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Rechtsanwältin
Wohin steuert die Förderung für Strom aus Erneuerbaren Energien? Ein Rückblick auf das EEG im Jahr 2025 und die Erwartungen für 2026
- EEG- und EnWG-Anpassungen stärken die Systemdienlichkeit, lassen aber Strukturreformen offen
- Negative Strompreise und Viertelstundenhandel verändern Förderlogik
- Flexible Netzanschlüsse und Smart-Meter-Rollout sollen Engpässe entschärfen
- Beihilferechtliche Unsicherheiten blockieren Investitionen und verzögern Projekte
Der Ausbau Erneuerbarer Energien traf 2025 auf neue rechtliche Leitplanken. Anpassungen im EEG, das Solarspitzengesetz und flexible Netzanschlussmodelle sollen Netzstabilität und Marktintegration verbessern. Gleichzeitig bremsen weiterhin offene beihilferechtliche Fragen und das ungeklärte künftige Strommarktdesign derzeit viele Projekte aus. Der Beitrag beleuchtet die zentralen Erkenntnisse aus dem Jahr 2025 und gibt einen Ausblick auf das, was uns voraussichtlich im Jahr 2026 erwartet.
Das Jahr 2025 war im Bereich der Förderung Erneuerbarer Energien von gegenläufigen Entwicklungen geprägt. Einerseits wurden durch Novellierungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) wesentliche rechtliche Rahmenbedingungen für die weitere Dekarbonisierung des Energiesystems und die Fortentwicklung des Strommarktes angepasst. Andererseits blieben weitergehende strukturelle Reformen bislang aus, was aus Sicht vieler Marktteilnehmer insbesondere in der Solarbranche zu einer erhöhten Erwartungshaltung im Hinblick auf eine zeitnahe Klärung des künftigen Strommarktdesigns sowie offener beihilferechtlicher Fragen geführt hat.
Solarspitzengesetz – Anreize für eine systemdienliche Einspeisung
Mit dem am 25.2.2025 in Kraft getretenen Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung temporärer Erzeugungsüberschüsse („Solarspitzengesetz“) reagiert der Gesetzgeber auf die veränderte Struktur der Stromerzeugung infolge des weiter steigenden Anteils Erneuerbarer Energien sowie auf den wachsenden Strombedarf. Ziel der Neuregelungen ist es, den Ausbau Erneuerbarer Energien stärker systemdienlich auszugestalten, den sicheren Betrieb der Stromnetze zu gewährleisten und zugleich Netzanschlussprozesse zu beschleunigen und transparenter zu gestalten.
Insbesondere stellen temporäre Erzeugungsüberschüsse eine Herausforderung für die Systemsicherheit des Netzbetriebs dar und sind Ausdruck einer unzureichenden Flexibilität auf Angebots- und Nachfrageseite.
Zentrales Instrument ist die Anpassung der Förderung bei negativen Strompreisen. Für Neuanlagen reduziert sich der anzulegende Wert nach § 51 EEG 2023 in sämtlichen Viertelstunden mit negativen Spotmarktpreisen auf null. Dann wird folglich keine Marktprämie ausgezahlt und der Förderanspruch entfällt für diesen Zeitraum. Hierdurch sollen Anlagenbetreiber zu einem marktdienlicheren Verhalten angereizt werden.
Die Anpassung knüpft an die Umstellung der im Day-Ahead-Markt gehandelten Produkte von Stunden- auf Viertelstundenkontrakte an. Dadurch wird die Förderung enger an die tatsächliche Marktsituation gekoppelt. Da negative Strompreise in der Praxis häufig über mehrere Stunden auftreten, wird in der aktuellen Marktbeobachtung vielfach davon ausgegangen, dass die wirtschaftlichen Auswirkungen dieser Umstellung gegenüber der bisherigen Regelung nur wenig ins Gewicht fallen werden.
