Am 1. August 2026 sinkt die Einspeisevergütung erneut. Von 12,34 auf 12,22 Cent pro Kilowattstunde bei Volleinspeisung, von 7,78 auf 7,70 Cent bei Teileinspeisung. Halbjährliche Degression, so seit Jahren. Die Pointe dahinter: Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie plant, die feste Einspeisevergütung für neue Anlagen unter 25 kWp zum 1. Januar 2027 auslaufen zu lassen. Nach massiver Kritik ist eine Übergangslösung mit reduzierter Vergütung für bis zu 36 Monate im Gespräch, der Rest wandert in die Direktvermarktung. Bestandsschutz gilt für alles, was bis Ende 2026 ans Netz geht. Übersetzt: Die garantierte 20-Jahres-Zahlung, auf der zwei Jahrzehnte PV-Kalkulationen aufgebaut haben, läuft aus. Der Wert wandert vollständig in Eigenverbrauch und Zeitverschiebung — also in die Preisspreizung.
Was das konkret bedeutet für jede Kilowattstunde, die ich aufs Dach bringe: Die Wirtschaftlichkeit von PV wandert von einer garantierten Zahl an jede Kilowattstunde, die ich selbst verbrauche oder in eine andere Stunde verschiebe. Genau das zeigt auch die Halbjahresbilanz der Bundesnetzagentur: In den ersten sechs Monaten 2026 gab es 299 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen — deutlich weniger als im Vorjahr mit 389 Stunden, aber ein Drittel mehr als 2024 mit 224 Stunden. Am 1. Mai 2026 fiel der Preis auf minus 499,99 Euro pro Megawattstunde, die Tagesspreizung erreichte 733 Euro pro Megawattstunde, und die Börse musste nach vier Wochen die Preisuntergrenze auf minus 600 Euro pro Megawattstunde anpassen. Für einen Speicher zählt nicht das Minus, sondern der Abstand zwischen Mittagstal und Abendspitze. Der wächst.
Ich habe das an meinem eigenen System durchgerechnet. Seit 2023 läuft unser Haushalt in Kirchseeon fossilfrei — keine Öl-, Gas- oder Verbrennungsheizung, keine Verbrennungsfahrzeuge. Wir haben vier elektrische Autos: einen Tesla Model S 90D von 2016, einen Model Y Long Range von 2021, einen Model S Plaid von 2022 und eine Renault Zoé Z.E. 50. Zu Hause laden wir über vier Tesla Wall Connector, also vier Ladepunkte. Zusammen mit dem Tesla Powerwall Speicher von 52,5 kWh brutto (46,9 kWh nutzbar) ergibt sich ein Puffer von 137,5 kWh aus Hausspeicher und Fahrzeugbatterien. Unsere SolarEdge-Anlage liegt bei 29,5 kWp — 131 Module Talesun à 195 Watt. Über die Laufzeit bis August 2026 sind rund 259 Megawattstunden erzeugt worden.
Was bedeutet das für den Betrieb? Die Steuerung läuft über Home Assistant mit emhass für Day-Ahead-Optimierung gegen Tibber-Dynamic-Tarife, stündliche Börsenpreise. Die Logik ist banal, aber für die Amortisation entscheidend: Lade, wenn der Preis negativ ist, entlade, wenn er hochschnellt. Die Mittagsspitze, die das Netz kostet, ist mein günstigster Ladeslot.
Letzten Pfingstsonntag wurden 89 Prozent der Tages-PV-Produktion bei negativen Preisen eingespeist. Für Juni 2025 rechneten Marktteilnehmer mit 46 Prozent der gesamten Monats-PV-Produktion in Negativpreis-Stunden. Bei prognostizierten über 135 Gigawatt installierter PV für 2026 rechnen sie mit 700 bis 900 Negativstunden. Bei mir in Kirchseeon läuft genau dagegen ein System: 29,5 kWp PV, 52,5 kWh Speicher, vier E-Fahrzeuge — zusammen 137,5 kWh Puffer. emhass rechnet Day-Ahead gegen Tibber-Dynamic-Tarife. Das Ergebnis: In den negativen Stunden des Morgens lade ich beide Tesla, die Zoé und bei Bedarf die Wärmepumpe. In den Stunden, in denen der Preis schnellt, entlade ich in das Haus oder ins Fahrzeug. Die Mittagsstunden, in denen Solarstrom im Netz wertlos wird, nutze ich für Waschmaschine, Spülmaschine oder Wärmepumpen-Vorheizen. Der Eigenverbrauch steigt, die Abhängigkeit vom Netz sinkt.
