regeln, sind aber rechtlich weiterhin Teil des EEG-Kosmos. Durch das Solarpaket I wurde die bürokratische Hürde massiv gesenkt: Für Geräte bis zu einer Wechselrichterleistung von 800 VA entfällt die Anmeldung beim Netzbetreiber komplett; es reicht die vereinfachte Registrierung im Marktstammdatenregister. Eine Einspeisevergütung wird für diese Kleinstanlagen in der Regel nicht gezahlt, da der Fokus auf dem Eigenverbrauch liegt. Dennoch gilt rechtlich das Prinzip der “unentgeltlichen Abnahme” – der Netzbetreiber muss den überschüssigen Strom abnehmen, muss ihn aber nicht bezahlen. Wer dennoch eine Vergütung wünscht, muss den aufwendigen Weg einer Standard-PV-Anlage inklusive zertifiziertem Elektriker und speziellem Zählerkonzept gehen.

Rechtliche Grauzonen ergeben sich 2026 oft bei der Überschreitung der Leistungsgrenzen. Werden zwei Balkonkraftwerke an einem Zähler betrieben und übersteigen zusammen die 800-VA-Grenze, erlischt der Privilegierungsstatus. In diesem Fall gilt die gesamte Installation als Standardanlage, was bei fehlender Anmeldung zu den oben genannten Sanktionen (Marktwert-Kürzung) führt. Zudem ist der Anschluss über eine Schutzkontakt-Steckdose (Schuko) zwar technisch weitgehend akzeptiert, doch Netzbetreiber fordern bei Unfällen oder Netzstörungen oft den Nachweis einer fachgerechten Installation nach VDE-Normen. Für Mieter ist zudem wichtig, dass die Erlaubnis des Vermieters im Jahr 2026 rechtlich gestärkt wurde, aber weiterhin baurechtliche Sicherheitsaspekte (z.B. Absturzsicherung) beachtet werden müssen.

Die Clearingstelle EEG|KWKG ist eine von der Bundesregierung beauftragte neutrale Instanz zur Klärung von Anwendungsfragen und Streitigkeiten im Bereich des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Im Jahr 2026 ist sie die wichtigste Anlaufstelle, um langwierige und teure Gerichtsprozesse zu vermeiden. Sie bietet verschiedene Verfahren an: von einfachen Auskünften über Stellungnahmen zu allgemeinen Rechtsfragen bis hin zu konkreten Einzelfallverfahren (Votumsverfahren). Ein solches Verfahren ist für Anlagenbetreiber oft die einzige Möglichkeit, gegen mächtige Netzbetreiber auf Augenhöhe zu argumentieren. Die Voten der Clearingstelle genießen in der Fachwelt eine so hohe Autorität, dass sie faktisch die Standards für die Auslegung des EEG setzen.

Ein Einzelfallverfahren bei der Clearingstelle beginnt mit einem Antrag, in dem der Sachverhalt detailliert geschildert und die strittigen EEG-Paragraphen benannt werden müssen. Beide Seiten bekommen dann Gelegenheit zur Stellungnahme. Ein großer Vorteil ist die Sachkunde der Experten, die im Gegensatz zu vielen Zivilrichtern die technischen und ökonomischen Hintergründe der Energiewende im Detail verstehen. Bevor Sie also eine Klage vor dem Landgericht erheben, sollten Sie prüfen, ob Ihr Problem (z.B. die Einstufung einer Freiflächenanlage oder die Berechnung von Messentgelten) bereits Gegenstand früherer Voten der Clearingstelle war. Die Datenbank der Clearingstelle ist ein mächtiges Werkzeug für die prozessuale Beweisführung und sollte Teil jeder juristischen “Narrativa de Justificação” sein.

Die Wahl des Netzanschlusspunkts (NAP) ist eines der kontroversesten Themen im EEG 2026. Grundsätzlich ist der Netzbetreiber verpflichtet, den gesamtwirtschaftlich günstigsten Anschlusspunkt zuzuweisen (§ 8 EEG). Dies ist in der Regel der Punkt, der für das Netz die geringsten Ausbaukosten verursacht. Der Anlagenbetreiber darf jedoch einen anderen NAP wählen, wenn er die dadurch entstehenden Mehrkosten selbst trägt. Streit entsteht meist dann, wenn der VNB einen NAP in mehreren Kilometern Entfernung zuweist und behauptet, das lokale Netz sei überlastet. Hier hat der Betreiber im Jahr 2026 das Recht auf Einsicht in die Netzberechnungsdaten des VNB, um zu prüfen, ob die Zuweisung tatsächlich dem Kriterium der Wirtschaftlichkeit entspricht.

Rechtlich gesehen muss der Netzbetreiber den Anschluss unverzüglich und vorrangig vornehmen. Verzögert er dies unter Verweis auf fehlende Kapazitäten, ohne den Netzausbau planmäßig voranzutreiben, kann er sich schadensersatzpflichtig machen. In der Praxis nutzen Betreiber heute oft Gegengutachten von zertifizierten Elektro-Ingenieuren, um nachzuweisen, dass ein näher gelegener NAP technisch sehr wohl geeignet ist. Wenn Sie den NAP selbst wählen, achten Sie darauf, dass Sie auch für die Instandhaltung der Leitung bis zu diesem Punkt verantwortlich sind. Eine fehlerhafte Wahl kann die Projektkosten durch Tiefbauarbeiten massiv in die Höhe treiben, weshalb die verbindliche Netzanschlusszusage (NAZ) das wichtigste Dokument vor dem ersten Spatenstich ist.

Biomasseanlagen stehen im Jahr 2026 unter einem besonderen rechtlichen Fokus, da ihre Förderung zunehmend auf Flexibilität und Nachhaltigkeit ausgerichtet ist. Das EEG 2026 belohnt Anlagen, die ihren Strom nicht kontinuierlich, sondern bedarfsgerecht einspeisen (Flex-Prämie). Wer seine Anlage mit zusätzlichen Gasspeichern und Motorenkapazitäten ausrüstet, erhält signifikante Zuschläge. Gleichzeitig wurden die Anforderungen an die eingesetzten Substrate verschärft: Der Einsatz von Mais und Getreide (Maisdeckel) wurde weiter reduziert, um die Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion zu minimieren. Anlagen, die diese Quoten überschreiten, verlieren anteilig ihren Anspruch auf die EEG-Vergütung für den entsprechenden Zeitraum.

Ein kritischer Punkt bei Biomasse ist die Nachweispflicht der Nachhaltigkeit gemäß der BioSt-NachV. Ohne ein gültiges Nachhaltigkeitszertifikat, das jährlich erneuert werden muss, darf der Netzbetreiber keine Vergütung auszahlen. In der juristischen Beratung von Anlagenbetreibern geht es 2026 oft um die Rettung von Vergütungen nach abgelaufenen Zertifikaten. Da das Gesetz hier wenig Spielraum für Fehler lässt, müssen Betreiber ein striktes Compliance-Management führen. Streitigkeiten entstehen zudem regelmäßig bei der Berechnung der Wärmenutzungsquote: Nur wer nachweist, dass ein Großteil der Abwärme sinnvoll genutzt wird (z.B. in Nahwärmenetzen), erhält den vollen KWK-Bonus. Die Dokumentation der Wärmemengenzähler ist hierbei das zentrale Beweismittel in jedem Audit.