Einspeisevergütung und Marktprämie: Woran dein EEG-Anspruch hängt

Die Einspeisevergütung wirkt wie ein fester Tarif: Strom rein, Cent raus. Tatsächlich ist der Anspruch eine Kette aus einem halben Dutzend Paragraphen, einer Rechenanlage und zwei Übergangsvorschriften mit zusammen weit über fünfzig Absätzen — und an jedem Glied kann Geld verloren gehen. Dieser Artikel geht die Kette einmal entlang: wie der Anspruch entsteht, wie er berechnet wird, was ihn kürzt und welche Gesetzesfassung für deine Anlage überhaupt gilt.

Ein Beispiel, das mitläuft

Damit das nicht abstrakt bleibt, begleitet uns eine konkrete Anlage: 29,7 kWp Solar mit 94-kWh-Speicher, Niederspannung, Netzgebiet Netze BW, in der Direktvermarktung mit Marktprämie. Sie liegt an mehreren Schwellen des Gesetzes knapp auf der einen oder anderen Seite. Was jeweils für sie gilt, steht am Ende der Abschnitte.

Der Weg des Geldes: drei Weichen

Bevor ein Cent fließt, muss dein Strom drei Weichen passieren. Die erste sagt, ob es einen Anspruch gibt. Die zweite sagt, welchen. Die dritte sagt, wie hoch er ist.

Erste Weiche: § 19 — der Anspruch dem Grunde nach

§ 19 Abs. 1 EEG begründet den Zahlungsanspruch — gegen den Netzbetreiber, nicht gegen den Staat. Er kennt genau drei Formen: die Marktprämie (Nr. 1), die Einspeisevergütung (Nr. 2) und den Mieterstromzuschlag (Nr. 3).

Eine Bedingung nennt § 19 noch, die selten praktisch wird: Nach Abs. 4 und 5 entfällt der Anspruch, wenn der Betreiber bei Inbetriebnahme ein Unternehmen in Schwierigkeiten ist oder offene EU-Rückforderungen gegen ihn bestehen.

Zweite Weiche: § 21b — die Veräußerungsform

Welche der drei Formen tatsächlich gezahlt wird, entscheidet nicht § 19, sondern die Zuordnung deiner Anlage zu einer Veräußerungsform nach § 21b Abs. 1 Satz 1 EEG. Sie ist Pflicht. Es gibt vier Veräußerungsformen, aber nur drei Ansprüche: Die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG trägt gar keine Zahlung nach § 19. Ob Direktvermarktung oder Einspeisevergütung für dich die bessere Wahl ist, erklärt Direktvermarktung vs. Einspeisevergütung — hier geht es um die Mechanik dahinter.

Drei Dinge daran sind hart:

• Ohne Zuordnung kein Geld. Eine selbst gewählte erstmalige Zuordnung und jeder Wechsel werden nur wirksam, wenn sie dem Netzbetreiber fristgerecht mitgeteilt werden (§ 21c Abs. 1 Satz 1 EEG). Wer unter 200 kW keine andere Zuordnung trifft, gilt kraft Gesetzes als der unentgeltlichen Abnahme zugeordnet — deren Anspruch beträgt null (§ 21c Abs. 1 Satz 3, § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EEG). Das beseitigt aber nicht das Sanktionsrisiko wegen einer unterbliebenen oder verspäteten Mitteilung.
• Die Viertelstundenmessung ist die Eintrittskarte. § 21b Abs. 3 EEG: „Die Zuordnung einer Anlage oder eines prozentualen Anteils … zur Veräußerungsform einer Direktvermarktung ist nur dann zulässig, wenn die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert wird.“ Das gilt auch, wenn nur ein Teil direkt vermarktet wird — und auch für den anderen Teil.
• Der Anspruch ist kalendermonatsscharf. § 20 Satz 1 EEG verlangt für die Marktprämie in jedem einzelnen Monat drei Dinge: Der Strom wird direkt vermarktet, du räumst dem Netzbetreiber das Recht ein, ihn als EEG-geförderten Grünstrom zu kennzeichnen, und er wird in einem sortenreinen Bilanz- oder Unterbilanzkreis bilanziert.

Einen Notausgang gibt es: Der Direktvermarkter selbst darf nach § 21b Abs. 4 Nr. 1 EEG jederzeit und ohne Frist gewechselt werden, denn das ist kein Wechsel der Veräußerungsform. Fällt in dieser Zeit der Bilanzkreis auseinander, rettet § 20 Satz 1 Nr. 3 Buchst. b EEG die Marktprämie für Strom, „dessen Einstellung in den Bilanz- oder Unterbilanzkreis nicht von dem Anlagenbetreiber oder dem Direktvermarktungsunternehmer zu vertreten ist“.

Für Anlagen über 100 kW, bei denen die Direktvermarktung vorübergehend nicht klappt, gibt es die Ausfallvergütung (§ 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 EEG): höchstens drei zusammenhängende und sechs Monate im Jahr, mit einem Abschlag von 20 Prozent (§ 53 Abs. 3 EEG). Wer auch nur zeitweise in der unentgeltlichen Abnahme war, kommt 24 Monate lang nicht hinein (§ 21b Abs. 1 Satz 4 EEG).

