EEG 2027: Was der Kabinettsbeschluss für Unternehmen bedeutet

Am 29. Juli 2026 hat das Bundeskabinett die EEG-Novelle und das begleitende Netzanschlusspaket beschlossen und damit den größten Umbau des Erneuerbare-Energien-Gesetzes seit Jahren final auf den parlamentarischen Weg gebracht (Bundesregierung, Ergebnisse Kabinettssitzung). Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) beschrieb den Kern der Reform in der Kabinetts-Pressekonferenz selbst als Paradigmenwechsel: Anlagen, die so hohe Renditen erzielten, dass sie ohnehin gebaut würden, sollen künftig nicht mehr gefördert werden, das EEG soll kein „Rundum-Sorglos-Paket“ mehr sein (Pressestatement Katherina Reiche zu EEG 2027 und Netzanschlusspaket, Kabinetts-Pressekonferenz). Für Unternehmen bedeutet das konkret: Die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen entfällt schrittweise zugunsten der Direktvermarktung, mit gestaffelten Übergangsfristen je nach Anlagengröße. Die ursprünglich schärferen Regeln aus dem Referentenentwurf und ihre Konsequenzen hatten wir damals in Das Ende der Einspeisevergütung – Was das EEG 2027 für Unternehmen bedeutet eingeordnet. Die jetzt beschlossene Fassung ist an mehreren Stellen spürbar milder ausgefallen, an der grundsätzlichen Richtung ändert das aber nichts.

Erneuerbare Energien sind heute im Zentrum der Stromversorgung angekommen. Der Gesetzgeber selbst bezeichnet das bisherige Fördermodell, bei dem Anlagen unabhängig von Nachfrage und Marktpreis einspeisen und dafür garantiert vergütet werden, als „Produce-and-forget“-Modell und hält es für nicht mehr zeitgemäß (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor (EEG 2027), Kabinettsbeschluss). Stromeinspeisung soll sich künftig an der tatsächlichen Nachfrage und den Preissignalen des Marktes orientieren, gefördert werden soll nur noch, was ohne Unterstützung nicht wirtschaftlich wäre. Für Unternehmen mit eigener Erzeugung bedeutet das im Kern: Wer bislang unabhängig vom Marktpreis einspeisen und dafür garantiert vergütet werden konnte, muss sich künftig aktiv um Vermarktung, Eigenverbrauch oder Speicherung kümmern. Wie genau, hängt von der Anlagengröße ab.

Was sich für kleine PV-Anlagen ändert

Für Neuanlagen unter 25 kW gilt künftig ein gestaffeltes Auslaufmodell statt eines abrupten Förderendes. Neuanlagen erhalten für 36 Monate eine befristete, gegenüber der bisherigen Vergütung leicht abgesenkte Übergangszahlung (rund 1 Ct/kWh weniger, für eine Anlage bis 10 kWp etwa 6,63 statt bisher 7,63 Ct/kWh). Erst danach beginnt die Pflicht zur Direktvermarktung, allerdings mit einem Bonus von 1,5 Ct/kWh für weitere vier Jahre, um den Umstieg abzufedern (Merkur.de, Feste Einspeisevergütung für Solaranlagen wird abgeschafft · Der Spiegel, Solaranlagen: Katherina Reiche will nun doch Einspeisevergütung weiterzahlen · NDR, Solaranlage: Einspeisevergütung für Photovoltaik bleibt vorerst). Wer eine Anlage 2027 in Betrieb nimmt, erhält die Übergangszahlung also bis etwa Ende 2029 und den Direktvermarktungsbonus anschließend bis etwa Ende 2033, erst danach greift die eigenständige Vermarktung ohne weiteres Sicherheitsnetz (tagesschau.de, Erneuerbare-Energien-Gesetz: Wirtschaftsministerium entschärft Reform). Der ursprüngliche Referentenentwurf hatte hier noch ein abruptes Förderende ohne Übergangsfrist vorgesehen, was als Hauptkritikpunkt einen Einbruch bei Neuinstallationen befürchten ließ (ausführlicher dazu Das Ende der Einspeisevergütung – Was das EEG 2027 für Unternehmen bedeutet). Das jetzt beschlossene Auslaufmodell entschärft diesen Punkt deutlich. Wer eine Investition wegen der ursprünglichen Pläne zurückgestellt hatte, kann die Kalkulation jetzt mit den beschlossenen, verlässlichen Werten neu aufsetzen.

Auch die Größengrenze selbst wird nicht mehr auf einen Schlag eingeführt, sondern gestaffelt gesenkt:

(Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor (EEG 2027), Kabinettsbeschluss)

Balkonkraftwerke und Steckersolargeräte bis 2 kW bleiben von der ganzen Regelung ausgenommen (pv magazine, Reiche schickt Entwürfe für EEG und Netzpaket in die Verbändeanhörung · zfk.de, EEG 2027: Was sich für Stadtwerke konkret ändert). Für Gewerbebetriebe mit Dachanlagen im Bereich von 25 bis 50 kW bedeutet das konkret: Je nachdem, wann eine Anlage in Betrieb geht, unterliegt sie noch der milderen 2027er- oder bereits der strengeren 2028er-Regel. Der Zeitpunkt der Inbetriebnahme wird damit zur strategischen Stellschraube: Ein um wenige Monate vorgezogener oder verzögerter Baubeginn kann darüber entscheiden, welche Übergangsregel für eine Anlage noch gilt.

