Kurzüberblick
- Ü20-Anlagen sind Photovoltaikanlagen, deren 20-jähriger EEG-Förderzeitraum nach § 25 EEG abgelaufen ist – die feste Einspeisevergütung bzw. Marktprämie entfällt automatisch mit dem Inbetriebnahme-Jahrestag.
- Allein 2026 fallen in Deutschland über 66.000 PV-Anlagen aus der EEG-Förderung – Tendenz steigend, da ab 2027 jährlich weitere Jahrgänge folgen.
- Generell entfällt für gewerbliche Ü20-Anlagen über 100 kWp die automatische Anschlussvergütung des Netzbetreibers: Sie müssen zwingend in die sonstige Direktvermarktung (§ 21a EEG) oder einen PPA wechseln.
- Eine Stilllegungspflicht besteht nicht – der wirtschaftliche Weiterbetrieb ist in den meisten Fällen möglich und sinnvoll, da die Anlagentechnik nach 20 Jahren meist uneingeschränkt funktionstüchtig ist.
- Das EEG 2027 ändert an bestehenden Ü20-Regelungen nichts, ist aber für die Repowering-Entscheidung relevant: Neuanlagen ab dem 1.1.2027 fallen in ein neues Fördersystem mit Ausschreibungen und Referenzmarktwert-Mechanismus (CfD) statt fester Einspeisevergütung.
Was sind Ü20-PV-Anlagen?
Als Ü20-Anlagen bezeichnet man Photovoltaikanlagen, deren Förderanspruch nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz ausgelaufen ist. Nach § 25 EEG wird die Marktprämie, der künftige Refinanzierungsbeitrag oder die unentgeltliche Abnahme grundsätzlich für 20 Kalenderjahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres gezahlt – danach endet der Anspruch automatisch, unabhängig vom technischen Zustand der Anlage. Diese 20-Jahres-Grundregel bleibt auch im Regierungsentwurf zum EEG 2027 in § 25 Absatz 1 unverändert bestehen.
Betroffen sind seit 2021 sukzessive die ersten Jahrgänge der großen EEG-2000/2004-Ausbauwelle. Für gewerbliche Betreiber ist das keine Randnotiz: Solar- und Freiflächenanlagen aus den frühen 2000er-Jahren, die heute planmäßig aus der Förderung fallen, sind vielfach genau die Anlagengrößenklasse (>100 kWp), für die eine automatische Anschlussvergütung nicht greift.
Was passiert rechtlich, wenn die EEG-Förderung ausläuft?
Der Wegfall der Förderung bedeutet nicht das Ende des Anlagenbetriebs – die Anlage darf weiterproduzieren, es ändert sich nur die Vermarktung des erzeugten Stroms.
Ü20-Anlagen bis 100 kWp
Für sie hat der Gesetzgeber mit dem Solarpaket I eine befristete Anschlussregelung geschaffen, die inzwischen bis zum 31.12.2032 verlängert wurde. Der Netzbetreiber vergütet den eingespeisten Strom automatisch mit dem Jahresmarktwert Solar abzüglich Vermarktungskosten, gedeckelt auf maximal 10 ct/kWh (§ 23b EEG). 2025 lag der Nettowert beispielsweise bei rund 3,8 bis 4,3 ct/kWh. Eine gesonderte Vereinbarung ist dafür nicht nötig. Die Bis-2032-Frist selbst wird im Regierungsentwurf zum EEG 2027 systematisch neu gefasst und künftig in § 25 Absatz 3 EEG 2027 verankert, statt wie bisher in den Übergangsbestimmungen zu stehen – inhaltlich ändert sich dadurch nichts.
Ü20-Anlagen über 100 kWp
Für diese – und damit für den Großteil der gewerblich relevanten Bestandsanlagen – greift die Anschlussvergütung nicht automatisch. Sie sind auf die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG angewiesen. Dabei verkauft ein Direktvermarkter den Strom an der Börse, ohne dass ein EEG-Förderanspruch oder eine Marktprämie besteht. Herkunftsnachweise können zusätzlich vermarktet werden.
Bestehen bleiben dagegen bestimmte technische Pflichten: Für Anlagen zwischen 25 und 100 kWp in der freiwilligen Direktvermarktung gilt weiterhin die Pflicht zur Fernsteuerbarkeit nach § 10b EEG 2023. Der Regierungsentwurf zum EEG 2027 verschärft diese Vorgabe für direktvermarktete Neuanlagen: Die bisherige 25-kW-Bagatellgrenze entfällt, sodass künftig alle direktvermarkteten Neuanlagen unabhängig von ihrer Leistung technisch fernsteuerbar sein müssen (§ 10b Absatz 1 EEG 2027). Für bestehende Ü20-Anlagen als Bestandsanlagen ändert das an der bisherigen Pflicht nichts. Der Netzanschluss selbst bleibt unverändert bestehen.