Dritte Weiche: Anlage 1 — die Rechenformel

Die Höhe der Marktprämie steht in keinem Paragraphen. § 23a EEG ist eine reine Verweisnorm: „Die Höhe des Anspruchs auf die Marktprämie nach § 19 Absatz 1 Nummer 1 wird nach Anlage 1 berechnet.“ Die Rechenmechanik sitzt also ganz am Ende des Gesetzes, an einer Stelle, die man leicht übersieht.

Größe	Bedeutung	Fundstelle
AW	anzulegender Wert — dein Ausschreibungsergebnis (§ 22 EEG) oder der gesetzlich bestimmte Wert (§§ 40–49 EEG)	§ 3 Nr. 3 EEG
MW / JW	Monats- bzw. Jahresmarktwert Solar	Anlage 1 Nr. 3 / Nr. 4
MP	Marktprämie = AW − MW bzw. AW − JW, mindestens null	Anlage 1 Nr. 3.1.2 / 4.1.2

Ob der Monats- oder der Jahresmarktwert abgezogen wird, hängt am Inbetriebnahmedatum: vor dem 01.01.2023 der Monatsmarktwert, ab dem 01.01.2023 der Jahresmarktwert. Wer die Speicher-Abgrenzungs- oder die Pauschaloption nutzt, rechnet zwingend mit dem Jahresmarktwert (Anlage 1 Nr. 2).

Aus der Formel folgen drei Dinge:

• Nach oben ist die Prämie nicht gedeckelt. Fällt der Marktwert, wächst sie automatisch mit; eine Obergrenze enthält Anlage 1 nicht. Wie stark das schwankt, zeigt der Marktwert Solar: 1,84 ct/kWh im Juni 2025 gegenüber rund 12 ct/kWh im Januar 2025. (Diese Werte sind nur presseseitig belegt — die Marktwertübersicht der Übertragungsnetzbetreiber lädt ihre Zahlen per Skript nach und ließ sich maschinell nicht prüfen.)
• Das Profilrisiko trägst du. Der Marktwert Solar ist kein individueller Wert, sondern wird aus der bundesweiten Hochrechnung der Solareinspeisung gebildet (Anlage 1 Nr. 3.3.2, 3.3.4 bzw. 4.3.2, 4.3.4). Wer schlechter als der Bundesdurchschnitt einspeist, bekommt die Differenz nicht ersetzt.
• Nachrechnen ist vorgesehen. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen Spotmarktpreise und Monatsmarktwerte bis zum zehnten Werktag des Folgemonats, Jahresmarktwerte bis zum zehnten Werktag des Folgejahres auf netztransparenz.de veröffentlichen (Anlage 1 Nr. 5.2, 5.3, § 73 Abs. 3 EEG). § 77 Abs. 3 EEG verlangt sogar, dass „eine sachkundige dritte Person … ohne weitere Informationen“ nachvollziehen kann.

Im Beispiel: Der MiSpeL-Rechner von dvhub.online setzt für die 29,7-kWp-Anlage einen anzulegenden Wert von 7,56 ct/kWh an. Zur Veranschaulichung mit dem Monatswert gerechnet: Bei 1,84 ct Marktwert wären das 7,56 − 1,84 = 5,72 ct Marktprämie je Kilowattstunde; bei rund 12 ct Marktwert wäre die Prämie null — und der Mehrerlös bliebe bei dir.

Woher der anzulegende Wert kommt

Für Solaranlagen ohne Ausschreibung bestimmt § 48 EEG den Wert. Zum Stichtag:

Wert	Höhe	Fundstelle
Grundwert Solar	7,00 ct/kWh	§ 48 Abs. 1 EEG
Gebäudestaffel (bis 10 / 40 / 1 000 kW)	8,51 / 7,43 / 7,64 ct/kWh	§ 48 Abs. 2 EEG — unter Beihilfevorbehalt, siehe § 101 unten
Volleinspeisebonus	+4,8 / 3,8 / 5,1 / 3,2 / 1,9 ct/kWh	§ 48 Abs. 2a EEG
Degression	−1 % alle sechs Monate ab 01.02.2024	§ 49 EEG — starre Zeitstaffel, kein „atmender Deckel“ mehr
Höchstwert Solar-Dach 2026 (Ausschreibung)	10,00 ct/kWh	BNetzA-Festlegung v. 16.12.2025 nach § 85a Abs. 1 EEG
Zuschlagswerte Freifläche, Gebotstermin 01.03.2026	3,99–5,10 ct/kWh, mengengewichtet 4,94 ct/kWh	BNetzA, Höchstwert 5,79 ct/kWh
Jahresmarktwert-Deckel für ausgeförderte Anlagen	max. 10 ct/kWh	§ 23b EEG

Zum Höchstwert Solar-Dach eine Klarstellung, die oft falsch dargestellt wird: Die 15-Prozent-Grenze des § 85a Abs. 1 Satz 2 EEG bemisst sich am „zum Zeitpunkt der Neufestlegung geltenden Höchstwert“, also am Vorjahreswert der BNetzA. Die 10,00 ct/kWh sind deshalb eine Absenkung — die BNetzA schreibt selbst: „Die Höchstwerte sind gegenüber dem Vorjahr geringer ausgefallen.“

