Regulatorische Risiken Photovoltaik 2026: Sicherheit für Investoren
- Jan Niklas Steg
- vor 2 Tagen
- 10 Min. Lesezeit
Wie Investoren gesetzliche Änderungen im Jahr 2026 für der IAB-Investment nutzen
Der Markt für erneuerbare Energien hat im Jahr 2026 eine signifikante Professionalisierung erfahren. Rein steuerliche Betrachtungen reichen für langfristige Renditen nicht mehr aus. Die Bundesregierung hat mit dem Solarpaket II und Anpassungen im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) klare Leitplanken gesetzt, die besonders die Direktvermarktung und die Netzintegration betreffen. Es zeigt sich, dass viele Anleger durch Schlagworte wie negative Strompreise oder aufgehobene Netzentgeltbefreiung verunsichert sind. Hier erfahren Investoren, welche gesetzlichen Rahmenbedingungen für die Investition im Jahr 2026 wirklich zählen und welchen Einfluss diese auf ein PV- oder Batterie-Direktinvestment haben.
Im Jahr 2026 sind die zentralen regulatorischen Risiken für Photovoltaik-Investments die Einführung von Netzentgelten sowie der Wegfall der Vergütung bei negativen Strompreisen gemäß § 51 EEG (15-Minuten-Regel). Durch eine sorgfältige Projektauswahl und eine genaue Prüfung im Due Diligence-Prozess lassen sich jedoch weiterhin attraktive Anlagen für ein IAB-Investment finden.
Inhaltsverzeichnis
Das Wichtigste zuerst:
Viele der in diesem Artikel besprochenen Themen sind noch nicht politisch verabschiedet. Es handelt sich primär um Diskussionsvorschläge.
Negative Strompreise werden durch Grünstromspeicher (Colocation) abgefangen, um Erlösausfälle zu vermeiden.
Die 15-Minuten-Regel bei negativen Strompreisen macht Batteriespeicher zur wichtigen Absicherung.
Das Solarpaket II beschleunigt Netzanschlüsse und reduziert bürokratische Hürden für Investoren im Jahr 2026.
Das EEG 2026: Degression und Vergütungsstruktur im Wandel
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz bleibt das Fundament für die Kalkulation der Photovoltaik-Anlage. Die staatlich garantierte Einspeisevergütung für Neuanlagen sinkt halbjährlich um rund ein Prozent - das ist seit Jahren gängige Praxis. Der Zeitpunkt der Inbetriebnahme bleibt daher entscheidend für die langfristige Rendite.
Ein seriöser Berater arbeitet ausschließlich mit realistischen und aktuellen Kalkulationswerten. Entscheidend dabei: Die Einspeisevergütung wird nicht auf Basis der Sätze zum Zeitpunkt des Verkaufs berechnet, sondern auf Basis der Sätze, die zum geplanten Zeitpunkt des Netzanschlusses gelten. Das sorgt für eine ehrliche und belastbare Renditeprognose.
Gleichzeitig steigen die Anforderungen an die Direktvermarktung. Anlagen ab einer gewissen Größe müssen ihren Strom aktiv am Markt platzieren - das eröffnet jedoch Potenziale, die eine reine Einspeisevergütung nicht bieten kann. Moderne Projekte sind darauf ausgelegt, Strom intelligent zu vermarkten und dabei attraktive Marktpreise zu erzielen. Batteriespeicher spielen dabei eine zunehmend wichtige Rolle: Sie ermöglichen es, Strom gezielt dann einzuspeisen, wenn die Preise am Markt besonders hoch sind - und steigern so die Erlöse zusätzlich.
