Solargesetz 2026 erklärt: Solarspitzen, Vergütung und Steuerung

Stand: September 2026. Unter dem Suchbegriff „Solargesetz 2026“ werden oft mehrere geltende Regeln zusammengefasst. Für neue Photovoltaikanlagen sind besonders die Änderungen durch das sogenannte Solarspitzengesetz relevant: Sie betreffen technische Steuerbarkeit, vorübergehende Einspeisebegrenzungen und die Förderung bei negativen Strompreisen.

Es handelt sich nicht um ein einzelnes Gesetz, das erst 2026 neu in Kraft getreten wäre. Die maßgebliche Reform trat am 25. Februar 2025 in Kraft und wirkt 2026 weiter. Dieses historische Datum bleibt für die Abgrenzung von Bestands- und Neuanlagen wichtig. Für die konkrete Anlage sind die geltenden Paragraphen des EEG und ihre Übergangsbestimmungen entscheidend.

Die wichtigsten Regeln für 2026

• Neue Anlagen müssen Anforderungen an Messung und Steuerbarkeit erfüllen; bis zur erforderlichen Ausstattung und erfolgreichen Prüfung gelten Übergangsvorgaben.
• Die 60-Prozent-Grenze betrifft bei den erfassten Anlagen die maximale Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt.
• Negative Spotmarktpreise können die EEG-Förderung aussetzen. Es gibt Ausnahmen, insbesondere abhängig von Leistung und intelligentem Messsystem.
• Eine Verlängerung des Förderzeitraums ersetzt entgangene Einnahmen nicht automatisch sofort oder eurogleich.
• Bestandsanlagen dürfen nicht pauschal nach Neuanlagenregeln behandelt werden.
• Für kleine private Dachanlagen besteht keine allgemeine Pflicht zur Direktvermarktung ab 25 kW.

Warum Messung und Flexibilität wichtiger werden

Viele Solaranlagen erzeugen gleichzeitig viel Strom, wenn die Sonne scheint. Verbrauch, Netzkapazität und Speicheraufnahme folgen nicht immer demselben Verlauf. Zeitweise kann das Angebot am Strommarkt die Nachfrage übersteigen. Das kann zu negativen Börsenpreisen führen und macht eine steuerbare Einspeisung wichtiger.

Für Hausbesitzer sind dabei zwei Ebenen zu trennen. Marktpreise beeinflussen den wirtschaftlichen Wert einer Einspeisung. Netztechnische Vorgaben begrenzen oder steuern dagegen den Betrieb am Anschluss. Eine Strombörse mit negativen Preisen und eine örtliche Netzüberlastung sind nicht dasselbe Ereignis.

Ein Energiemanagement kann flexible Verbraucher passend zur PV-Erzeugung steuern. Es ersetzt aber nicht automatisch die vom Messstellen- und Netzbetreiber benötigten Einrichtungen. Ein Herstellersensor im Schaltschrank ist beispielsweise nicht allein deshalb ein gesetzliches intelligentes Messsystem.

Was die 60-Prozent-Regel tatsächlich verlangt

Die technischen Anforderungen stehen in § 9 EEG. Für betroffene Neuanlagen gelten bis zum Einbau des intelligenten Messsystems und der Steuerungseinrichtungen sowie zur erstmaligen erfolgreichen Ansteuerbarkeitsprüfung durch den Netzbetreiber insbesondere folgende Vorgaben:

Installierte Leistung	Wesentliche Übergangsanforderung
Unter 25 kW, feste Einspeisevergütung oder Mieterstromzuschlag	Grundsätzlich maximal 60 % Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt
Ab 25 bis unter 100 kW	Technische Möglichkeit zur ferngesteuerten Reduzierung; bei Zuordnung zur Einspeisevergütung oder zum Mieterstromzuschlag zusätzlich grundsätzlich 60-%-Grenze
Ab 100 kW	Abruf der Ist-Einspeisung und ferngesteuerte Reduzierung über entsprechende Einrichtungen

Die Übersicht ersetzt nicht die Prüfung von Anlagenzusammenfassung, Sonderfällen und Übergangsrecht. Für gesetzlich erfasste Steckersolargeräte mit insgesamt bis zu 2 kW Modulleistung und bis zu 800 VA Wechselrichterleistung hinter der Entnahmestelle eines Letztverbrauchers enthält § 9 ausdrückliche Ausnahmen.

