Photovoltaik-Einspeisevergütung 2027: Was sich ändern könnte und wie sich Ihre Anlage rechnet

Wie hoch ist die Photovoltaik-Einspeisevergütung 2027?

Am 19. Oktober 2026 gibt es noch keine abschließend feststehende allgemeine Vergütungstabelle für neue PV-Anlagen im Jahr 2027. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht ihre aktuellen Sätze ausdrücklich für Inbetriebnahmen bis zum 31. Dezember 2026 und verweist auf die parlamentarische Beratung der Nachfolgeregelung.

Der Regierungsentwurf sieht für bestimmte kleine Neuanlagen eine befristete Zahlung von 5,2 Cent je Kilowattstunde vor. Die bisherige langfristige feste Einspeisevergütung soll für Neuanlagen durch stärker marktbasierte Modelle ersetzt werden. Das ist der aktuelle politische Vorschlag, kein bereits gesicherter Anspruch für Ihr Bauvorhaben.

Für Ihre Planung sind daher drei Fälle zu unterscheiden: eine bereits laufende Bestandsanlage, eine neue Anlage mit Inbetriebnahme noch 2026 und ein Projekt mit geplanter Inbetriebnahme 2027. Derselbe Dachtyp kann je nach Zeitpunkt und endgültiger Übergangsregel unter unterschiedliche Bedingungen fallen.

• Quelle: Bundesnetzagentur: aktueller Förderstand
• Quelle: Bundestag: EEG-Novelle 2027

EEG 2027: Welche Änderungen sind geplant?

Der Bundestag beriet den Regierungsentwurf am 24. September 2026 in erster Lesung. Am 5. Oktober folgte eine öffentliche Anhörung. Die Stellungnahmen zeigen, dass zentrale Fragen umstritten sind. Für eine Investitionsrechnung zählt deshalb der endgültig beschlossene und anwendbare Gesetzestext.

• Übergangszahlung für Neuanlagen unter 50 kW bei Inbetriebnahme 2027, unter 25 kW bis Ende 2028 und unter 7 kW bis Ende 2030. Die Grenzen sind jeweils strikt „unter“.
• Zahlungsdauer grundsätzlich bis zum Ende des 36. auf die Inbetriebnahme folgenden Kalendermonats; 5,2 ct/kWh ergeben sich zunächst aus 6,2 ct/kWh anzulegendem Wert abzüglich 1 ct/kWh.
• Für neue Anlagen unter 25 kW weitgehender Wegfall der regulären Marktprämie; vorgesehen sind unter Voraussetzungen 1,5 ct/kWh Direktvermarktungsbonus für längstens 48 Folgemonate.
• Einheitlicher anzulegender Wert für nicht ausgeschriebene Solarprojekte und Wegfall des bisherigen Volleinspeisebonus; bei geförderten Neuanlagen ab 100 kW zusätzlich ein Refinanzierungsmechanismus für Mehrerlöse.

Ausnahmen, Anlagenzusammenfassung, Degression und Detailvoraussetzungen sind im Entwurf geregelt. Die Übersicht ersetzt keine Prüfung des späteren Gesetzes. Insbesondere wird aus „bis Ende 2028 in Betrieb nehmen“ keine gemeinsame Abschaltung sämtlicher Zahlungen am 31. Dezember 2028.

Die praktische Folge wäre ein Wechsel der Kalkulation: Kleine Anlagen müssten ihre laufenden Überschüsse stärker über Eigenverbrauch und tatsächlich erzielbare Verkaufserlöse finanzieren. Bei größeren Anlagen rückten Vermarktungsvertrag, Messkonzept und mögliche Rückzahlungen stärker in den Vordergrund.

Auch „keine feste Vergütung“ bedeutet nicht automatisch „kein Geld für Solarstrom“. Ein Stromverkauf kann weiterhin Erlöse bringen. Wie hoch der Betrag nach allen Gebühren ausfällt, ist jedoch eine andere Frage als ein gesetzlich festgelegter Vergütungssatz.

• Quelle: Regierungsentwurf 21/7867, insbesondere §§ 20, 21, 25, 48, 50c und 53
• Quelle: Bundestag: Verfahren und Anhörung

Welche Einspeisevergütung gilt noch 2026?