Zwischenspeicherung: der Zeitpunkt der Ausspeisung zählt

Für Anlagen mit Speicher hat die Clearingstelle EEG|KWKG 2025 etwas geklärt, das viele falsch machen: Maßgeblich ist der Zeitpunkt der Einspeisung aus dem Speicher, nicht der Erzeugungszeitpunkt. Wer im Dezember erzeugt und im Januar ausspeichert, bekommt den Januar-Marktwert abgezogen. Und die Negativpreis-Regel greift „jedoch nur, wenn die Preise im Zeitpunkt der Netzeinspeisung aus dem Stromspeicher negativ oder schwach positiv sind“ (Rechtsfrage 267). Das ist die wirtschaftliche Rechtfertigung des Speichers: Verschieben ist gerade sein Zweck. Nicht verwechseln: Die dort ebenfalls genannten „schwach positiven“ Preise sind nicht die Regel für Solaranlagen. Sie sind die Zwei-Cent-Schwelle des § 51b EEG und gelten allein für Anlagen, die Biogas mit Ausnahme von Biomethan einsetzen und deren anzulegender Wert in einem Zuschlagsverfahren ermittelt worden ist — für die sind die §§ 51 und 51a ausdrücklich nicht anzuwenden, und anwendbar ist die Schwelle erst ab Gebotstermin 25. Februar 2025. Für eine Solaranlage bleibt es bei § 51: der anzulegende Wert fällt nur in Zeiträumen mit negativem Spotmarktpreis auf null.

Sobald der Speicher auch Netzstrom aufnimmt, braucht es eine Regel, welcher Teil der Ausspeisung noch gefördert ist. Das EEG kennt drei Wege:

• Ausschließlichkeitsoption (§ 19 Abs. 3a EEG) — heute schon nutzbar. Der Preis: Im Speicher darf „innerhalb eines Kalenderjahres ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energien oder Grubengas zum Zweck der Zwischenspeicherung verbraucht“ werden. Eine einzige Netzladung nimmt der gesamten Speichereinspeisung des Jahres die Marktprämie.
• Abgrenzungsoption (§ 19 Abs. 3b EEG) — die messwertbasierte Zuordnung.
• Pauschaloption (§ 19 Abs. 3c EEG) — für Solaranlagen mit „insgesamt höchstens 30 Kilowatt“ hinter der Einspeisestelle, Jahresdeckel 500 kWh je Kilowatt. Wie sie funktioniert, erklärt Wissen: Pauschaloption.

Die beiden letzten Optionen hängen an § 100 Abs. 34 EEG: Sie sind erst anzuwenden, wenn eine BNetzA-Festlegung nach § 85d wirksam wird — die MiSpeL-Festlegung, deren gesetzliche Frist (30.06.2026) verstrichen ist; es liegt nur ein Arbeitsstand vom 05.08.2026 vor. Die Pauschaloption steht zusätzlich unter § 101 Abs. 1 EEG, also unter dem Vorbehalt einer EU-Genehmigung, die zum Recherchestand nicht nachgewiesen ist. Und wer eine der beiden nutzt, muss die gesamte Einspeisestelle in einem gesonderten Bilanz- oder Unterbilanzkreis führen (§ 20 Satz 2 EEG) — eine Vertragsauflage an den Direktvermarkter.

Im Beispiel: Mit 29,7 kWp liegt die Anlage knapp unter der 30-kW-Schwelle, der Jahresdeckel wäre 29,7 × 500 = 14 850 kWh. Eine zweite Solaranlage hinter derselben Einspeisestelle kippt die Option sofort, weil § 19 Abs. 3c alle Solaranlagen „insgesamt“ zählt. Bis Festlegung und Genehmigung da sind, bleibt nur die Ausschließlichkeitsoption — also: keine Netzladung, das ganze Kalenderjahr nicht.

Wann das Geld kommt — und in welcher Reihenfolge gekürzt wird

Du bekommst monatliche Abschläge (§ 26 Abs. 1 EEG); bei Jahresmarktwert-Berechnung dürfen sie am Vorjahreswert bemessen und mit der Endabrechnung ausgeglichen werden. Fällig wird der Anspruch aber erst, „sobald und soweit der Anlagenbetreiber seine Pflichten zur Übermittlung von Daten nach § 71 Absatz 1 erfüllt hat“ (§ 26 Abs. 2 Satz 1 EEG). Der BGH hat das am 10.02.2026 bestätigt (XIII ZR 3/25): Es ist ein jahresbezogenes Fälligkeitssystem, die monatlichen Zahlungen sind reine Abschläge zur Liquiditätssicherung, einen Anspruch auf monatliche Endabrechnung gibt es nicht.

Alle Kürzungen wirken in fester Reihenfolge (§ 23 Abs. 3 EEG): erst der Biogas-Anteil, dann § 51 (negative Preise), dann § 52 (Pflichtverstöße), dann § 53 (der Abschlag in der Einspeisevergütung), danach §§ 53b, 53c und 54. Negativ werden kann der Anspruch dabei nie.