Beispiel für eine 10-kWp-Anlage

Eine unter die Begrenzung fallende Anlage darf maximal 6 kW ins öffentliche Netz einspeisen. Erzeugt sie gerade 8 kW und verbrauchen Haus oder Speicher gleichzeitig 2 kW, werden nur 6 kW eingespeist. Die Grenze ist eingehalten. Ohne diesen Verbrauch müsste die Erzeugung entsprechend reduziert werden.

Die Begrenzung gilt für Leistung zu einem Zeitpunkt, nicht für 60 Prozent der gesamten Jahresarbeit. Ein pauschaler Abzug von 40 Prozent des Jahresertrags ist daher falsch. Ob und wie viel Energie verloren geht, hängt von Dachausrichtung, Einstrahlung, Wechselrichterleistung und Lastprofil ab.

Auch der bloße Einbau einer Steuerbox beendet die Übergangsanforderungen nicht in jedem Fall. Die gesetzlich verlangte erfolgreiche Testung gehört dazu. Lassen Sie sich die Erfüllung der Voraussetzungen dokumentieren, bevor Einstellungen geändert werden.

Negative Strompreise: Wann fällt die Förderung aus?

Nach § 51 EEG kann der anzulegende Wert in Zeiträumen negativer Spotmarktpreise auf null sinken. Für die Beurteilung sind die jeweils anwendbare Gesetzesfassung, Anlagenleistung und Messausstattung entscheidend.

Eine wichtige Ausnahme betrifft Anlagen mit weniger als 100 kW: Sie gilt bis zum Ablauf des Kalenderjahres, in dem ein intelligentes Messsystem eingebaut wird. Wird eine entsprechende Neuanlage im September 2026 ausgestattet, endet diese Ausnahme grundsätzlich erst mit Ende 2026. Sie entfällt nicht automatisch noch am Einbautag. Für Anlagen unter 2 kW enthält das Gesetz eine weitere Ausnahme, die an eine Feststellung der Bundesnetzagentur anknüpft.

Die Regelung betrifft die Förderung für den eingespeisten Strom in den erfassten Zeiträumen. Der selbst genutzte Solarstrom kann weiterhin Netzbezug ersetzen. Aus dem Wegfall der Förderung folgt auch nicht, dass ein Betreiber in jeder Veräußerungsform automatisch eine negative Zahlung leisten müsste. Bei Direktvermarktungsverträgen sind die vertraglichen Regelungen zu Marktpreisen und Entgelten zusätzlich relevant.

Warum eine einzelne Prozentannahme zu ungenau ist

Die Zahl negativer Preisintervalle sagt allein noch nicht, wie viel Geld einer bestimmten Anlage entgeht. Entscheidend ist die Einspeisemenge gerade in diesen Intervallen. Ein Haushalt mit mittäglicher Fahrzeugladung kann anders betroffen sein als eine Volleinspeiseanlage. Für eine genauere Prognose sollten Erzeugung, Verbrauch und Preisszenarien zeitlich aufgelöst verglichen werden.

Verlängerung des Förderzeitraums: Kein einfacher Eins-zu-eins-Ausgleich

§ 51a EEG sieht bei entsprechendem Förderausfall eine Verlängerung des Vergütungszeitraums vor. Für Solaranlagen wird das ermittelte Kontingent negativer Viertelstunden mit dem Faktor 0,5 in sogenannte Volllastviertelstunden umgerechnet. Anschließend gelten gesetzlich definierte Monatswerte für die Verlängerung.

Das bedeutet: Es wird nicht einfach für jede ausgefallene Stunde dieselbe Stunde unmittelbar nachbezahlt. Späterer Solarertrag, Anlagenzustand und Zeitpunkt der Zahlung können anders sein. In einer Wirtschaftlichkeitsrechnung muss zudem berücksichtigt werden, dass ein erst viele Jahre später fließender Euro einen anderen heutigen Wert hat.

Die Aussage „Die Förderung geht überhaupt nicht verloren, sie wird nur verschoben“ wäre deshalb zu pauschal. Der gesetzliche Mechanismus mildert die Wirkung, ist aber keine Garantie auf unveränderte Gesamteinnahmen.

Was gilt für Bestandsanlagen?

Für Anlagen vor dem maßgeblichen Reformstichtag gelten Übergangsregelungen nach § 100 EEG. Vergütung und technische Vorgaben müssen anhand des Inbetriebnahmedatums und der jeweiligen Anlage geprüft werden. Ein neuer Zähler bedeutet nicht automatisch, dass sämtliche bisherigen Förderbedingungen durch die aktuellen Neuanlagenregeln ersetzt werden.