Für den Vergleich dient die amtliche Tabelle für neue Gebäudeanlagen mit Inbetriebnahme vom 1. August bis 31. Dezember 2026. Sie unterscheidet Überschuss- und Volleinspeisung:

Die Stufen werden anteilig gewichtet. Eine Anlage mit 15 kWp fällt nicht vollständig auf den Satz der zweiten Stufe. Mit den gerundeten Tabellenwerten ergibt sich für Überschusseinspeisung:

(10 × 7,70 + 5 × 6,66) ÷ 15 = rund 7,35 ct/kWh

Verwechseln Sie außerdem den „anzulegenden Wert“ für die Marktprämie nicht mit der festen Einspeisevergütung. Das sind unterschiedliche Größen. Die Tabelle oben enthält die feste Vergütung; beim Vergleich von Angeboten müssen auch die Vermarktungsform und ihre Kosten übereinstimmen.

• Quelle: Bundesnetzagentur: Fördersätze 2026

Einspeisevergütung im Vergleich: Was hat sich seit 2022 verändert?

Ein Vergleich der letzten Jahre hilft, die Diskussion einzuordnen. Die folgende Auswahl zeigt feste Vergütungssätze für neue Gebäudeanlagen bis 10 kWp. Sie vergleicht Inbetriebnahmezeiträume, keine nachträglichen Kürzungen bei bereits laufenden Anlagen.

Seit Februar 2024 wurden die maßgeblichen Werte halbjährlich abgesenkt. Von 8,20 auf gerundet 7,70 ct/kWh beträgt der Rückgang der kleinen Überschusseinspeisung etwa 6,1 Prozent. Das entspricht bei 7.000 jährlich vergüteten Kilowattstunden rund 35 Euro Unterschied pro Jahr.

Die Reformdiskussion für 2027 geht wesentlich weiter als diese bisherigen Anpassungen: Entscheidend wäre die veränderte Laufzeit und Vermarktungsform. Ein bloßer Centvergleich verschleiert diesen Unterschied. Ein höherer Betrag über wenige Jahre kann langfristig weniger Sicherheit bieten als eine niedrigere, lange zugesagte Zahlung.

Ebenso wenig lässt sich aus einer sinkenden Vergütung allein auf sinkende Gesamtrentabilität schließen. Anschaffungskosten, Finanzierungszins, Verbrauch und Stromtarif verändern sich ebenfalls. Vergleichen Sie immer ganze Projekte mit demselben Leistungsumfang.

• Quelle: Originaltabellen im Vergütungsarchiv der Bundesnetzagentur

Eigenverbrauch oder Volleinspeisung: Was lohnt sich mehr?

Bei der Überschusseinspeisung versorgen Sie zuerst zeitgleich benötigte Verbraucher. Der verbleibende Strom fließt ins Netz. Bei der Volleinspeisung verkaufen Sie grundsätzlich die gesamte erzeugte Strommenge und beziehen Ihren Verbrauch separat aus dem Netz.

Eine selbst genutzte Kilowattstunde spart den tatsächlich vermeidbaren Arbeitspreis des Stromtarifs. Grundgebühr und andere unveränderte Fixkosten werden dadurch nicht automatisch kleiner. Der wirtschaftliche Mehrwert des Eigenverbrauchs ist außerdem um den Erlös zu vermindern, den Sie für dieselbe Kilowattstunde durch Einspeisung erhalten hätten.

Zusatznutzen des direkten Eigenverbrauchs = vermiedener Strombezug − entgangener Einspeiseerlös

Bei angenommenen 30 ct/kWh Bezugspreis und 7,70 ct/kWh Vergütung sind das 22,30 Cent zusätzlicher Nutzen je direkt selbst genutzter Kilowattstunde. Ersetzt Solarstrom einen ohnehin günstigen dynamischen Tarif zur Mittagszeit, fällt die Ersparnis entsprechend niedriger aus.