Aktuell sorgt ein politischer Vorstoß von Katherina Reiche für Aufsehen: Sie schlägt vor, die EEG-Vergütung für Photovoltaik-Anlagen vollständig abzuschaffen. Das erzeugt Verunsicherung am Markt - für IAB-Investoren ist dieser Vorschlag jedoch nicht relevant. Denn Stand heute bezieht er sich ausschließlich auf Anlagen unter 25 kWp, also kleine Dachanlagen im privaten Bereich. Die Projektgrößen, in die mithilfe des IAB üblicherweise investiert wird, liegen weit oberhalb dieser Schwelle. Bestehende Anlagen genießen zudem einen umfassenden Bestandsschutz über 20 Jahre plus das Jahr der Inbetriebnahme - wer heute investiert, sichert sich somit die aktuellen Konditionen für zwei Jahrzehnte.
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Negative Strompreise und die Rolle von Grünstromspeichern
Ein häufig diskutiertes Risiko sind negative Strompreise an der Börse. Seit der Verabschiedung des sogenannten Solarspitzengesetzes im Jahr 2025 greift die Regelung des § 51 EEG deutlich schärfer. Für neue Anlagen entfällt der Anspruch auf die Einspeisevergütung bereits für 15-Minuten-Intervalle, in denen die Börsenpreise negativ sind. Fachanalysen zufolge nimmt die Anzahl dieser Zeitfenster durch den massiven Ausbau der Erneuerbaren stetig zu.
Das ist ein Aspekt, den Investoren häufig unterschätzen, denn in diesen Stunden, in denen das Netz mit Strom überflutet ist, drohen Erlösausfällungen. Wer kein Konzept dagegen hat, lässt Rendite liegen.
Genau hier kommen Grünstromspeicher in Co-Location mit der PV-Anlage ins Spiel. Der Speicher nimmt den Strom in schwachen Preisstunden auf und speist ihn zeitversetzt ins Netz aus, wenn die Nachfrage - und damit die Preise - wieder steigen. Das erhöht die Gesamtwirtschaftlichkeit der Anlage erheblich.
Ein weiterer Aspekt, der damit verbunden ebenfalls häufig übersehen wird: Anlagen mit EEG-Vergütung verlieren ihre Vergütungsansprüche in negativen Preisstunden nicht einfach. Die ausgefallenen Stunden werden getrackt und an die reguläre 20-jährige Laufzeit hinten angehängt - der Anspruch bleibt also vollständig erhalten, er verschiebt sich lediglich zeitlich. Auch das ist ein Schutzmechanismus, den das System bietet.
Steuerliche Sicherheit: Der IAB nach § 7g EStG im Jahr 2026
Der Investitionsabzugsbetrag (IAB) ist für viele der Kunden der Hauptgrund für ein Investment in Photovoltaik. in der Praxis erleben wir es regelmäßig, dass Investoren fürchten, dass die Gesetzgebung den IAB abschaffen könnte. Trotz punktueller Änderungen im Steuerrecht bleibt der IAB ein stabiles und hochwirksames Instrument zur Steueroptimierung. Investoren können bis zu 50 Prozent der geplanten Investitionskosten bereits vor der eigentlichen Anschaffung gewinnmindernd geltend machen. Dies führt zu einer unmittelbaren Liquiditätssteigerung durch Steuererstattungen.
Zu beachten ist jedoch die regulatorische Grenze: Der maximale IAB ist auf 200.000 Euro pro Betrieb oder Unternehmen gedeckelt. Wenn der Investor beispielsweise in ein Projekt mit einem Gesamtvolumen von 500.000 Euro investieren, können Investoren nicht 250.000 Euro (50 Prozent) abziehen, sondern sind auf das gesetzliche Maximum von 200.000 Euro beschränkt. Daher ist bei der Strukturierung des Direct Investments darauf zu achten,, dass diese Grenzen eingehalten werden, um Probleme mit dem Finanzamt zu vermeiden.
Zusätzlich zum IAB können Investoren im Jahr der Anschaffung eine Sonderabschreibung von bis zu 40 Prozent auf die verbleibenden Anschaffungskosten nutzen. In Kombination mit der regulären oder degressiven Abschreibung (“dem Investitionsbooster”) entstehen in der Anfangsphase hohe steuerliche Effekte.