Negative Preise: § 51 und der halbe Ausgleich

„Für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert auf null.“ So knapp steht es in § 51 Abs. 1 EEG. Drei Dinge daran sind wichtig:

• Der Hebel greift am anzulegenden Wert, nicht am Anspruch. Dein Anspruch aus § 19 bleibt bestehen, er ist nur mit null bewertet — und über die Nullkappung in Anlage 1 verschwindet damit auch die Marktprämie für diesen Zeitraum.
• „Spotmarktpreis“ ist legaldefiniert: der Preis „aus der Kopplung der Orderbücher aller Strombörsen in der vortägigen Auktion von Stromviertelstundenkontrakten am Day-Ahead-Markt“ (§ 3 Nr. 42a EEG). Nicht Intraday, nicht irgendeine Börse.
• Aufteilen hilft nicht. „Zur Ermittlung der Anlagengröße nach Satz 1 ist § 24 entsprechend anzuwenden“ (§ 51 Abs. 2 Satz 2 EEG). Der BGH bestimmt die dafür nötige „unmittelbare räumliche Nähe“ funktional über gemeinsame technische Infrastruktur, nicht über Abstände — im entschiedenen Fall lagen 614 Meter zwischen den Anlagen (XIII ZR 12/19).

Seit dem Solarspitzengesetz (in Kraft seit 25.02.2025) genügt eine einzige negative Viertelstunde; zugleich wurde die Bagatellgrenze von 400 kW auf 100 kW gesenkt und § 51a neu eingefügt. Zwei Ausnahmen bleiben (§ 51 Abs. 2 EEG): Anlagen unter 100 kW sind ausgenommen, bis das Kalenderjahr abläuft, in dem sie ein intelligentes Messsystem erhalten (Nr. 1). Anlagen unter 2 kW bleiben ausgenommen, bis die BNetzA nach § 85 Abs. 2 Nr. 12 etwas anderes festlegt — was bislang nicht geschehen ist (Nr. 2).

Welche Regel für welche Anlage

Entscheidend ist nicht das Kalenderdatum des negativen Preises, sondern Inbetriebnahme- bzw. Gebotstermin deiner Anlage (§ 100 Abs. 1, 46 EEG). Die Clearingstelle fasst die Kaskade so zusammen:

Inbetriebnahme / Gebotstermin	Regel
ab 25.02.2025	erste negative Viertelstunde
01.01.2023 – 24.02.2025	4-3-2-1-Stunden-Regel (Ausnahme: unter 400 kW)
01.01.2021 – 31.12.2022	4-Stunden-Regel (unter 500 kW ausgenommen)
01.01.2016 – 31.12.2020	6-Stunden-Regel
bis 31.12.2015	keine Reduktion

Für die stundenbasierten Fassungen gilt seit der Umstellung der Börsen auf Viertelstundenkontrakte: Eine Kalenderstunde zählt nur, wenn das arithmetische Mittel ihrer vier Viertelstunden negativ ist (§ 100 Abs. 45 EEG).

§ 51a: Ausgleich in Zeit — bei Solar nur zur Hälfte

Ausgeglichen wird die Nullvergütung nicht in Geld, sondern in Zeit: § 51a EEG verlängert den 20-jährigen Vergütungszeitraum (§ 25 Abs. 1 EEG) um die Nullviertelstunden. Bei Solaranlagen aber nur mit dem Faktor 0,5 (§ 51a Abs. 2) — der Ausgleich bleibt unvollständig. Und er ist ungleich verteilt: Den halbierten Ausgleich bekommen nur Solaranlagen mit Inbetriebnahme ab dem 25.02.2025; „§ 51a Absatz 2 ist nicht anzuwenden auf Strom aus Solaranlagen, die vor dem 25. Februar 2025 in Betrieb genommen wurden“ (§ 100 Abs. 46 Satz 2 EEG). Ältere Anlagen bekommen die Verlängerung nach Abs. 1 damit dem Grunde nach ungekürzt — sicher ist das allerdings nicht: § 100 Abs. 46 Satz 1 ordnet für Anlagen mit Inbetriebnahme zwischen dem 01.01.2023 und dem 24.02.2025 die Anwendung der „§§ 51 und 51a Absatz 1 in der am 24. Februar 2025 geltenden Fassung“ an, obwohl § 51a erst zum 25.02.2025 eingefügt wurde. Diese Verweisung geht ins Leere; die Übergangsfrage ist offen. Die BNetzA darf den Faktor nach § 85 Abs. 2 Nr. 13 EEG jederzeit und in beide Richtungen anpassen. Die Nullstunden veröffentlichen die Übertragungsnetzbetreiber bis zum 31. Januar, getrennt nach den drei Gesetzesfassungen (§ 51a Abs. 4 EEG).

Wer in einem Monat mit negativen Preisen in der Ausfallvergütung ist, muss die in der negativen Phase eingespeiste Strommenge mit der Jahresmeldung gesondert angeben; „anderenfalls verringert sich der Anspruch in diesem Kalendermonat um 5 Prozent pro Kalendertag, in dem dieser Zeitraum ganz oder teilweise liegt“ (§ 51 Abs. 3 EEG) — zusätzlich zum 20-Prozent-Abschlag.