Warum die höhere Volleinspeisevergütung trotzdem interessant sein kann

Ohne passenden Tagesverbrauch kann Volleinspeisung nach den bisherigen Regeln sinnvoll sein. Für eine 10-kWp-Beispielanlage mit identischer Erzeugung liegt der rechnerische Gleichstand bei den 2026er Sätzen und 30 ct/kWh Bezugspreis bei rund 20,3 Prozent direktem Eigenverbrauch: (12,22 − 7,70) ÷ (30 − 7,70). Zusätzliche Zählerkosten, Steuern und unterschiedliche Investitionskosten sind dabei ausgeklammert.

Das ist eine Vergleichsrechnung für das bisherige System. Für ein Projekt mit Inbetriebnahme 2027 darf der bisherige Volleinspeisebonus erst dann eingeplant werden, wenn ihn die tatsächlich geltende Regelung für dieses Projekt vorsieht.

• Quelle: § 48 EEG

Photovoltaik privat oder gewerblich: Wo liegen die Unterschiede?

Es gibt im bisherigen EEG nicht einfach einen privaten und einen gewerblichen Dachstrompreis. Maßgeblich sind insbesondere Inbetriebnahme, Leistung, Anlagenart und Vermarktungsmodell. Ein gleich großes, vergleichbares Projekt erhält nicht allein wegen der Rechtsform einen anderen festen Satz.

Steuerbefreiungen hängen nicht nur am Etikett „privat“

Nach der aktuellen Einkommensteuerregelung können Einnahmen und Entnahmen begünstigter Gebäude-PV-Anlagen steuerfrei sein. Für nach dem 31. Dezember 2024 angeschaffte, in Betrieb genommene oder erweiterte Anlagen gilt grundsätzlich eine Grenze von 30 kWp je Wohn- oder Gewerbeeinheit. Zusätzlich gilt eine Freigrenze von insgesamt 100 kWp je Steuerpflichtigem oder Mitunternehmerschaft. Damit ist nicht jede 100-kWp-Anlage automatisch begünstigt.

Davon getrennt gilt der umsatzsteuerliche Nullsteuersatz für bestimmte Lieferungen und Installationen. Die gesetzliche 30-kWp-Vermutung bei der Anschaffung ist eine andere Regel als die einkommensteuerlichen Grenzen. Ob auf laufende Stromlieferungen Umsatzsteuer anfällt, hängt unter anderem von der Kleinunternehmerregelung ab. Ein Kauf zu null Prozent beantwortet diese Frage nicht allein.

Für größere betriebliche Projekte gehören Abschreibung, Finanzierung und gegebenenfalls Ertragsteuern in eine eigene Rechnung. Ein Steuerabzug ist dabei keine vollständige Erstattung der Investition. Vergleichen Sie steuerliche Vorteile mit dem verbleibenden eigenen Aufwand.

• Quelle: § 3 Nr. 72 EStG
• Quelle: BMF: Einkommensteuerhinweise zu PV
• Quelle: Finanzverwaltung: Steuerregeln und Nullsteuersatz

Negative Strompreise, 60-Prozent-Regel und geplante 50-Prozent-Begrenzung

2025 verzeichnete die Bundesnetzagentur 573 Stunden mit negativen Großhandelspreisen, nach 457 Stunden im Jahr 2024. Diese Stundenanzahl ist weder der prozentuale Ertragsverlust einer PV-Anlage noch die Zahl der Stunden, in denen jede Bestandsanlage ihre Vergütung verliert. Entscheidend sind die tatsächlich betroffenen Einspeisemengen und die für die Anlage geltenden Regeln.

Welche Regelung gilt bereits?

§ 51 EEG sieht bei negativen Spotmarktpreisen eine Verringerung des anzulegenden Wertes auf null vor. Es bestehen Ausnahmen: Für Anlagen unter 100 kW greift die aktuelle Regel beispielsweise erst nach Ablauf des Kalenderjahres, in dem das intelligente Messsystem eingebaut wurde. Bei älteren Anlagen sind die Übergangsbestimmungen zu beachten.

§ 51a sieht unter seinen Voraussetzungen eine Verlängerung des Vergütungszeitraums vor. Bei Solarstrom wird dafür ein besonderes Kontingent an Volllastviertelstunden berechnet. Das ist keine sofortige Erstattung des im betreffenden Monat ausgefallenen Geldes.