Der sogenannte Innovationsbooster läuft allerdings aus: Die degressive Abschreibung gilt in ihrer aktuellen Form nur noch bis Ende 2027. Investoren, die bis dahin investieren, nehmen diesen Vorteil noch voll mit - danach entfällt er für neue Investitionen.
Der IAB selbst ist kein neues Konstrukt - er existiert seit 2008 im deutschen Steuerrecht und wurde seitdem kontinuierlich weiterentwickelt und verbessert. Die degressive Sonder-AfA war von Anfang an als zeitlich befristeter Impuls angelegt und von vornherein auf zwei Jahre ausgelegt.
Regulatorische Unsicherheit besteht hier also nicht. Der IAB ist ein etabliertes, gerichtlich vielfach bestätigtes Instrument mit klaren Spielregeln. Wer heute investiert, bewegt sich auf solidem steuerrechtlichem Fundament.
Wir empfehlen dennoch ausdrücklich, die Umsetzung gemeinsam mit einem erfahrenen Steuerberater zu begleiten. Die Voraussetzungen sind klar - aber gerade beim IAB kommt es auf saubere Dokumentation und eine korrekte Umsetzung an. Ein Fehler hier kostet unnötig Rendite.
EEG-Änderungen und Netzentgelte: Was Investoren wissen müssen
Das EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) wird regelmäßig novelliert, und jede Änderung kann Auswirkungen auf die Rendite haben. Die wichtigste Entwicklung 2025/2026 ist die 15-Minuten-Regel (Solarspitzengesetz): Bei negativen Strompreisen entfällt die Vergütung bereits nach 15 Minuten, nicht mehr erst nach mehreren Stunden wie in älteren Regelungen. Dies unterstreicht die Bedeutung von Batteriespeichern zur Absicherung der Erlöse.
Die Netzentgelte sind ein weiterer regulatorischer Faktor. Für Einspeiseanlagen fallen in der Regel keine Netzentgelte an, jedoch können bei bestimmten Speicherkonfigurationen Kosten entstehen. Die vermittelten Grünstromspeicher in Colocation sind üblicherweise so strukturiert, dass sie von den gängigen Ausnahmetatbeständen profitieren. Dennoch sollten Investoren bei der Projektauswahl prüfen, ob alle aktuellen regulatorischen Voraussetzungen erfüllt sind.
Eine weitere relevante Entwicklung ist die Degression der EEG-Vergütungssätze. Für neue Projekte sinken die garantierten Vergütungen kontinuierlich. Dies macht eine frühzeitiges Investment umso wichtiger. PV-Direktinvestments nutzen überwiegend die Direktvermarktung, bei der die Vergütung an den Marktwert Solar gekoppelt ist. In Kombination mit PPAs (Power Purchase Agreements) lässt sich so eine stabile Erlösbasis schaffen, die weniger abhängig von regulatorischen Änderungen ist.
Netzanschluss und Solarpaket II: Bürokratieabbau in der Praxis
Der Netzanschluss war lange eines der größten praktischen Risiken bei PV-Investments - lange Wartezeiten, intransparente Prozesse, keine verbindlichen Fristen. Das Solarpaket II hat hier 2025 konkrete Verbesserungen gebracht, die 2026 zunehmend greifen: Netzbetreiber sind nun zu schnelleren Rückmeldungen verpflichtet, Prozesse wurden digitalisiert und Fristen gesetzlich verankert.
Besonders relevant für Lösungen von PV mit Speichern: Batteriespeicher haben durch die Änderungen im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) einen gleichrangigen Netzanschlussstatus erhalten. Das bedeutet in der Praxis, dass eine Colocation-Konfiguration aus PV-Anlage und Speicher nicht mehr gegenüber reinen Erzeugungsanlagen benachteiligt werden darf. Verzögerungen, die früher gezielt auf den Speicheranteil geschoben wurden, sind damit rechtlich angreifbar.