Im Beispiel: Mit 29,7 kWp greift die 100-kW-Ausnahme, solange kein intelligentes Messsystem verbaut ist — negative Preise treffen die Anlage derzeit nicht. Der Pflichteinbau gilt zwar ab über 7 kW (§ 29 Abs. 1 Nr. 2 Buchst. b MsbG), die Rollout-Zielquote liegt aber erst Ende 2032 bei 90 Prozent der installierten Leistung (§ 45 Abs. 1 Nr. 2 Buchst. d MsbG); die Ausnahme kann also noch Jahre bestehen. Sobald das Messsystem kommt, endet sie mit Ablauf desselben Kalenderjahres, und der Zeitausgleich läuft bei Solar mit Faktor 0,5. Das intelligente Messsystem ist damit die zentrale Weiche dieser Anlage: Es beendet die Nullvergütungs-Ausnahme, es ermöglicht das zeitvariable Netzentgelt nach Modul 3 und es ist Voraussetzung der viertelstündlichen Messung nach § 21b Abs. 3 EEG. Drei Effekte, ein Auslöser.

Pflichten und was ihre Verletzung kostet: § 52

§ 52 EEG wirkt auf zwei Wegen zugleich. Er begründet eine eigenständige, verschuldensunabhängige Zahlungspflicht: „Anlagenbetreiber müssen an den Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, eine Zahlung leisten, wenn sie …“ — und dann folgt die Liste der Verstöße. Zugleich ordnet § 23 Abs. 3 Nr. 3 EEG an, dass sich die Anspruchshöhe „nach Maßgabe der §§ 52 und 44c Absatz 8 sowie der Anlage 3 Nummer I.5 bei einem Verstoß gegen eine Bestimmung dieses Gesetzes“ verringert. Praktisch wirkt das wie eine Kürzung, weil § 52 Abs. 6 Satz 2 dem Netzbetreiber erlaubt, gegen deine Ansprüche und Abschläge aufzurechnen.

Das Rechenwerk

• Basissatz: 10 Euro je Kilowatt installierter Leistung und Kalendermonat, in dem der Verstoß ganz oder zeitweise vorliegt — ein Tag kostet den vollen Monat (§ 52 Abs. 2).
• Ermäßigung auf 2 Euro je Kilowatt durch Nachholen, rückwirkend bis zum Verstoßbeginn — aber nur bei den Nummern 1, 3, 4 und 11 (Abs. 3 Nr. 1); bei Nr. 9a und 10 gilt der ermäßigte Satz generell (Abs. 3 Nr. 2).
• Defektprivileg: Bei einem Defekt entfällt die Zahlung für Verstoß- und Folgemonat — nur bei Nr. 1, 3, 4 und 8, nur für Verstöße nach dem 31.12.2023, und die Beweislast liegt bei dir (Abs. 3 letzter Satz).
• Zusatzmonate: +3 bei Nr. 7, +1 bei Nr. 9, alle zwölf Monate des Jahres bei Nr. 10, +6 bei Nr. 12 (Abs. 4). Bei mehreren Verstößen im selben Monat bleibt es bei 10 Euro je Kilowatt (Abs. 5).
• Fällig am 15. des Folgemonats, verjährt mit Ablauf des zweiten auf den Verstoß folgenden Kalenderjahres (Abs. 6).
• Nebenfolge: Bei Verstößen gegen § 9 oder § 10b in sechs von zwölf Monaten droht nach Androhung mit Monatsfrist die Netztrennung (§ 52a EEG).

Im Beispiel: 29,7 kW × 10 Euro = 297 Euro für jeden angefangenen Verstoßmonat; nach Nachholen bei einem ermäßigungsfähigen Tatbestand 29,7 × 2 = 59,40 Euro.

Die Tatbestände, die eine PV-Anlage treffen

Nr.	Verstoß gegen	Besonderheit
1	§ 9 Abs. 1 oder 2 (Fernsteuerbarkeit, Abruf)	der praktisch wichtigste; ermäßigungs- und defektprivilegiert
4	§ 10b (Fernsteuerung bei Direktvermarktung)	pauschal auf den ganzen Paragraphen bezogen
6	§ 21 Abs. 2 (Strom zur Verfügung stellen, kein Regelenergiemarkt)	voller Satz 10 €/kW/Monat; betrifft die Pflicht, den durchgeleiteten Strom dem Netzbetreiber zur Verfügung zu stellen
5	Überschreiten der Ausfallvergütungs-Höchstdauer	doppelt: § 21 setzt den Anspruch für den ganzen Monat auf null, § 52 verlangt zusätzlich 10 €/kW
7	Prozentsätze der anteiligen Direktvermarktung	härteste Nachlaufregel: +3 Monate
8	§ 21b Abs. 3 (Viertelstundenmessung)	defektprivilegiert, aber nicht ermäßigungsfähig — Nachholen hilft nicht
9	Meldung nach § 21c	+1 Monat, weder Ermäßigung noch Defektprivileg
10	Volleinspeisungszusage nach § 48 Abs. 2a	alle zwölf Monate des Jahres, aber stets nur 2 €/kW
11	Registrierung im Marktstammdatenregister (§ 5 MaStRV)	greift nur, wenn zusätzlich keine Meldung nach § 71 Abs. 1 Nr. 1 erfolgt ist
12	§ 80 (Mehrfachvermarktung)	+6 Monate, zum vollen Satz