Für betroffene neue kleine Anlagen in der Einspeisevergütung oder im Mieterstrommodell gilt nach § 9 eine Begrenzung der maximalen Netzeinspeiseleistung auf 60 Prozent, bis intelligentes Messsystem, Steuerung und die vorgeschriebene erfolgreiche Testung vorhanden sind. Ein digitaler Zähler allein erfüllt diese Bedingungen nicht. Für frühere Inbetriebnahmen bestehen Ausnahmen.

Was würde die vorgeschlagene 50-Prozent-Regel bedeuten?

Der Regierungsentwurf plant bei neuen Dachanlagen unter 100 kW eine dauerhafte Begrenzung der Netzeinspeisespitze auf 50 Prozent der installierten Leistung, auch nach Einbau intelligenter Messtechnik. Das ist noch kein geltendes Recht und bedeutet keine pauschale Halbierung des Jahresertrags.

Ein vereinfachter Momentanvergleich macht den Unterschied deutlich: Eine 10-kWp-Anlage erzeugt gerade 8 kW. Davon verbraucht das Gebäude 2 kW, weitere 1 kW lädt der Speicher. Die übrigen 5 kW fließen ins Netz. Eine Netzeinspeisegrenze von 5 kW würde diese Situation nicht zusätzlich beschneiden. Ist der Speicher voll und bleibt der Verbrauch gleich, müsste dagegen 1 kW abgeregelt werden.

Für den Jahresverlust braucht es eine zeitlich aufgelöste Simulation. Dachausrichtung, Verschattung, Wechselrichter, Speicherfüllstand und steuerbare Verbraucher verändern das Ergebnis. Ein starres „x Prozent weniger Ertrag“ ohne Anlagendaten ist dafür keine belastbare Grundlage.

• Quelle: Bundesnetzagentur: Strommarkt 2025
• Quelle: § 51 EEG
• Quelle: § 51a EEG
• Quelle: § 9 EEG
• Quelle: § 100 EEG
• Quelle: Regierungsentwurf, Änderung des § 9

Rechenbeispiel: Was bedeutet die Einspeisevergütung für ein Eigenheim?

Angenommen, eine 10-kWp-Anlage liefert jährlich 10.000 kWh nutzbaren Solarstrom. Davon werden 3.000 kWh direkt verbraucht und 7.000 kWh vergütet eingespeist. Der vermiedene Strombezug kostet 30 ct/kWh brutto. Diese Werte sind frei gewählte Rechenannahmen, keine Ertrags- oder Tarifprognose.

Die geringere Zahlung reduziert den Jahresnutzen in diesem Beispiel um 175 Euro. Die Einspeiseerlöse fallen um etwa 32,5 Prozent, der gesamte Energienutzen dagegen um etwa 12,2 Prozent. Die Eigenverbrauchsersparnis bleibt hier unverändert.

Das allein beantwortet die Investitionsfrage noch nicht. Die Übergangszahlung wäre zeitlich begrenzt. Ab ihrem Ende braucht die Kalkulation andere Erlöse und gegebenenfalls zusätzliche Vermarktungskosten. Genau dafür folgt weiter unten eine Langzeitbetrachtung.

Die Mengen sind bewusst konstant gesetzt, um den Preiseffekt zu isolieren. Nicht vergütete Einspeisung bei negativen Preisen, technische Abregelung, Mindererträge und laufende Kosten sind in dieser ersten Tabelle noch nicht abgezogen.

Eigene Modellrechnung. Vergleichssatz aus der BNetzA-Tabelle, Übergangswert entsprechend dem oben beschriebenen Regierungsentwurf.

Rechenbeispiel Gewerbe: Warum der Tagesverbrauch so wichtig ist

Ein Betrieb plant eine 60-kWp-Dachanlage. Angenommen werden 57.000 kWh Jahresertrag, 70 Prozent zeitgleicher Eigenverbrauch und 18 ct/kWh tatsächlich vermiedener Netto-Strompreis. Der Grundpreis bleibt unverändert. Einsparungen beim Leistungspreis werden nicht unterstellt.

