Förderung · EEG-Einspeisevergütung

EEG-Einspeisevergütung verständlich erklärt: Anspruch, Marktprämie & Ausfallvergütung

Die EEG-Einspeisevergütung ist seit 2000 das Rückgrat der deutschen Photovoltaik-Förderung. Wer Strom in das öffentliche Netz einspeist, erhält für 20 Jahre einen gesetzlich garantierten Cent-Betrag pro kWh — entweder als Festvergütung (Anlagen bis 100 kWp) oder über die Marktprämie (Direktvermarktung, ab 100 kWp Pflicht). Zur Orientierung: Kleinere Aufdachanlagen erhalten in der Volleinspeisung derzeit rund 10–12 ct/kWh (größenabhängig), große Anlagen in der Direktvermarktung deutlich weniger. Diese Seite erklärt die dauerhafte Mechanik dahinter: wie die Vergütung entsteht, welche Vergütungsformen es gibt und was nach 20 Jahren passiert.

Wie die EEG-Vergütung entsteht: anzulegender Wert, Degression, 20 Jahre

Der Kern der EEG-Förderung ist der anzulegende Wert (AW) — der Cent-Betrag pro Kilowattstunde, auf den ein Anlagenbetreiber Anspruch hat. Er wird für kleinere und mittlere Anlagen direkt im EEG festgelegt; bei Großanlagen über 1 MWp ermittelt ihn der Wettbewerb in den Ausschreibungen der Bundesnetzagentur. Entscheidend: Der anzulegende Wert wird zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme einmalig fixiert und gilt dann unverändert für den gesamten Vergütungszeitraum.

Dieser Zeitraum beträgt 20 Kalenderjahre plus das Inbetriebnahmejahr — eine Anlage, die im Juni ans Netz geht, erhält die Vergütung also faktisch für rund 20,5 Jahre. Für Neuanlagen sinken die anzulegenden Werte regulär halbjährlich (jeweils zum 1. Februar und 1. August) um einen gesetzlich festgelegten Degressionsfaktor; bei außergewöhnlich starkem Zubau kann der sogenannte atmende Deckel (§49 EEG) die Absenkung beschleunigen. Die Degression betrifft ausschließlich Neuanlagen — für Bestandsanlagen ändert sich nichts. Für die Projektplanung folgt daraus: Der Inbetriebnahme-Zeitpunkt entscheidet über den Tarif, der zwei Jahrzehnte lang gilt.

Die konkreten Cent-Beträge je Größenklasse ändern sich mit jeder Degressionsrunde — deshalb pflegen wir sie zentral unter Aktuelle EEG-Sätze & Marktdaten; die amtliche Quelle ist die Bundesnetzagentur.

Volleinspeisung vs. Überschusseinspeisung für Gewerbe

Seit dem EEG 2023 gibt es zwei Tarifkategorien: Volleinspeisung (der gesamte Strom geht ins Netz, dafür gilt ein höherer Vergütungssatz) und Überschusseinspeisung (der Betrieb verbraucht zuerst selbst, nur der Rest wird zum niedrigeren Satz eingespeist). Welche Variante wirtschaftlich gewinnt, entscheidet nicht der Tarif, sondern das Lastprofil des Standorts — denn jede selbst verbrauchte Kilowattstunde ersetzt teuren Netzstrom und ist damit meist mehr wert als jede eingespeiste.

Ein Wechsel zwischen beiden Varianten ist möglich — er muss dem Netzbetreiber vor dem 1. Dezember für das Folgejahr gemeldet werden. Das ist relevant, wenn sich das Lastprofil im Betrieb ändert, etwa durch neue Produktionslinien oder eine E-Flotte.

Marktprämie vs. feste Einspeisevergütung

Ökonomisch führen beide Wege zum selben Anker: dem anzulegenden Wert. Bei der Festvergütung zahlt der Netzbetreiber direkt einen festen Satz (anzulegender Wert minus 0,4 ct/kWh) — einfach, aber ohne Marktchancen. Bei der Marktprämie verkauft ein Direktvermarkter den Strom an der Börse; die Marktprämie gleicht die Differenz zwischen dem monatlichen Marktwert Solar und dem anzulegenden Wert aus (Formel: Marktprämie = anzulegender Wert − Marktwert Solar). Liegt der Marktwert über dem anzulegenden Wert, wird die Prämie null und der Betreiber profitiert vom höheren Börsenerlös — ein asymmetrisches Chancenprofil.

Die vollständige Mechanik — Bilanzkreis, Kosten, Marktwert Solar, PPA — erklärt der Spoke Direktvermarktung Photovoltaik.

Ausfallvergütung nach §21 EEG: die Rückfalloption der Direktvermarktung

Was passiert, wenn eine direktvermarktungspflichtige Anlage plötzlich ohne Direktvermarkter dasteht — etwa weil der Anbieter insolvent wird, den Vertrag kündigt oder beim Anbieterwechsel eine Lücke entsteht? Für genau diesen Fall sieht §21 EEG die Ausfallvergütung vor (im Gesetz: „Einspeisevergütung in Ausnahmefällen“): Der Netzbetreiber nimmt den Strom übergangsweise weiter ab und vergütet ihn — die Anlage fällt also nicht auf null Erlös.