Für IAB-Investoren ist das aus einem konkreten Grund entscheidend: Der IAB nach § 7g EStG muss innerhalb klar definierter Fristen in eine Investition überführt werden. Verzögert sich der Netzanschluss erheblich, gerät dieses Zeitfenster unter Druck. Projekte mit bereits vorliegender Netzanschlusszusage oder weit fortgeschrittenem Anschlussverfahren bieten hier die deutlich höhere Planungssicherheit und sollten bei der Projektauswahl entsprechend priorisiert werden.
Die Direktvermarktung wurde durch das Solarpaket II ebenfalls vereinfacht. Bürokratische Hürden bei Anmeldung und Betrieb wurden gesenkt, was die laufenden Kosten im Asset Management reduziert. Der Betriebsführer übernimmt die gesamte Abwicklung - Investoren profitieren von den regulatorischen Erleichterungen, ohne sich selbst mit den technischen Details der Marktkommunikation befassen zu müssen.
Reiches Netzpaket: Was steckt dahinter - und was bedeutet es für PV-Investoren?
Seit Februar 2026 sorgt das sogenannte "Netzpaket" aus dem Bundeswirtschaftsministerium unter Katherina Reiche für Diskussionen in der Energiebranche. Der erklärte Zweck des Pakets: Den Ausbau erneuerbarer Energien stärker an die tatsächliche Kapazität der Stromnetze anzupassen. In der Praxis bedeutet das jedoch weitreichende Eingriffe in die bisherigen Spielregeln für PV- und Windprojekte.
Die zentralen Punkte des Entwurfs im Überblick:
Kapazitätslimitierte Gebiete:
Bestimmte Regionen sollen als "kapazitätslimitiert" eingestuft werden. In diesen Gebieten dürfen Netzbetreiber Erneuerbare-Anlagen bei Netzüberlastung leichter abregeln - ohne die bisher übliche vollständige Entschädigung. Für neue Anlagen soll diese entschädigungsfreie Abregelung bis zu zehn Jahre gelten.
Baukostenzuschuss:
Netzbetreiber sollen künftig von Projektentwicklern einen Baukostenzuschuss für den Netzanschluss verlangen dürfen. Das erhöht die Investitionskosten für neue Solar- und Windprojekte direkt.
Ende der fixen Einspeisevergütung:
Die staatlich garantierte Festvergütung soll schrittweise durch eine markt- und systemdienliche Förderung ersetzt werden - also durch Mechanismen, die stärker an Netzauslastung und Marktpreise gekoppelt sind.
Synchronisierung mit dem Netzausbau:
Der Zubau von Solar- und Windkapazitäten soll künftig stärker am tatsächlichen Fortschritt des Netzausbaus ausgerichtet werden. Da der Netzausbau strukturell langsamer voranschreitet als der Zubau erneuerbarer Anlagen, wirkt das in der Praxis wie eine Ausbaubremse.
Wichtig für die Einordnung: Das Netzpaket ist bislang ein Diskussionspapier, kein verabschiedetes Gesetz und demnach auch kein beschlossener Rechtsrahmen. In seiner aktuellen Form würde der Entwurf den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland erheblich einschränken. Die Reaktionen aus der Branche sind entsprechend deutlich: Interessensverbände der Erneuerbaren laufen Sturm, Proteste wurden bereits angekündigt, und auch politisch ist der Widerstand erheblich. Ob und in welcher Form das Paket jemals in Kraft tritt, ist vollkommen offen.
Für Investoren ergibt sich aus dieser Situation jedoch eine konkrete Chance: Projekte, die bereits über Baugenehmigungen, EEG-Zuschläge und alle notwendigen Genehmigungen verfügen, sind von möglichen zukünftigen Regeländerungen nicht betroffen. Der gesetzliche Bestandsschutz sichert die einmal festgeschriebenen Konditionen für die gesamte Laufzeit ab - unabhängig davon, was politisch noch kommt. Wer jetzt in ein solches Projekt investiert und gleichzeitig seinen IAB zeitnah auflöst, kombiniert steuerliche Effizienz mit regulatorischer Absicherung. Gerade in einem Umfeld politischer Unsicherheit ist das ein handfester Vorteil.