Handlungsoptionen für Ü20-PV-Anlagen im Vergleich
| Weiterbetrieb ≤100 kWp | Weiterbetrieb >100 kWp | Steigerung Eigenver-brauch (BESS) | PV-Erweiterung | PV-Repowering | |
| Kurzbeschreibung | Automatische Anschlussvergütung (Netzbetreiber) | Pflicht zur Direktver-marktung | Eigenverbrauch maximieren, Überschuss einspeisen | Zusätzliche Module (Mischbetrieb) | Komplettaustausch, neue 20-Jahres-Förderung |
| Rechtsgrundlage | §23b EEG 2023 (bis 31.12.2032) | §21a EEG (Pflicht zur Direktvermarktung) | §23b EEG + §19 EEG (Eigenverbrauch) | §23b EEG + neue EEG-Vergütung | Neue EEG-Vergütung (§21 EEG) |
| Vergütung/ Erlös | ~4,3–4,4 ct/kWh (2026, netto) | Marktwert Solar + Marktprämie (abzüglich DV-Entgelt) | gesparte Bezugskosten Gewerbe | Alt: ~4,3 ct/kWh; Neu: 6,2 ct/kWh (20 Jahre) | Neu: 6,2 ct/kWh (20 Jahre) |
| Vermarktungsweg | Automatisch über Netzbetreiber | Pflicht: Vertrag mit Direktvermarkter | Automatisch (Überschuss) oder DV optional | Mischvergütung (alt + neu) | Neuer Vertrag mit Netzbetreiber |
| Einmalige Kosten (bei Eigenfinanzierung) | 0 € | 0 € (DV-Vertrag kostenlos) | Neues Zähler-Konzept, Speicher & ggf. EMS | PV-Ausbaukosten | PV-Repowering-Kosten meist inkl. Wechselrichter |
| Laufende Kosten | Vermarktungs-pauschale | DV-Entgelt + Vermarktungs-pauschale | Gering (Wartung + Betrieb) | Gering (Wartung + Betrieb) | Gering (Wartung + Betrieb) |
| Frist bis EEG 2027 | Keine Frist (bis 2032 gesichert) | Keine Frist (bis 2032 gesichert) | Netzentgeltbefreiung Speicher bei INB bis 04.08.2028 | Auktionszuschlag bis 31.12.2026 für EEG-2023-Vergütung | Auktionszuschlag bis 31.12.2026 für EEG-2023-Vergütung |
| Wirtschaftlichkeit | Niedrig (nur bei sehr geringem Eigenverbrauch sinnvoll) | Niedrig bis mittel (DV-Entgelt reduziert Erlös) | Hoch (gesparte Bezugskosten > Einspeisevergütung) | Mittel bis hoch (abhängig von Eigenverbrauch + Erweiterung) | Mittel bis hoch (abhängig von Eigenverbrauch + Erweiterung) |
| CO₂-Einsparung | Weiterhin hoch (volle Einspeisung) | Weiterhin hoch (volle Einspeisung) | Sehr hoch (Eigenverbrauch + Einspeisung) | Höher (mehr Ertrag) | Sehr hoch (neue, effizientere Module) |
| Flexibilität | Gering (keine Optimierung) | Mittel | Hoch (Eigenverbrauch steuerbar) | Mittel (Mischvergütung) | Hoch (neue Technik, ggf. Speicher) |
Ein kompletter Rückbau einer Ü20-PV-Anlage ist in der Regel die wirtschaftlich ungünstigste Option, da hierfür Kosten von etwa 100–250 €/kWp anfallen können. Er ist vor allem dann erforderlich, wenn die Anlage aufgrund eines technischen Totalausfalls nicht mehr reparabel ist. Ist die Anlage hingegen noch funktionsfähig, können sich selbst bei einer Aufgabe des Standorts Verhandlungen mit dem Nachmieter oder einem neuen Eigentümer lohnen.
Auch für Ü20-Betreiber ist das EEG 2027 ein Wendepunkt
Für bestehende Ü20-Anlagen ändert der Regierungsentwurf zum EEG 2027 zunächst nichts – die beschriebenen Regelungen zur Anschlussvergütung (§ 23b, § 25 Absatz 3 EEG 2027) und sonstigen Direktvermarktung (§ 21a EEG) laufen unverändert weiter, da es sich um Bestandsanlagen handelt. Relevant wird die Reform aber in dem Moment, in dem ein Repowering erwogen wird. Eine neu errichtete Anlage unterliegt nämlich automatisch dem ab 1.1.2027 geplanten Fördersystem, nicht mehr der klassischen festen Einspeisevergütung.
Zustimmung des Bundestages steht noch aus
Das Bundeskabinett hat den Regierungsentwurf zum EEG 2027 am 29.07.2026 zusammen mit dem Netzanschlusspaket beschlossen. Er ist seit dem 14.08.2026 als Bundesrats-Drucksache 470/26 in der Länderkammer, die nächste Plenarsitzung ist für den 25.09.2026 angesetzt; eine Lesung im Bundestag hat noch nicht stattgefunden. Das Gesetz benötigt zusätzlich eine beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission, da die Genehmigung des geltenden EEG 2023 zum 31.12.2026 ausläuft. Details können sich bis zum geplanten Inkrafttreten am 1.1.2027 noch verschieben.