Zwei Eigenschaften machen die Ausfallvergütung bewusst unattraktiv als Dauerlösung. Erstens die 80-Prozent-Regel: Vergütet werden nur 80 % des anzulegenden Werts der Anlage — der Abschlag von 20 % ist der gesetzliche Anreiz, schnell wieder in die reguläre Direktvermarktung zurückzukehren. Zweitens die zeitliche Begrenzung: Die Ausfallvergütung darf höchstens drei aufeinanderfolgende Kalendermonate und insgesamt höchstens sechs Monate pro Kalenderjahr in Anspruch genommen werden.

In der Praxis ist die Ausfallvergütung damit ein Sicherheitsnetz, kein Betriebsmodell: Sie verschafft dem Betreiber Zeit, einen neuen Direktvermarktervertrag zu schließen, ohne dass die Anlage erlösfrei einspeist. Eine professionelle Betriebsführung überwacht den Direktvermarkterstatus laufend und leitet den Wechsel ein, bevor die Fristen eng werden — in den von SunShine betreuten Projekten gehört das zum Standard-Monitoring.

In 5 Schritten zur ausgezahlten EEG-Vergütung

Berechnung der Festvergütung — Beispielrechnung 100 kWp

Die Rechnung ist bewusst einfach gehalten und arbeitet mit einem illustrativen Vergütungssatz von rund 11 ct/kWh (Volleinspeisung, Größenklasse 40–100 kWp) — den jeweils gültigen Satz entnehmen Sie der Marktdaten-Seite. Der spezifische Ertrag hängt vom Standort ab: Süddeutschland erreicht typisch 1.000–1.100 kWh/kWp, Norddeutschland 850–950 kWh/kWp; die Vergütungssätze selbst sind bundeseinheitlich.

Anlagenzusammenfassung §24 EEG — Falle bei mehrstufigem Ausbau

§24 EEG fasst Anlagen zusammen, wenn sie innerhalb von 24 Monaten in räumlicher Nähe (1 km Luftlinie auf demselben Gewerbegebiet oder Grundstück) errichtet wurden und denselben Investor haben. Folge: Die Anlagen werden für die Vergütungshöhe wie EINE Anlage behandelt — kleinere Tarife werden auf die Gesamtleistung angewandt. Wichtig für mehrstufige Ausbauprojekte: Wer in zwei Tranchen 60 + 60 kWp baut, landet im 100+-kWp-Segment mit Direktvermarktungspflicht, statt zweimal die Festvergütung für 60 kWp zu erhalten.

Nach 20 Jahren: Ü20-Anlagen und Weiterbetrieb

Mit Ablauf des Vergütungszeitraums (20 Kalenderjahre + Inbetriebnahmejahr) gilt die Anlage als ausgefördert — sie darf weiter einspeisen, erhält aber keinen anzulegenden Wert mehr. Ein Stilllegungsgrund ist das nicht: Moderne Module sind auf 30 und mehr Betriebsjahre ausgelegt, und eine abgeschriebene Anlage produziert zu minimalen Grenzkosten.

Für den Weiterbetrieb gibt es vier Wege: (1) Auffangvermarktung für kleinere Anlagen — ausgeförderte Anlagen bis 100 kWp können den Strom weiter dem Netzbetreiber überlassen und erhalten dafür den Jahresmarktwert abzüglich einer Vermarktungskostenpauschale (befristete Übergangsregelung). (2) Sonstige Direktvermarktung zu Spotmarktpreisen — typisch 4–8 ct/kWh, abhängig vom Strompreisniveau. (3) PPA-Folgevertrag mit einem Industrieabnehmer — für Großanlagen der wirtschaftliche Standard, sinnvollerweise ab Jahr 18–20 vorbereitet. (4) Umrüstung auf Eigenverbrauch oder Repowering, wenn der Standort mehr Leistung trägt — dann beginnt für die neue Anlage ein neuer EEG-Zeitraum. Details zu PPA und sonstiger Direktvermarktung im Spoke Direktvermarktung & PPA.

Im Kontext der Gesamtstrategie

Die EEG-Vergütung ist das planbare Erlösfundament jeder gewerblichen PV-Investition. Bei größeren Anlagen wird sie über die Direktvermarktung ausgezahlt — Details: Direktvermarktung Photovoltaik. Die jeweils aktuellen Werte bündelt Aktuelle EEG-Sätze & Marktdaten. Bei Anlagen > 1 MWp gilt die Innovationsausschreibung. Finanzierung über KfW: KfW Photovoltaik Übersicht. Steuerliche Hebel (IAB §7g) parallel: IAB-Leitfaden. Wie daraus ein Investment mit 6–8 % Zielrendite wird, zeigt der Pillar Photovoltaik-Investment; Gesamtkontext: Pillar Förderung & Finanzierung.

Häufige Fragen (FAQ)

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