AgNes: Die Reform der Stromnetzentgelte
Neben dem Netzpaket läuft im Hintergrund ein weiteres Verfahren, das strukturell mindestens genauso relevant ist: AgNes - die Rahmenfestlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom der Bundesnetzagentur. Der Anlass ist konkret: Die bisherige Stromnetzentgeltverordnung läuft Ende 2028 aus und braucht eine Nachfolgeregelung. AgNes soll diese Grundlagen neu definieren - mit dem erklärten Ziel, die Netzentgelte transparenter, marktgerechter und stärker an der tatsächlichen Netzbelastung auszurichten.
Für PV-Investoren ist dabei ein Punkt besonders im Blick zu behalten: Bislang gilt, dass für die Einspeisung von Strom ins Netz keine Netzentgelte anfallen. Ob das unter der neuen Systematik so bleibt, ist Teil der laufenden Diskussion und noch nicht final entschieden. Das Verfahren thematisiert ausdrücklich die Frage, ob und wie Einspeisende künftig an den Netzkosten beteiligt werden sollen.
Auch hier gilt jedoch: Wer heute in ein Projekt mit gesichertem EEG-Zuschlag und vorliegender Baugenehmigung investiert, agiert im aktuell gültigen Rechtsrahmen - mit dem Bestandsschutz, der die vereinbarten Konditionen für die gesamte Laufzeit absichert.
Regulatorische Änderungen richtig einordnen
Wir bewerten für Sie Verfahren wie AgNes und zeigen, was sie konkret für Ihr Investment bedeuten.
MiSpeL: Mehr Flexibilität für Batteriespeicher
Bislang galt eine strikte Regel: Ein Batteriespeicher behält seine EEG-Förderfähigkeit nur dann, wenn er ausschließlich mit Strom aus der direkt angeschlossenen PV-Anlage geladen wird. Bereits eine einzige Kilowattstunde Netzstrom ließ den gesamten Förderanspruch entfallen. Das hat den Betrieb von Speichern in der Praxis erheblich eingeschränkt.
Mit der MiSpeL-Festlegung - "Marktintegration von Speichern und Ladepunkten" - ändert sich das. Die Bundesnetzagentur hat im September 2025 einen entsprechenden Entwurf vorgelegt, der bis spätestens Juni 2026 in Kraft treten soll. Das Kernprinzip: Grün- und Graustrom werden innerhalb eines Speichers rechnerisch sauber voneinander getrennt - über ein 15-Minuten-Messkonzept. Der grüne Anteil bleibt förderfähig, der graue nicht. Mischbetrieb wird damit erstmals legal möglich, ohne den gesamten EEG-Förderanspruch zu riskieren.
Für PV-Speicher-Projekte in der Co-Location ist das eine relevante Entwicklung: Der Speicher kann künftig flexibler am Markt agieren - also auch in Stunden laden, in denen kein PV-Strom fließt - ohne dass dadurch die Förderung für den grünen Anteil verloren geht. Das erhöht die Erlöspotenziale und macht den Speicherbetrieb wirtschaftlich attraktiver, ohne die EEG-Grundstruktur der Anlage zu gefährden.
MiSpeL ist dabei kein politischer Vorstoß, sondern ein regulatorischer Umsetzungsschritt - die gesetzliche Grundlage dafür wurde bereits mit dem Solarspitzengesetz im Februar 2025 gelegt. Die Festlegung konkretisiert lediglich, wie die neuen Spielräume in der Praxis angewendet werden.
Fazit: Warum 2026 ein ideales Jahr für das Investment ist
Regulatorische Vorstöße wie das Netzpaket oder die laufenden Verfahren zu AgNes und MiSpeL zeigen: Der Rahmen für erneuerbare Energien ist in Bewegung. Das klingt nach Unsicherheit, ist bei näherer Betrachtung aber vor allem eines: Ein starkes Argument dafür, jetzt zu handeln.