• Direkter Eigenverbrauch: 39.900 kWh × 0,18 € = 7.182 € pro Jahr.
• Überschusseinspeisung: 17.100 kWh. Mit den gerundeten 2026er Leistungsstufen beträgt der gewichtete Vergleichssatz rund 6,43 ct/kWh.
• Rechnerischer Einspeiseerlös: rund 1.099 € pro Jahr.
• Energienutzen zusammen: rund 8.281 € vor laufenden Kosten und Steuern.

Das Beispiel verdeutlicht den hohen Anteil des Eigenverbrauchs. Es überträgt den 2026er Satz ausdrücklich nicht auf die Inbetriebnahme 2027. Für das geplante System muss die dann geltende Vermarktungs- und Förderregelung angesetzt werden.

Wird als frei gewählte Alternative ein Verkaufserlös von netto 4 ct/kWh nach variablen Vermarktungskosten angenommen, ergeben sich 684 Euro Einspeiseerlös und 7.866 Euro Energienutzen. Feste Gebühren wären zusätzlich abzuziehen. Der Abstand zum 2026er Vergleich beträgt dann rund 415 Euro jährlich.

Ein Büro mit leerem Gebäude am Wochenende unterscheidet sich erheblich von einer Kühlung im Dauerbetrieb. Lastgangdaten sind daher wertvoller als eine pauschal angesetzte Eigenverbrauchsquote. Auch eine höhere Anlagenleistung kann sich lohnen, wenn die zusätzlichen Module günstige Grenzkosten haben und ihr Strom sinnvoll genutzt oder vermarktet wird.

Lohnt sich ein Batteriespeicher bei niedrigerer Einspeisevergütung?

Eine niedrigere Einspeisevergütung vergrößert grundsätzlich den Preisabstand zum vermiedenen Strombezug. Ein Speicher kann diesen Abstand nutzbar machen, indem er Mittagserzeugung für spätere Stunden aufbewahrt. Seine Wirtschaftlichkeit hängt aber von nutzbarer Kapazität, Wirkungsgrad, tatsächlichem Durchsatz, Alterung und Anschaffungskosten ab.

Angenommen, die Batterie liefert zusätzlich 2.000 kWh Solarstrom pro Jahr an die Verbraucher. Bei einem angenommenen Gesamtwirkungsgrad von 90 Prozent müssen dafür rund 2.222 kWh geladen werden. Bei 30 ct/kWh vermiedenem Bezug und 5,2 ct/kWh entgangener Einspeisung ergibt sich:

2.000 × 0,30 € − 2.222,22 × 0,052 € = rund 484 € pro Jahr

Diese 484 Euro sind der zusätzliche Energienutzen vor Batteriekosten. Sie sind noch kein Gewinn. Kapitalkosten, Standby-Verbrauch, Wartung und ein möglicher Ersatz müssen davon getragen werden. Ändern sich Vergütung oder Stromtarif, verändert sich das Ergebnis.

Falls der geladene Strom sonst tatsächlich abgeregelt worden wäre, kann sein entgangener Einspeiseerlös in diesen konkreten Stunden null sein. Umgekehrt hat eine bereits morgens vollgeladene Batterie zur Mittagsspitze keine freie Aufnahmefähigkeit mehr. Eine gute Regelung und eine passende Größe können daher wichtiger sein als möglichst viele Kilowattstunden auf dem Datenblatt.

Planen Sie zuerst den günstigen direkten Verbrauch: E-Auto laden, Warmwasser bereiten oder geeignete Betriebsprozesse verschieben. Zusätzlichen Strom allein für eine schönere Eigenverbrauchsquote zu verbrauchen, spart nichts, wenn dieser Bedarf vorher gar nicht bestand.

Eigene Rechnung mit angenommenem Wirkungsgrad. Produktbezogene Wirkungsgrade, Garantien und Kosten müssen separat geprüft werden.

Wie beeinflusst die Einspeisevergütung 2027 die Rentabilität über 20 Jahre?