Die Rechtsprechung ist streng: Der Betreiber trägt das Meldepflichtrisiko allein, der Netzbetreiber muss weder auf die Pflicht noch auf ihre Folgen hinweisen und konnte bereits gezahlte Vergütung zurückfordern (BGH, VIII ZR 147/16). Die Absenkung erfasst auch die Zeit zwischen Inbetriebnahme und Ablauf der Meldefrist (OLG Hamm, 22 U 137/16). Beide Entscheidungen ergingen allerdings zu abgelösten Sanktionsregimen — Vergütung auf null bzw. 20-Prozent-Absenkung. Ob sich ihre Grundsätze auf die heutige Zahlungssanktion übertragen lassen, ist nicht entschieden.

Und ein Missverständnis, das die Paragraphennähe nahelegt: § 10 EEG regelt nur den physischen Netzanschluss und ist in § 52 Abs. 1 nicht als Sanktionstatbestand genannt. Die Fernsteuerpflichten stehen in §§ 9 und 10b.

Im Beispiel: Für 29,7 kWp in der Marktprämie gelten drei Auflagen, die der Rechner voraussetzt statt prüft: die ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung (§ 9 Abs. 2 Satz 1 Nr. 2 Buchst. a EEG, Stufe 25 bis 100 kW), die viertelstündliche Messung der gesamten Ist-Einspeisung (§ 21b Abs. 3 EEG) und — sobald eine Speicheroption genutzt wird — der gesonderte Bilanzkreis (§ 20 Satz 2 EEG). Die 60-Prozent-Wirkleistungsbegrenzung greift dagegen nicht: Sie gilt nur bei Zuordnung zur Einspeisevergütung oder zum Mieterstromzuschlag.

Welche Fassung gilt: §§ 100 und 101

§ 100 — die Stichtagskaskade

Für Strom aus Anlagen mit Inbetriebnahme, Zuschlag oder Pilotanlagen-Feststellung vor dem 01.01.2023 gilt nicht die Fassung zum eigenen Inbetriebnahmezeitpunkt, sondern das EEG in der am 31.12.2022 geltenden Fassung — „soweit sich aus den nachfolgenden Absätzen nichts anderes ergibt“ (§ 100 Abs. 1 EEG). Genau dieser Vorbehalt macht die Sache schwierig: § 100 hat 50 Absätze und nennt 34 verschiedene Stichtage. Ein einziger Fassungsabgleich reicht nicht; nötig ist eine Einzelprüfung pro Anlage. Die für dieses Thema tragenden Absätze:

• Abs. 1a Nr. 2: unentgeltliche Abnahme und die Auffang-Zuordnung des § 21c Abs. 1 Satz 3 gelten auch für Altanlagen.
• Abs. 3 / 3a: § 9 Abs. 1 tritt rückwirkend an die Stelle der alten technischen Vorgaben; die 70-Prozent-Pflicht für Solaranlagen bis 7 kW entfällt rückwirkend ab 01.01.2023, wenn die Begrenzung vor Ablauf des 25.02.2025 aufgehoben wurde.
• Abs. 9: Sanktionen richten sich nach der Altfassung — bei Verstößen gegen eine Registrierungspflicht ab dem 01.01.2023 gilt aber ausschließlich der heutige § 52.
• Abs. 20: unentgeltliche Abnahme schon unter 400 kW für Inbetriebnahme vor dem 01.01.2026.
• Abs. 34: § 19 Abs. 3b und 3c erst mit wirksamer Festlegung nach § 85d.
• Abs. 44 / 45: Anlage-1-Fassung vom 31.12.2024 bis zur Viertelstunden-Umstellung der Börsen; Stundenmittel für stundenbasierte Fassungen.
• Abs. 46 / 47: Stichtag 25.02.2025 für §§ 51 und 51a; Solar-Faktor 0,5 nicht für ältere Anlagen; das Opt-in.

Die Faustregel: Bestandsschutz gilt der Vergütungsseite, nicht jeder Pflicht. Wer 2018 gebaut hat, rechnet nach altem Recht ab, ist aber bei Registrierungsverstößen ab 2023 dem heutigen § 52 unterworfen und muss § 9 Abs. 1 erfüllen. Welche Fassung eines Paragraphen wann galt, kannst du im Normen-Netz nachlesen — dort liegen die hier genannten Paragraphen im Wortlaut und in ihren früheren Fassungen.

§ 101 — der Beihilfevorbehalt ist real

§ 101 Abs. 1 Satz 1 EEG zählt abschließend auf, welche Vorschriften „erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission und nur nach Maßgabe dieser Genehmigung angewandt werden“ dürfen — darunter § 19 Abs. 3c (Pauschaloption), § 37 Abs. 3, § 37b Abs. 2, § 48 Abs. 1b, 2 und 4 Satz 2, § 85a Abs. 1 Satz 2 sowie § 100 Abs. 35 und 47. Für einen Teil davon gilt bis dahin die Fassung vom 15.05.2024 weiter.