Zur Abmilderung der finanziellen Nachteile durch die Negativstunden sieht § 51a EEG eine Anrechnung der Zeiträume ohne Vergütung auf die Förderdauer vor. Die betreffenden Zeiträume werden mit dem Faktor 0,5 auf die reguläre Förderlaufzeit von 20 Jahren angerechnet, wobei die jahresdurchschnittliche Ertragsverteilung berücksichtigt wird. Hierdurch wird die entgangene Vergütung quasi an das Ende des regulären Förderzeitraums „angehängt“. Betreiber von Bestandsanlagen haben zudem die Möglichkeit, freiwillig in das neue Regelungsregime zu wechseln; im Gegenzug erhöht sich der anzulegende Wert für diese Anlagen nach § 100 Abs. 47 Satz 3 EEG 2023 um 0,6 ct/kWh.
Flankierend wurden die Eingriffsbefugnisse der Übertragungsnetzbetreiber erweitert. Nach § 5 Abs. 3 EEV sind Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, Strom aus fernsteuerbaren EEG‑Anlagen in Zeiten stark negativer Börsenpreise nur noch mit Preislimits zu vermarkten und nicht verkaufte Mengen durch Abregelung der Wirkleistungseinspeisung zu reduzieren. Die Wirksamkeit dieser Maßnahmen hängt grundlegend von dem Anteil der fernsteuerbaren Anlagen in der Einspeisevergütung ab, da sie nur für alle fernsteuerbaren Anlagen verpflichtend ist (vgl. § 5 Abs. 2 EEV).
Der Erfolg dieser verpflichtenden limitierten Vermarktung ist linear von dem Anteil der steuerbaren Anlagen im Sinne von § 4a Abs. 2 Nr. 2 EEV abhängig, weshalb über den Smart‑Meter‑ und Steuerungs‑Rollout (§ 9 EEG, § 29, § 45 MsbG) der Kreis der als fernsteuerbar geltenden Anlagen in den kommenden Jahren deutlich ausgeweitet wird. Die Pflicht zum Einbau einer auf das iMSys abgestimmten Steuerungseinrichtung, die bisher dem Anlagenbetreiber oblag, geht auf die Messstellenbetreiber über – zusätzlich zu der Pflicht, Steuerungseinrichtungen an den Netzanschlusspunkten zu errichten.
Vor diesem Hintergrund erfolgte die Entwicklung eines angepassten Rollout-Fahrplans für intelligente Steuerungseinrichtungen, um perspektivisch die technische Reaktionsfähigkeit der Anlagen auf negative Preise zu erhöhen. Die hierdurch gesetzten Steuerungsanreize werden ihre Wirkung auf den Strommarkt jedoch erst in den kommenden Jahren entfalten.
Weitere Weichenstellungen betreffen die flexiblen Netzanschlussvereinbarungen nach § 8a EEG 2023. Diese sollen den Netzanschluss auch bei bestehenden Netzengpässen erleichtern und zugleich die Integration von Batteriespeichern fördern. Um dem aktuellen Bedarf an Netzanschlüssen zu begegnen und gleichzeitig eine bessere Auslastung und Nutzung der bestehenden Kapazitäten zu ermöglichen, wird künftig die Überbauung von Netzanschlusspunkten ermöglicht. Dies setzt voraus, dass Einspeiser, die denselben Netzanschlusspunkt nutzen, im Rahmen einer „flexiblen Netzanschlussvereinbarung“ ihre maximale Einspeisung begrenzen. Auch die Vereinbarung von bestimmten Einspeisefenstern ist möglich. Ergänzend ermöglicht es das sogenannte Cable-Pooling, bereits genutzte Netzverknüpfungspunkte als Anschluss für weitere Anlagen heranzuziehen (§ 8 Abs. 2 Satz 2 EEG 2023).