Für eine belastbare Rechnung müssen Investition und sämtliche künftigen Zahlungsüberschüsse zusammen betrachtet werden. Der jährliche Energienutzen ist nur eine Zwischengröße:

Jährlicher Überschuss = vermiedene Bezugskosten + Stromverkauf + weitere gesicherte Erlöse − Betriebskosten − Mess- und Vermarktungskosten

Die Anschaffung und gegebenenfalls ein späterer Geräteersatz kommen als eigene Zahlungen hinzu. Finanzierungen verlangen zusätzlich eine Liquiditätsrechnung. Bei einer Kapitalwertrechnung darf derselbe Finanzierungseffekt nicht doppelt über Zinszahlungen und Diskontierung belastet werden.

Eine transparente Szenariorechnung

Wir verwenden die 10-kWp-Mengen aus dem Eigenheimbeispiel. Hinzu kommen rein beispielhafte 15.000 Euro Anfangsinvestition, 250 Euro laufende Kosten jährlich und 3 Prozent jährlicher Kalkulationszins. Diese Beträge sind kein SolarX-Angebot und keine Marktpreisangabe.

Für die ersten drei vollständigen Modelljahre setzen wir 5,2 ct/kWh an; anschließend vier unterschiedliche Netto-Verkaufserlöse. Diese vereinfachte Jahresdarstellung bildet keine monatsgenaue gesetzliche Frist ab. Die späteren Beträge sind Szenarien und ausdrücklich keine Preisprognosen. Zusätzliche Boni werden nicht eingerechnet.

Ein negativer Kapitalwert bedeutet, dass diese Modellanlage die geforderte Verzinsung von 3 Prozent unter den gewählten Annahmen nicht erreicht. Das ist etwas anderes als eine jährlich negative Stromrechnung. Im 4-Cent-Szenario entstehen über 20 Jahre nominal 18.852 Euro Überschüsse vor Abzug der Anfangsinvestition. Ihre abgezinste Summe beträgt dagegen nur rund 14.074 Euro.

In diesem Modell fehlen bewusst Degradation, Strompreisänderungen, außergewöhnliche Reparaturen, Steuern und Restwert. Ein tatsächlicher Wechselrichterersatz würde das Ergebnis verschlechtern, ein höherer nutzbarer Eigenverbrauch oder eine niedrigere Anfangsinvestition könnte es verbessern. Für eine Kaufentscheidung muss die Kalkulation um diese projektspezifischen Größen ergänzt werden.

Welche Stellschrauben verändern das Ergebnis am stärksten?

Prüfen Sie mindestens niedrigeren Ertrag, geringeren Eigenverbrauch, einen günstigeren Netzstromtarif und höhere Investitionskosten als Gegenfälle. Ein Projekt, das nur mit stark steigenden Strompreisen und nahezu kostenlosem Speicher positiv wird, ist empfindlich gegenüber Abweichungen.

Zur Einordnung: Die Fraunhofer-ISE-Studie von 2024 berechnete für kleine PV-Dachanlagen Stromgestehungskosten von 6,3 bis 14,4 ct/kWh. Diese historische Modellspanne ist kein Angebotspreis für 2027. Sie zeigt, warum Standort, Investition und Nutzungsdauer gemeinsam betrachtet werden müssen.

• Quelle: Fraunhofer ISE: Stromgestehungskosten erneuerbare Energien, 2024

Direktvermarktung 2027: Welche Vertragsdetails entscheiden?

Bei der Direktvermarktung wird der eingespeiste Strom über einen Vermarktungspartner verkauft. Je nach Förderfähigkeit kommt eine Marktprämie hinzu. Marktpreis, Marktprämie und Direktvermarktungsbonus sind unterschiedliche Positionen und dürfen nicht pauschal als drei frei kombinierbare Zusatzerlöse addiert werden.

Für einen Vergleich sind diese Fragen entscheidend:

• Welche Preisgrundlage gilt? Tatsächlicher Viertelstundenpreis, technologiespezifischer Marktwert oder eine vertragliche Preisformel?
• Was wird abgezogen? Monatlicher Grundpreis, variable Vermarktungsgebühr, Bilanzierung, Messung, Kommunikation und gegebenenfalls Steuerung?
• Wie werden negative Preise behandelt? Gibt es Abregelung, Durchreichung negativer Erlöse oder besondere Vertragsgrenzen?
• Welche Technik ist erforderlich? Welche Messung und Fernsteuerbarkeit werden verlangt, wer installiert sie und wer trägt laufende Kosten?
• Wie flexibel ist der Vertrag? Laufzeit, Kündigung, Anbieterwechsel und Ausfälle des Dienstleisters gehören in den Vergleich.

