EEG-Novelle 2026: Was das Ende der Einspeisevergütung für Gewerbe-PV bedeutet

Kabinettsbeschluss vom 29. Juli 2026: Auslauf der Vergütung bis 2029

Die Bundesregierung hat am 29. Juli 2026 im Kabinett eine EEG-Novelle verabschiedet, die einen Paradigmenwechsel in der Energiepolitik einläutet: Die über 20 Jahre garantierte Einspeisevergütung soll schrittweise abgeschafft werden. Das ist zunächst ein Kabinettsbeschluss — kein final ausgefertigtes Gesetz. Bundestag und Bundesrat müssen dem noch zustimmen, weshalb Details sich im parlamentarischen Verfahren verändern können. Für Ihre Planung heißt das: die Richtung ist gesetzt, die konkreten Sätze sind zu beobachten.

Kernpunkt der Novelle: Für neue PV-Anlagen bis 25 kWp soll der Fördersatz auf 5,2 Cent je Kilowattstunde sinken. Die Förderung soll bis 2029 stufenweise auslaufen. Damit fällt für Neuanlagen mittelfristig die verlässliche 20-Jahres-Garantie weg, die bisher die Refinanzierung getragen hat. Gleichzeitig hält die Bundesregierung am Ausbauziel fest, bis 2030 rund 80 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energien zu erzeugen — die Förderlogik wandelt sich, das Mengenziel bleibt.

Wichtig für die Abgrenzung: Bereits in Betrieb genommene Anlagen genießen Bestandsschutz. Eine 2026 in Betrieb genommene PV-Anlage erhält die EEG-Vergütung für 20 volle Kalenderjahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres, also bis Ende 2046. Wer jetzt noch unter geltenden Bedingungen ans Netz geht, sichert sich diesen Vergütungszeitraum. Für Betreiber mit konkreten Projekten in der Pipeline lohnt daher die Prüfung, welcher Inbetriebnahmetermin welchen Fördersatz und welche Restlaufzeit auslöst. Der Wechsel von der garantierten Vergütung hin zu Marktmechanismen verlangt eine andere Wirtschaftlichkeitsrechnung — nicht mehr die Einspeisevergütung allein trägt das Projekt, sondern zunehmend der vermiedene Netzbezug und die Vermarktung des Überschusses.

Einspeisevergütung 2026: aktuelle Sätze und halbjährliche Degression

Für Anlagen, die noch unter den geltenden Sätzen ans Netz gehen, gelten klare Werte. Seit dem 1. Februar 2026 beträgt die Einspeisevergütung für Dach-Solaranlagen bis 10 kWp bei Teileinspeisung 7,78 Cent pro kWh und bei Volleinspeisung 12,34 Cent pro kWh. Die deutliche Differenz zeigt die Systematik: Wer den Strom vollständig einspeist, erhält mehr pro Kilowattstunde als wer nur den Überschuss verkauft und den Rest selbst verbraucht.

Zum 1. August 2026 greift die reguläre halbjährliche Degression erneut. Die Sätze sinken voraussichtlich um rund 1 Prozent — auf etwa 7,70 Cent/kWh bei Teileinspeisung und 12,22 Cent/kWh bei Volleinspeisung für Anlagen bis 10 kWp. Diese fortlaufende Absenkung ist im EEG angelegt und unabhängig von der Novelle. Sie bedeutet: Jeder Monat Verzögerung bei der Inbetriebnahme kostet einen Teil der Vergütungshöhe.

Für gewerbliche Betreiber ist die Einordnung entscheidend, dass diese Sätze im Vergleich zum gewerblichen Strombezugspreis niedrig liegen. Bei Bezugspreisen, die häufig deutlich über den Vergütungssätzen liegen, ist jede selbst verbrauchte Kilowattstunde wertvoller als die eingespeiste. Genau hier verschiebt sich die Rechnung: Die Volleinspeisung mit rund 12 Cent kann für reine Ertragsanlagen ohne eigenen Verbrauch attraktiv bleiben, während produzierende Betriebe mit hohem Tagesverbrauch den größten Hebel im Eigenverbrauch finden. Eine belastbare Verbrauchsanalyse legt offen, welcher Anteil des erzeugten Stroms sich im Betrieb verbrauchen lässt und welcher Überschuss zu vermarkten oder einzuspeisen ist. Erst diese Aufteilung macht die Wirtschaftlichkeit einer Gewerbe-PV rechenbar.

Eigenverbrauch statt Vergütung: der wirtschaftliche Hebel für Gewerbe-PV

Mit sinkenden Fördersätzen und dem geplanten Auslauf der Einspeisevergütung wird der Eigenverbrauch zum zentralen Wirtschaftlichkeitsfaktor. Die Logik ist einfach: Statt Überschussstrom für unter 8 Cent einzuspeisen, ersetzt jede selbst verbrauchte Kilowattstunde teureren Netzbezug. Bei gewerblichen Strompreisen liegt die Ersparnis pro selbst genutzter Kilowattstunde regelmäßig ein Vielfaches über dem Einspeiseerlös.

Damit die Rechnung aufgeht, muss das Erzeugungsprofil zum Lastprofil passen. Betriebe mit Produktion, Kühlung, Lüftung oder Serverlast tagsüber erreichen hohe Eigenverbrauchsquoten allein durch zeitgleichen Verbrauch. Wo Erzeugung und Verbrauch auseinanderfallen, verschieben Industriespeicher die Nutzung in die Abend- oder Nachtstunden. Auch die Sektorenkopplung — etwa Wärmepumpen, Prozesswärme oder das Laden von E-Fahrzeugen — hebt den Eigenverbrauch und senkt den einzuspeisenden Überschuss.