Das ist kein Formelkram. Die BNetzA weist auf der Ergebnisseite zum Gebotstermin 01.03.2026 selbst aus, dass für § 37 Abs. 3 und § 37b Abs. 2 die Genehmigung weiterhin fehlt. Für dich heißt das: Die Staffelwerte 8,51 / 7,43 / 7,64 ct/kWh des § 48 Abs. 2 EEG stehen unter demselben Vorbehalt. Ob die Genehmigung dafür zum 02.09.2026 erteilt ist, konnte nicht geprüft werden — und die Zahlenwerte der Fassung vom 15.05.2024 lagen für die Recherche nicht vor.

Die Kostenseite beim Speicher

Wer aus dem Speicher zurückspeist, hat den Strom vorher aus dem Netz bezogen — und dafür Netzentgelt, Umlagen und Abgaben bezahlt. Was davon zurückkommt, ist unterschiedlich geregelt. Für das Beispiel bei Netze BW 2026:

Position	Satz	Erstattet?	Rechtsgrund
Netzentgelt Arbeitspreis Niederspannung	7,57 ct/kWh	ja	§ 118 Abs. 6 EnWG (Inbetriebnahme innerhalb von 18 Jahren ab 04.08.2011)
KWKG-Umlage	0,446 ct/kWh	ja	§ 21 Abs. 4a EnFG
Offshore-Netzumlage	0,941 ct/kWh	ja	§ 21 Abs. 4a EnFG
§ 19-StromNEV-Umlage	1,559 ct/kWh	ja	§ 19 Abs. 2 Satz 16 StromNEV
Konzessionsabgabe	1,32 ct/kWh	nein	BGH, EnVR 24/16
Stromsteuer	2,05 ct/kWh	nur auf den Speicherverlust	§ 5 Abs. 4 StromStG — für Heimspeicher offen

Zur Konzessionsabgabe ist der BGH eindeutig: „Der Anspruch auf Befreiung von den Entgelten für den Netzzugang im Sinne des § 118 Abs. 6 EnWG erfasst nicht die gesetzlichen Umlagen, die Konzessionsabgaben und die Entgelte für den Messstellenbetrieb, die Messung und die Abrechnung.“ Der Beschluss EnVR 1/24 vom 15.07.2025 bestätigt den engen Begriff des Netznutzungsentgelts, erwähnt die Konzessionsabgabe selbst aber nicht.

Und das zeitvariable Netzentgelt nach Modul 3 bringt hier nichts: Netze BW weist den Niedrigtarif von 3,03 ct/kWh im Fenster 10 bis 14 Uhr aus, nicht nachts — für die nächtliche Speicherladung greift er nicht. Zudem setzt Modul 3 ein intelligentes Messsystem voraus, womit die 100-kW-Ausnahme des § 51 endet.

Was offen oder streitig ist

Ehrlich benannte Lücken sind mehr wert als jede glatte Antwort. Die wichtigsten, mit der Einschätzung der Recherche:

• Wann wird MiSpeL wirksam? Dass die Frist des § 85d Satz 2 EEG (30.06.2026) verstrichen ist, ist sicher. Im Arbeitsstand vom 05.08.2026 stehen Bekanntgabetag „[01.10.2026]“ und Übergangsdatum „[30.09.2027]“ noch in eckigen Klammern; bis zum Übergangsdatum ist die Geltendmachung nur im Einverständnis mit Netz- und Messstellenbetreiber möglich. [offen]
• Liegt die EU-Genehmigung für § 19 Abs. 3c vor? Zum Recherchestand kein Beschluss ermittelbar. [ungeprüft, Negativbefund]
• Liegt sie für § 48 Abs. 1b, 2 und 4 Satz 2 vor? Ohne sie gilt die Fassung vom 15.05.2024; die Staffelwerte sind nur unter Vorbehalt belastbar. [ungeprüft]
• Ab wann gilt eine Anlage als „mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet“ (§ 51 Abs. 2 Nr. 1)? Vertragsschluss, Lieferung oder Einbau — und wer trägt das Risiko, wenn der Messstellenbetreiber den Rollout verzögert? Das Gesetz sagt es nicht. [offen]
• Fällt ein Heimspeicher unter „durch Versorger“ in § 5 Abs. 4 StromStG? Davon hängt ab, ob nur der Speicherverlust versteuert wird. [offen]
• Ist das Niedrigtarif-Fenster eines Modul-3-Netzentgelts eine Schwachlastzone im Sinne des § 2 Abs. 2 KAV (0,61 statt 1,32 ct)? Keine Rechtsprechung gefunden, beim Netzbetreiber zu klären. [offen]
• Widerspruch in § 100 Abs. 46 Satz 1: Die Norm ordnet „§§ 51 und 51a Absatz 1 in der am 24. Februar 2025 geltenden Fassung“ an, obwohl § 51a erst zum 25.02.2025 eingefügt wurde. [offen, Redaktionsproblem]
• Redaktionsversehen in § 52: Abs. 1 Nr. 7 und Abs. 1b verweisen auf Stellen, an denen die gemeinte Pflicht heute nicht mehr steht — am amtlichen Text verifiziert. Die Reichweite der Sanktion ist insoweit angreifbar. [sicher als Befund]
• Addieren sich die 20-Prozent-Kürzung (§ 53 Abs. 3) und die 5-Prozent-Tageskürzung (§ 51 Abs. 3)? Das Gesetz sagt es nicht. [offen]
• Kann eine verspätet gemeldete Zuordnung rückwirkend gelten? § 21c regelt nur die Frist, nicht die Rechtsfolge für die Zwischenzeit. Und was gilt für Anlagen ab 200 kW ohne jede Zuordnung? [offen]
• Ist die Rechtsprechung zu § 52 auf das heutige Regime übertragbar? Und wie spielt die jahresbezogene Fälligkeit (BGH, XIII ZR 3/25) mit Aufrechnung und Zweijahresverjährung des § 52 Abs. 6 zusammen? [offen]
• Ab wann legen die Börsen Viertelstundenkontrakte zugrunde — die Zäsur für § 100 Abs. 44 und 45? Nicht gegen EPEX oder eine ÜNB-Veröffentlichung verifiziert. [ungeprüft]