Eine einfache Größenordnung: 120 Euro jährlicher Festpreis entsprechen bei 2.000 kWh Einspeisung bereits 6 ct/kWh, bei 20.000 kWh dagegen 0,6 ct/kWh. Derselbe Vertrag kann deshalb für kleine Restmengen unwirtschaftlich und für größere Mengen akzeptabel sein.

Der durchschnittliche Börsenstrompreis eines ganzen Jahres ist kein garantiert erzielbarer Solarpreis. PV-Anlagen erzeugen besonders viel zu ähnlichen Tageszeiten. Relevant ist der Wert ihrer tatsächlichen Einspeisung nach Gebühren. Für 2027 lassen sich solche künftigen Werte heute nicht zuverlässig festschreiben, solange kein entsprechender belastbarer Vertrag vorliegt.

• Quelle: Bundesnetzagentur: Solaranlagen und EEG-Abwicklung

Was passiert 2027 mit bestehenden Photovoltaikanlagen?

Eine neue Tabelle für Neuanlagen setzt den Satz einer schon laufenden Anlage nicht automatisch neu fest. Nach § 25 EEG läuft die Förderung grundsätzlich 20 Jahre; bei gesetzlich bestimmten anzulegenden Werten bis zum Ende des zwanzigsten Zahlungsjahres. Maßgeblich bleiben die einschlägige Gesetzesfassung und Sonderregeln.

Für Bestandsanlagen ist deshalb zuerst das Inbetriebnahmedatum festzustellen. Bei Erweiterungen, Austausch und Repowering braucht es eine gesonderte Zuordnung. Zusätzliche Module übernehmen nicht ohne Weiteres den alten Satz des bestehenden Dachs. Auch technische Pflichten und der Vergütungsanspruch sind getrennt zu beurteilen.

Ist die ursprüngliche Förderung ausgelaufen, darf sie nicht einfach für weitere 20 Jahre fortgeschrieben werden. Dann sind die Regeln für ausgeförderte Anlagen, laufende Vermarktungskosten und die Umstellung auf Eigenverbrauch zu prüfen. Ein Weiterbetrieb kann sinnvoll sein, muss sich aber mit den dann geltenden Erlösen und Kosten rechnen.

• Quelle: § 25 EEG: Förderzeitraum
• Quelle: § 100 EEG: Übergangsbestimmungen

Einspeisevergütung 2027 in Berlin und Brandenburg

Die EEG-Vergütung ist bundesrechtlich geregelt. Für ein vergleichbares Projekt gibt es deshalb keinen eigenen höheren Tarif allein wegen einer Berliner oder Brandenburger Postleitzahl. Lokale Förderprogramme sind separat zu betrachten und können eigene Bedingungen zur Kombination mit anderen Förderungen haben.

Unterschiede entstehen am konkreten Objekt. Bei einem Berliner Reihenhaus können Dachaufbauten, Verschattung und geringe verfügbare Fläche die Planung bestimmen. Bei einem Eigenheim in Brandenburg können größere Dachflächen interessant sein. Eine Gewerbehalle wiederum braucht einen Abgleich mit Statik, Anschluss und betrieblichem Lastgang. Das sind mögliche Planungssituationen, keine pauschalen Aussagen über jedes Gebäude der Region.

Für Ihre Wirtschaftlichkeit sollten Netzbetreiber, Messkonzept und Anschlussbedingungen früh feststehen. Auch ein gutes Jahresertragspotenzial hilft wenig, wenn ein Angebot notwendige Arbeiten am Zählerschrank oder den Aufwand für die Einbindung großer Verbraucher auslässt.

Mehr zur regionalen Planung finden Sie bei Photovoltaik in Berlin und Photovoltaik in Brandenburg.

Photovoltaik noch 2026 installieren oder bis 2027 warten?

Die Entscheidung sollte aus einem belastbaren Angebotsvergleich entstehen. Eine mögliche Änderung der Vergütung ist dabei wichtig, aber sie rechtfertigt keinen überhöhten Kaufpreis und keine unpassende Anlagenauslegung.