Steuerlich bringt die Novellierung Erleichterungen: PV-Anlagen bis 30 kWp auf Gebäuden sind mit der EEG-2023-Novelle von der Einkommensteuerpflicht befreit, rückwirkend für das Jahr 2022. Für größere gewerbliche Anlagen gelten andere Regeln — hier ist die individuelle steuerliche Prüfung Sache der Steuerberatung, nicht des Energiedienstleisters. MySmartEnergy ordnet die energiewirtschaftliche Ausgangslage ein und beziffert die Potenziale, ersetzt aber keine Rechts- oder Steuerberatung.

Für die Praxis heißt das: Eine Gewerbe-PV rechnet sich künftig weniger über die Vergütung als über die Kombination aus hohem Eigenverbrauch, vermiedenem Netzbezug und der Vermarktung des Rests. Wer diese drei Erlösquellen sauber gegen die Investition rechnet, erhält eine belastbare Wirtschaftlichkeit — unabhängig davon, wie tief die Fördersätze bis 2029 noch fallen.

Direktvermarktung und Solarpaket 1: Schwellen ab 200 kWp

Für größere Anlagen führt an der Direktvermarktung kein Weg vorbei. Mit dem Solarpaket 1 wurde die Direktvermarktungspflicht angehoben: Verzichten Betreiber auf die EEG-Vergütung, gilt die Pflicht erst ab 200 kWp statt bisher 100 kWp. Ab 201 kWp bleibt die Direktvermarktung verpflichtend — und für kleinere Anlagen bleibt sie ebenfalls verpflichtend, sobald die EEG-Vergütung in Anspruch genommen wird.

In der Direktvermarktung verkauft ein Direktvermarkter den Strom an der Börse; über die Marktprämie gleicht das EEG die Differenz zwischen Marktpreis und dem anzulegenden Wert aus. Für Betreiber ohne EEG-Vergütung öffnet sich mit der angehobenen Schwelle ein Spielraum: Anlagen bis 200 kWp können ohne die Pflichten und Kosten der geförderten Direktvermarktung betrieben werden, wenn der Fokus auf Eigenverbrauch liegt und der Überschuss anderweitig vermarktet wird.

Mit dem geplanten Auslauf der festen Vergütung bis 2029 gewinnt die Direktvermarktung an Reichweite — nicht als Pflicht, sondern als Erlösmodell. Denn wo keine feste Vergütung mehr greift, ist der Marktpreis der Referenzwert. Anbieter wie Uniper bieten EEG-Direktvermarktung typischerweise ab 1 MW an; für kleinere gewerbliche Mengen bündeln Dienstleister Anlagen zu Portfolios.

Auch der Netzanschluss wird einfacher: Seit dem 1. Januar 2025 sind Netzbetreiber nach § 8 Abs. 7 EEG verpflichtet, das Netzanschlussbegehren und den Informationsaustausch für EE-Anlagen bis 30 kW mit bestehenden Hausanschlüssen zu vereinfachen und zu beschleunigen. Jede Anlage ist zudem im Marktstammdatenregister zu melden. Wer über 200 kWp plant, sollte Vermarktungsvertrag, Fristen und die passende Erlösstruktur früh prüfen, damit die Erlösseite ab dem ersten Betriebstag steht.

EEG-Umlage seit 2022 bei null: Was das für die Stromkosten heißt

Ein oft verwechselter Punkt: Die EEG-Umlage, die jahrelang die Stromrechnung belastet hat, ist nicht mehr Teil der Verbraucherkosten. Sie wurde zum 1. Juli 2022 auf null Cent/kWh gesenkt und wird seit Januar 2023 über den Energie- und Klimafonds (EKF) aus dem Bundeshaushalt finanziert. Die Förderung erneuerbarer Energien läuft damit nicht mehr über einen Aufschlag auf jede verbrauchte Kilowattstunde, sondern über den Bundeshaushalt.

Für Ihre Strombeschaffung bedeutet das: Der frühere Kostenblock EEG-Umlage entfällt auf der Rechnung. Das ändert aber nichts daran, dass Netzentgelte, Konzessionsabgabe, Stromsteuer und der reine Energiepreis weiterhin die Gewerbe-Stromkosten bestimmen. Wer glaubt, mit dem Wegfall der Umlage sei die Kostenoptimierung erledigt, übersieht die verbleibenden Stellhebel — allen voran den Energiepreis selbst und die Vertragskonditionen.

Die eigentliche Kostensenkung entsteht auf zwei Wegen. Erstens durch die Vertragsprüfung: Alte Strom- und Gasverträge im Gewerbe enthalten häufig überhöhte Aufschläge, ungünstige Preisgleitklauseln oder abgelaufene Sonderkonditionen. Eine strukturierte Verbrauchsanalyse und Tarifoptimierung deckt auf, welche Positionen verhandelbar sind. Zweitens durch eigene Erzeugung: Jede selbst produzierte und verbrauchte Kilowattstunde reduziert den Netzbezug — und damit exakt jene Kostenbestandteile, die auf der Rechnung bleiben.

Für den Mittelstand ergibt sich daraus ein zweistufiges Vorgehen: die Bezugsseite über Vertrags- und Verbrauchsprüfung optimieren und parallel prüfen, ob eine Gewerbe-PV mit hohem Eigenverbrauch den Netzbezug dauerhaft senkt. Beide Hebel wirken zusammen und lassen sich gemeinsam beziffern, bevor eine Investitionsentscheidung fällt.