Beihilferechtlicher Genehmigungsstau durch die Kommission und Novellierung des EEGs
Die beihilferechtliche Genehmigung des Solarpakets I durch die EU-Kommission steht weiterhin aus. Nach Angaben der Kommission ist insbesondere das Fehlen einer Regelung zur Rückführung möglicher Überkompensationen („Claw-Back-Mechanismus“) ein wesentlicher Grund für die Verzögerung. Der deutsche Gesetzgeber ist bislang davon ausgegangen, dass eine solche Regelung erst ab dem Jahr 2027 erforderlich sein könnte. Aus Sicht der Europäischen Kommission ist dies jedoch wohl der Grund für das Ausbleiben der Genehmigungen.
Derzeit wird im Marktprämienmodell eine Förderung ausbezahlt, wenn der am Markt erzielte Verkaufspreis unter dem Förderniveau liegt. Liegt der Verkaufspreis darüber, kann dieser „Übergewinn“ vom Anlagenbetreiber einbehalten werden. Den EU-Vorgaben nach sollen jedoch Erlöse über dem Förderniveau zurückfließen. Die Unklarheiten führen dazu, dass bisher nicht abzusehen ist, ob im Jahr 2026 der beihilferechtliche Genehmigungsprozess abgeschlossen sein wird. Bis zur Entscheidung gelten weiterhin die bisherigen Bestimmungen des EEGs 2023 in der Fassung vom 15.5.2024 (§ 101 Abs. 1 S. 2 EEG 2023).
Die Diskussion um den Claw-Back-Mechanismus ist jedoch nicht nur ein Detail im aktuellen Genehmigungsprozess. Sie verweist auf eine grundsätzliche Entwicklung im europäischen Beihilferecht und auf die bevorstehenden Änderungen im deutschen Fördersystem für Erneuerbare Energien. Denn zum Ende des Jahres 2026 läuft die beihilferechtliche Genehmigung für das derzeitige EEG-Fördersystem aus.
Die EEG-Novelle
Bisher wird davon ausgegangen, dass in den kommenden Monaten bereits ein erster Gesetzesentwurf veröffentlicht wird und vor der Sommerpause den Bundestag passieren wird, um im Anschluss durch die Kommission auf Grundlage der EU-Beihilfevorschriften geprüft und genehmigt zu werden.
Zusätzlich zu dem geforderten Claw-Back-Mechanismus und wie bereits im „Zehn-Punkte-Plan“ von Bundeswirtschafts- und Energieministerin Katherina Reiche angekündigt, der am 15.9.2025 auf der Website des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) veröffentlicht wurde, soll eine verstärkte Förderung des markt- und systemdienlichen Netzausbaus stattfinden. So will der Bund den Ausbau Erneuerbarer Energien weiter fördern und auch an dem Ziel festhalten, dass bis 2030 rund 80 Prozent des Stroms in Deutschland aus erneuerbaren Energiequellen kommen. Das System müsse aber nach Ansicht des BMWE in Zukunft kosteneffizienter werden.
Weiterhin wird der Fokus auf digitale Bereiche etwa bei KI oder Elektrifizierung gelegt, wonach die Nutzung künstlicher Intelligenz vom BMWE als Schlüssel für den Erfolg eines dezentralen Energiesystems angesehen wird, genauso wie eine flexiblere Speichernutzung und die Vereinfachung der Direktvermarktung.
Fazit
Das Jahr 2025 war für die Erneuerbare-Energien-Branche von erheblichen strukturellen Herausforderungen unter den geltenden Rahmenbedingungen des EEGs 2023 geprägt. Beihilferechtliche Unsicherheiten infolge des noch nicht abgeschlossenen Abstimmungsprozesses zwischen der Europäischen Kommission und der Bundesregierung ohne absehbaren zeitlichen Rahmen haben dabei die Umsetzung einiger Projekte verzögert. Weitere Klarheit über die zukünftige Ausgestaltung des EEG-Fördersystems wird sehnlichst erwartet. Wo auch immer die Reise aber hingeht, wir unterstützen gerne.