Vergleichen Sie für beide Inbetriebnahmezeitpunkte dieselbe Technik und berücksichtigen Sie den entgangenen Eigenverbrauch während einer Wartezeit. Ein kleiner Vergütungsvorteil kann durch einen höheren Anschaffungspreis aufgezehrt werden. Umgekehrt kann eine bessere Planung über viele Jahre mehr bringen als wenige Wochen Zeitgewinn.

Ein Auftrag oder eine Anzahlung allein sichern nicht automatisch den heutigen Vergütungssatz. Entscheidend sind die gesetzlichen Voraussetzungen der Inbetriebnahme und die für das konkrete Projekt geltenden Übergangsregeln. Lassen Sie sich Zeitplan, technische Voraussetzungen und Berechnungsannahmen schriftlich erklären.

Diese Angaben gehören vor der Entscheidung auf den Tisch

• Vollständiger Investitionsumfang einschließlich Elektroarbeiten, Messung und Anschluss.
• Ertragssimulation mit realer Dachbelegung, Ausrichtung und Verschattung.
• Lastprofil und zeitgleicher Eigenverbrauch, getrennt von der Autarkiequote.
• Ein rechtlich passendes Vergütungs- oder Vermarktungsszenario für den Inbetriebnahmetermin.
• Speicherrechnung mit Verlusten, erwarteter Nutzung und möglichen Ersatzkosten.
• Mindestens ein vorsichtiges Szenario mit geringeren Erlösen und höherem Aufwand.
• Zuständigkeit für Netzbetreiberunterlagen und Registrierung.

Die Anlage muss innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme im Marktstammdatenregister registriert werden. Auch ein ortsfester Batteriespeicher ist registrierungspflichtig. Die Registermeldung ersetzt nicht sämtliche Schritte des Netzanschlusses und der Abrechnung.

• Quelle: Bundesnetzagentur: Anmeldung, Anschluss und Registrierung
• Quelle: MaStR: Registrierungsfristen

Quellen und Rechenmethode

Recherchezeitpunkt: 19. Oktober 2026. Gesetzesentwurf, geltendes Recht und Modellannahmen werden getrennt behandelt. Vor einer späteren Veröffentlichung oder Investition ist insbesondere der Gesetzgebungsstand für 2027 erneut zu prüfen.

Berechnungen: Eurobeträge kaufmännisch gerundet. Historische ct/kWh mit zwei Nachkommastellen. Leistungsstufen anteilig gewichtet. Langzeitmodell: Anfangsauszahlung zu Beginn, Jahresüberschüsse jeweils am Jahresende, Kapitalwert = Summe der mit 3 % abgezinsten Jahresüberschüsse minus 15.000 €. Keine Ertrags-, Rendite- oder Strompreisgarantie. Private Zahlen brutto, gewerbliche Beispielwerte netto bei unterstelltem Vorsteuerabzug. Der Artikel bietet allgemeine Informationen und ersetzt keine individuelle Rechts-, Steuer- oder Investitionsprüfung.

• Quelle: Bundesnetzagentur: EEG-Förderung und aktuelle Fördersätze.
• Quelle: Bundesnetzagentur: archivierte Originaltabellen 2022–2026.
• Quelle: Deutscher Bundestag: Stand der EEG-Novelle 2027, erste Lesung und Anhörung.
• Quelle: Regierungsentwurf, Drucksache 21/7867 vom 7. September 2026.
• Quelle: EEG § 25
• Quelle: § 48
• Quelle: § 9
• Quelle: § 51
• Quelle: § 51a
• Quelle: § 100
• Quelle: EStG § 3 Nr. 72
• Quelle: BMF-Einkommensteuerhinweise.
• Quelle: Finanzverwaltung Baden-Württemberg: Steuerregeln für PV-Anlagen.
• Quelle: Bundesnetzagentur: Strommarktdaten 2025.
• Quelle: Fraunhofer ISE: Studie Stromgestehungskosten erneuerbare Energien, 2024.
• Quelle: Bundesnetzagentur: Registrierung und Netzanschluss
• Quelle: MaStR: Fristen.