Ein Blick auf die größere Zahlenlandschaft zeigt das Missverhältnis, das diese Entwicklung begleitet. Nach Daten der Bundesnetzagentur lag der erneuerbare Anteil an der Bruttostromerzeugung 2023 bei rund 52,5 Prozent, 2024 bei rund 59,4 Prozent und 2025 (vorläufig) bei rund 55,3 Prozent. Der Rückgang 2025 gegenüber 2024 ist wetterbedingt — ein schwächeres Windjahr — Photovoltaik legte im selben Jahr von 14,7 auf 16,5 Prozent zu. Doch die Sektorenbilanz offenbart das eigentliche Missverhältnis: Der Sektor mit dem größten Fortschritt, Strom mit rund 52 Prozent erneuerbarem Anteil 2023, ist gleichzeitig der kleinste am Endenergieverbrauch. Die beiden großen Sektoren Wärme mit rund 17 Prozent und Verkehr mit rund 7 Prozent erneuerbarem Anteil 2023 hängen deutlich zurück. Dazu kommt, dass von deutschen Haushalten nur 3,8 Prozent ein intelligentes Messsystem besitzen — wir regulieren Flexibilität, die wir nicht messen können.
Gegensteuern lässt sich mit der richtigen Konfiguration. Für unseren Giebel in Kirchseeon haben wir eine Erweiterung geplant: Neigung 70 Grad, bifaziale Glas-Glas-Module, Integration in den bestehenden SolarEdge-Stack. Die Kernerkenntnis aus der Planung: Selbst die schlechteste Fassadenvariante liefert im Winter November bis Februar mehr Energie als ein gleichdimensioniertes Süddach. Bei 70 Grad Neigung sind es plus 13 Prozent Wintergewinn gegenüber Dach bei nur minus 11 Prozent Jahresertrag. Der Crossover gegen Dach liegt etwa Mitte Oktober und endet erst Ende März — also 5,5 Monate, in denen die Fassade besser ist. Bei realistisch 70 Prozent Eigenverbrauchsquote über Powerwalls, Wärmepumpe und E-Fahrzeuge ergibt sich ein jährlicher Nutzen von rund 1.800 Euro bei einer Investition von etwa 14.000 Euro — das ist eine statische Amortisation von etwa 7,8 Jahren. Vermiedener Bezug rund 5.230 Kilowattstunden zu etwa 32 Cent in den Wintermonaten plus 2.245 Kilowattstunden Einspeisung zu etwa 7 Cent.
Fazit: Das Aus der festen Einspeisevergütung 2027 verändert die gesamte Rechenbasis für Photovoltaik. Die Erlösgrundlage wechselt von einer garantierten 20-Jahres-Zahlung zu einem volatilen Marktspread — und dieser Spread schrumpft in dem Maße, in dem alle anderen dasselbe tun. Wer nur den Spot-Preis sieht, sieht die Hälfte. Wer nicht gegen beide Signale optimiert — Spot und zeitvariable Netzentgelte — der hinterlässt Geld auf dem Tisch. Die eigentliche Wertschöpfung der nächsten fünf Jahre liegt nicht in mehr Panels, sondern in Speicherung, Steuerung und Day-Ahead-Optimierung — also in Software und Batterien, nicht in mehr Module. Negative Preise sind kein Systemfehler. Sie sind das Preissignal, Flexibilität zu bauen. Wer 900 geschenkte Stunden im Jahr ignoriert, handelt entweder Marktversagen oder Phantasielosigkeit. Die Energiewende-Debatte hängt noch an der Erzeugung. Die eigentliche Wertschöpfung liegt in Speicherung, Steuerung und Day-Ahead-Optimierung — also in Software und Batterien, nicht in mehr Panels.
Erstellt mit KI-Unterstützung, fachlich geprüft und redaktionell verantwortet von Achim Karpf.