Für bestimmte Anlagen, deren anzulegender Wert bei negativen Preisen bislang nicht sinkt, sieht § 100 Absatz 47 eine freiwillige Wechselmöglichkeit vor. Nach wirksamer Erklärung erhöht sich der anzulegende Wert um 0,6 Cent/kWh. Die Wirkung kann frühestens zum Ablauf des Kalenderjahres eintreten, in dem die Anlage mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wird.

Dieser Bonus ist kein pauschales Geschenk für alle Bestandsanlagen. Vergleichen Sie zusätzliche Erlöse mit den möglichen Ausfällen, dem zeitlichen Einspeiseprofil, der Restlaufzeit und den Kosten der Ausstattung. Ein Wechsel allein wegen der Zahl 0,6 Cent ist keine belastbare Entscheidung.

Smart Meter, Steuerbox und Energiemanagement unterscheiden

Ein intelligentes Messsystem verbindet eine moderne Messeinrichtung mit einem Smart-Meter-Gateway. Die Steuerungseinrichtung ist ein weiterer Bestandteil der technischen Umsetzung. Das private Energiemanagement koordiniert dagegen etwa Speicher, Wallbox und Wärmepumpe. Die Geräte können zusammenarbeiten, erfüllen aber unterschiedliche Aufgaben.

Fragen Sie im Angebot nach dem konkreten Messkonzept, der Verantwortlichkeit für Einbau und Inbetriebnahme, der erfolgreichen Prüfung sowie einmaligen und laufenden Kosten. Ein Zählerschrankumbau ist von laufenden Messentgelten zu unterscheiden. Auch optionale Cloud-Dienste und Vermarktungskosten sollten separat erscheinen.

Die Anlage muss nicht allein wegen dieser Reform in jedem Fall schon am ersten Betriebstag vollständig mit sämtlicher später benötigter Technik ausgestattet sein. Gerade dafür enthält das Recht Übergangsvorgaben. Maßgeblich bleiben die Pflichten und Fristen für den konkreten Fall.

Sind Speicher oder Direktvermarktung jetzt Pflicht?

Ein Batteriespeicher ist für eine gewöhnliche private Dachanlage nicht allein aufgrund des Solarspitzengesetzes vorgeschrieben. Er kann überschüssige Energie aufnehmen und Eigenverbrauch zeitlich verlagern. Ob er wirtschaftlich passt, hängt von Kosten, nutzbarer Kapazität, Wirkungsgrad und tatsächlichem Ladebedarf ab.

Die reguläre feste Einspeisevergütung ist grundsätzlich bis einschließlich 100 kW möglich. Die technische 25-kW-Schwelle darf nicht als allgemeine Direktvermarktungspflicht gelesen werden. Bei freiwilliger Direktvermarktung kleinerer Anlagen müssen Dienstleistungsentgelte und technische Kosten gegen mögliche Zusatzerlöse gerechnet werden.

Dynamische Stromtarife und Netzladung eines Speichers sind zusätzliche Optionen. Ein Tarif mit günstigen Stunden garantiert noch keine Ersparnis nach Speicherverlusten. Auch die EEG-Zuordnung von Strom aus gemischt geladenen Speichern ist gesondert zu prüfen.

Was Betreiber 2026 konkret tun sollten

1. Inbetriebnahmedatum, Anlagenleistung und Veräußerungsform dokumentieren.
2. Mit Fachbetrieb und Netzbetreiber klären, welche Mess-, Steuerungs- und Begrenzungsvorgaben gelten.
3. Vom Messstellenbetreiber ein konkretes Angebot einschließlich laufender Entgelte einholen.
4. Eine Ertragsrechnung mit realistischem Eigenverbrauch und gegebenenfalls Abregelung erstellen.
5. Speicher und freiwilligen Wechsel ins neue Fördermodell jeweils separat bewerten.
6. Für spätere Inbetriebnahmen den dann geltenden EEG-Förderrahmen erneut prüfen.

Der Vergütungsratgeber 2026 und die Wirtschaftlichkeitsrechnung 2026 ergänzen diese rechtliche Übersicht.

Fazit

Die Solarregeln 2026 verlangen eine genauere Abstimmung von Anlage, Messung und Stromnutzung. Sie machen Photovoltaik weder pauschal unwirtschaftlich noch jeden Speicher erforderlich. Entscheidend sind die für Ihre Anlage geltenden Vorschriften und eine Rechnung, die Ausnahmen, Kosten und zeitliche Effekte berücksichtigt.