Refinanzierungsbeiträge durch CfDs
Für gewerbliche Anlagen ist beim Repowering vor allem der neue Refinanzierungsbeitrag (§ 21d EEG 2027) relevant: Der Regierungsentwurf sieht vor, dass künftig alle geförderten Anlagen ab 100 kW installierter Leistung in Hochpreisphasen Erlöse oberhalb des anzulegenden Wertes über einen zweiseitigen Differenzvertrag (CfD) abführen – ergänzend zur bestehenden gleitenden Marktprämie, nicht als deren Ersatz. Diesen Mechanismus haben wir im Detail in unserem Beitrag zum EEG 2027 & Netzpaket: Kabinettsbeschluss zum Refinanzierungsbeitrag (CfD) im Überblick beschrieben.
Fristen für Ü20-PV-Anlagen bei Erweiterung & Repowering
Für Repowering- oder Erweiterungs-Entscheidungen ergeben sich daraus zeitliche Hebel. Wer vor dem 1.1.2027 einen Auktionszuschlag für eine geplante Repowering- oder erweiterte Ü20-Anlage erhält, sichert sich noch die bekannten Konditionen des geltenden EEG 2023 ohne Refinanzierungsbeitrag. Wer danach den Zuschlag erhält, sollte von Beginn mit einer Erlösabschöpfung nach § 21d EEG 2027 und der neuen Förderlogik planen. Da es sich zum Zeitpunkt der Veröffentlichung dieses Berichtes noch um einen Regierungsentwurf handelt, der die Zustimmung von Bundestag, Bundesrat und EU-Kommission benötigt, sollte diese Timing-Überlegung bis zur endgültigen Verabschiedung mit Vorbehalt kommuniziert werden.
Handlungsempfehlungen für Betreiber gewerblicher Ü20-Anlagen
- Fördersituation frühzeitig prüfen: Anlagengröße, Inbetriebnahmedatum und damit verbundene Optionen (Anschlussvergütung vs. Pflicht zur Direktvermarktung) rechtzeitig vor Ablauf der 20 Jahre klären.
- Wirtschaftlichkeit der Optionen durchrechnen: Sonstige Direktvermarktung, PPA und Eigenverbrauchsoptimierung unterscheiden sich je nach Verbrauchsprofil am Standort erheblich in der Wirtschaftlichkeit.
- Technischen Zustand bewerten: Wechselrichter-Restlaufzeit, Verkabelung und Modulleistung bestimmen, ob Weiterbetrieb oder Repowering die sinnvollere Option ist.
- Speicher-Nachrüstung als Werterhalt-Hebel prüfen: Ein nachgerüstetes Batteriespeichersystem erhöht den Eigenverbrauchsanteil und schafft zusätzliche Erlösquellen (z. B. Redispatch, Regelenergie) – gerade wenn die Einspeisevergütung wegfällt, gewinnt die Eigenverbrauchsoptimierung an Bedeutung.
- Repowering-Timing mit dem EEG-2027-Entwurf abgleichen: Bei geplantem Repowering rechtzeitig abwägen, ob eine Inbetriebnahme noch unter dem geltenden EEG 2023 oder erst unter dem geplanten Refinanzierungsbeitrag (§ 21d EEG 2027) sinnvoller ist – und den Gesetzgebungsstand bis zur Bundestagslesung im Blick behalten.
- Fristen und Meldepflichten im Blick behalten: Ummeldung des Vermarktungsmodells beim Netzbetreiber und ggf. neue Zählerkonzepte rechtzeitig beauftragen, um Erlöslücken zu vermeiden.
Häufige Fragen
Was passiert automatisch, wenn die EEG-Förderung meiner gewerblichen PV-Anlage ausläuft?
Bei Anlagen über 100 kWp passiert automatisch nichts – ohne aktive Ummeldung in die sonstige Direktvermarktung droht eine Erlöslücke, da die Anschlussvergütung des Netzbetreibers nur für Anlagen bis 100 kWp gilt.
Muss ich meine Ü20-Anlage stilllegen?
Nein. Es besteht keine Stilllegungspflicht. Die Anlage kann unbegrenzt weiterbetrieben werden, solange sie technisch und sicherheitstechnisch einwandfrei funktioniert.
Bekomme ich beim Repowering wieder eine 20-jährige Förderung?
Grundsätzlich ja, die 20-Jahres-Frist nach § 25 EEG bleibt auch im Regierungsentwurf zum EEG 2027 bestehen. Für Anlagen ab 100 kW kommt ab 2027 laut Entwurf zusätzlich der Refinanzierungsbeitrag (§ 21d EEG 2027) hinzu, der Erlöse in Hochpreisphasen oberhalb des anzulegenden Wertes abschöpft.
Lohnt sich ein Batteriespeicher für eine Ü20-Anlage?
Ja: Da die Einspeisung nach Förderende deutlich niedriger vergütet wird als der Bezug von Netzstrom kostet, erhöht ein Speicher den wirtschaftlich nutzbaren Eigenverbrauchsanteil und kann zusätzliche Erlösquellen erschließen.