Der IAB nach § 7g EStG bietet weiterhin eine hohe Planungssicherheit. Photovoltaik- und Batteriespeicher-Investments lassen sich damit auch 2026 klar strukturiert und steuerlich effizient umsetzen. Wer einen IAB bereits gebildet hat und dessen Auflösung plant, sollte das zeitnah angehen - denn Projekte mit vorliegender Baugenehmigung und gesichertem EEG-Zuschlag genießen Bestandsschutz und das dieser gekippt wird ist höchst unwahrscheinlich. Mögliche regulatorische Änderungen greifen bei diesen Anlagen nicht rückwirkend. Die heute gültigen Konditionen sind damit für die gesamte Laufzeit gesichert.
Kluge Planung und der gezielte Einsatz moderner Speichertechnologie machen regulatorische Risiken beherrschbar - und aus einem komplexen Marktumfeld eine kalkulierbare Investitionsentscheidung.
FAQ
Welche regulatorischen Risiken sind 2026 wirklich relevant für PV-Investments?
Die zentralen Risiken sind der Wegfall der Vergütung bei negativen Strompreisen gemäß § 51 EEG sowie mögliche zukünftige Anpassungen bei Netzentgelten. Viele diskutierte Themen wie das Netzpaket oder AgNes sind aktuell noch nicht beschlossen und stellen daher keine unmittelbaren Risiken dar, sondern eher potenzielle Entwicklungen.
Was passiert bei negativen Strompreisen konkret mit meinen Einnahmen?
Bei negativen Strompreisen entfällt die EEG-Vergütung bereits nach 15 Minuten. Die ausgefallenen Vergütungszeiten gehen jedoch nicht verloren, sondern werden an die Laufzeit der Anlage angehängt. Durch den Einsatz von Batteriespeichern kann dieses Risiko aktiv gesteuert werden, indem der Strom zeitversetzt eingespeist wird.
Sind politische Vorschläge wie das Netzpaket ein echtes Risiko für bestehende Investments?
Nein. Für Projekte mit bestehender Baugenehmigung und gesichertem EEG-Zuschlag gilt Bestandsschutz. Das bedeutet, dass zukünftige regulatorische Änderungen keinen Einfluss auf bereits investierte Anlagen haben. Politische Vorschläge betreffen primär zukünftige Projekte und sind zudem oft noch nicht final beschlossen.
Können künftig Netzentgelte für eingespeisten Strom anfallen?
Aktuell fallen für die Einspeisung von Strom keine Netzentgelte an. Im Rahmen der AgNes-Regulierung wird jedoch diskutiert, ob sich das ändern könnte. Diese Änderungen sind jedoch noch nicht beschlossen. Investoren, die heute investieren, agieren im bestehenden Rechtsrahmen mit entsprechendem Bestandsschutz.
Welche Rolle spielen Batteriespeicher bei regulatorischen Risiken?
Batteriespeicher sind der zentrale Hebel zur Absicherung regulatorischer Risiken. Sie reduzieren Erlösausfälle bei negativen Strompreisen, ermöglichen eine flexiblere Vermarktung und gewinnen durch neue Regelwerke wie MiSpeL zusätzlich an Bedeutung. Damit sind sie ein integraler Bestandteil moderner PV-Investments.
Über den Autor
Jan Niklas Steg ist Geschäftsführer von Sunpeak Capital in Berlin. Das Unternehmen strukturiert IAB-Investments für Privatpersonen im Bereich Photovoltaik und Batteriespeicher und begleitet deren Umsetzung ganzheitlich. Seine Expertise in den Erneuerbaren Energien baute er während seines MBA-Studiums an der WHU auf, unter anderem bei einem US-amerikanischen Investmentfonds für Renewable-Energy-Projekte. Anschließend verantwortete er als erster Mitarbeiter eines schwedischen PV-Finanzierers den Aufbau des deutschen Marktes. Bei Sunpeak Capital kümmert er sich um die strategische Ausrichtung des Unternehmens, die Strukturierung neuer Investmentprodukte sowie die Begleitung von Investoren bei der Auflösung ihres IABs.