Was du selbst tun kannst

• Kenne dein Inbetriebnahmedatum. Es entscheidet über Monats- oder Jahresmarktwert, über die Negativpreis-Regel und über den Faktor nach § 51a.
• Prüfe deine Zuordnung im Marktstammdatenregister und beim Netzbetreiber. Ohne gemeldete Zuordnung ist der Anspruch null. Wechsel nur zum Monatsersten, Anzeige zwei Monate vorher.
• Liefere die Endabrechnungsdaten bis zum 28. Februar. Das macht den Anspruch fällig und wendet § 52 Abs. 1 Nr. 11 ab.
• Rechne nach. Marktwerte und Spotpreise stehen bis zum zehnten Werktag des Folgemonats auf netztransparenz.de, die Nullstunden bis zum 31. Januar. Das Gesetz will, dass du das kannst.
• Plane den Einbau des intelligenten Messsystems bewusst. Er beendet die 100-kW-Ausnahme mit Ablauf des Einbaujahres — und öffnet zugleich Modul 3 und die Viertelstundenmessung.
• Mit Speicher: entscheide dich vor der ersten Netzladung. Bis MiSpeL wirksam und genehmigt ist, kostet eine einzige Netzladung die Marktprämie auf die Speichereinspeisung des ganzen Jahres (§ 19 Abs. 3a EEG). Was die Pauschaloption später bringen würde, zeigt der MiSpeL-Rechner — er rechnet in Jahressummen und kennt weder den Messsystem-Schalter noch das Zeitkonto nach § 51a, lies sein Ergebnis also als Größenordnung.

Quellen

Alle Gesetzestexte auf gesetze-im-internet.de, abgerufen am 02.09.2026. Das EEG 2023 liegt dort unter dem Ursprungs-Slug eeg_2014, das MsbG unter messbg.

• EEG: § 3 · § 9 · § 10b · § 19 · § 20 · § 21 · § 21a · § 21b · § 21c · § 23 · § 23a · § 23b · § 24 · § 25 · § 26 · § 48 · § 49 · § 51 · § 51a · § 52 · § 52a · § 53 · § 71 · § 73 · § 77 · § 85 · § 85a · § 85d · § 100 · § 101 · Anlage 1 (zu § 23a)
• MsbG: § 29 · § 45 — EnWG: § 14a · § 118 — EnFG: § 21 — StromNEV: § 18 · § 19 — MaStRV: § 5 — KAV: § 2 — StromStG: § 5
• Clearingstelle EEG|KWKG: Rechtsfrage 264 (negative Preise, Textfassung 15.06.2026) · Rechtsfrage 267 (Zwischenspeicherung) · Das Solarspitzengesetz — Ein Überblick (PDF, Juli 2025)
• Rechtsprechung: BGH, Urteil v. 10.02.2026 – XIII ZR 3/25 (Fälligkeit) · BGH, Urteil v. 14.07.2020 – XIII ZR 12/19 (räumliche Nähe) · BGH, Urteil v. 05.07.2017 – VIII ZR 147/16 (Meldepflicht) · OLG Hamm, Urteil v. 28.03.2017 – 22 U 137/16 · BGH, Beschluss v. 20.06.2017 – EnVR 24/16 (Konzessionsabgabe) · BGH, Beschluss v. 15.07.2025 – EnVR 1/24
• Bundesnetzagentur: Ausschreibung Solar, Gebotstermin 01.03.2026 · Höchstwerte 2026 (16.12.2025) · Festlegungsverfahren MiSpeL (Az. 618-25-02)
• Weitere: Marktwertübersicht der Übertragungsnetzbetreiber · Netze BW, Netzentgelte Strom 2026 (Version 1.2 v. 12.12.2025) · agrarheute, Marktwerte Solarstrom (06.08.2025, presseseitig) · zfk, MiSpeL-Zwischenstand (06.08.2026)