Nach Ablauf der 36-monatigen Übergangszahlung haben Betreiber zwei Optionen: entweder Wechsel in die sonstige Direktvermarktung, oder Betrieb als „Nulleinspeiseanlage“, die überschüssigen Strom speichert oder abregelt, statt ihn ins Netz einzuspeisen (§ 25 Absatz 2 EEG 2027, Kabinettsbeschluss). Der Grund, warum die zweite Option die Direktvermarktungspflicht umgeht, liegt im Gesetz selbst: Diese Pflicht knüpft an tatsächlich ins Netz eingespeisten Strom an, wer nichts einspeist, muss folglich auch nichts vermarkten. Für Unternehmen mit PV und Speicher ist das ein zusätzlicher Anreiz, die Anlage von Anfang an auf möglichst hohen Eigenverbrauch statt auf Netzeinspeisung auszulegen. Ohne Speicher ist die Nulleinspeiseoption kaum wirtschaftlich nutzbar, weil ungenutzte Erzeugung dann schlicht abgeregelt und verschenkt wird. Gleichzeitig entfällt die bisherige Ausfallvergütung, mit der Betreiber die Pflicht zur Direktvermarktung vorübergehend umgehen konnten, ersatzlos: Wer sich bislang darauf verlassen hat, sich erst später um eine Direktvermarktungslösung zu kümmern, muss diese jetzt rechtzeitig vor Ablauf der eigenen Übergangsfrist aufbauen.

Wer eine solche Direktvermarktungslösung aufbaut, braucht dafür allerdings auch die passende Technik im Hintergrund: Ohne intelligentes Messsystem und Steuerungseinrichtung lässt sich eine Anlage nicht direktvermarkten, denn der Direktvermarkter braucht dafür Fernzugriff auf Messdaten und Steuerung. Weil die Direktvermarktungspflicht damit praktisch auf alle Neuanlagen ausgeweitet wird, senkt derselbe Gesetzentwurf im gleichen Zug (Artikel 3) auch die Schwelle für den verpflichtenden Rollout dieser Technik: Sie greift künftig bereits ab einer installierten Leistung von mehr als 2 kW (Artikel 3, § 29 Absatz 1 Nummer 2 Messstellenbetriebsgesetz, Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, EEG 2027, Kabinettsbeschluss). Auch kleinere gewerbliche Dachanlagen sollten diese technische Ausstattung deshalb von Beginn an mitplanen, nicht erst nachrüsten.

Dach- und Freiflächenanlagen bekommen unterschiedliche Kappungsregeln

Dachanlagen: dauerhafte 50-Prozent-Kappung
Für Dachanlagen unter 100 Kilowatt ersetzt das EEG 2027 die bisherige, befristete 60-Prozent-Kappung nach § 9 Absatz 2 durch eine neue, dauerhafte Einspeisebegrenzung (§ 9 Absatz 2b), unabhängig davon, wie die Anlage vergütet wird. Für alle anderen Anlagentypen bleibt die alte Regel unverändert bestehen. Der Ansatzpunkt ist bei beiden Regeln derselbe: Nicht die Einspeise-Erlaubnis selbst steht infrage, sondern die Obergrenze, bis zu der eine Anlage gleichzeitig einspeisen darf. Wo genau diese Obergrenze liegt und für wen sie gilt, unterscheidet sich zwischen alter und neuer Regel deutlich:

(§ 9 Absatz 2 und Absatz 2b EEG 2027, Kabinettsbeschluss)

Die Kappung gilt für Solaranlagen des zweiten Segments, also Dachanlagen, mit einer installierten Leistung unter 100 Kilowatt (§ 9 Absatz 2b EEG 2027, Kabinettsbeschluss). Oberhalb dieser Kappungsgrenze lässt sich der überschüssige Strom nur abregeln, selbst verbrauchen oder zwischenspeichern. Wer eine Dachanlage bislang ohne Speicher kalkuliert hat, sollte deshalb prüfen, ob sich ein Speicher angesichts der neuen 50-Prozent-Kappung jetzt lohnt.

Freiflächenanlagen: eigene Regel im Netzanschlusspaket
Für Freiflächenanlagen gilt diese 50-Prozent-Regel ausdrücklich nicht, sie ist auf Solaranlagen des zweiten Segments, also Dachanlagen, beschränkt. EEG-seitig bleibt es also bei der bisherigen, technologieneutralen Regel nach § 9 Absatz 2, wobei nur Freiflächenanlagen zwischen 25 und unter 100 Kilowatt bis zum Einbau eines intelligenten Messsystems weiterhin der befristeten 60-Prozent-Kappung unterliegen, während größere Anlagen ab 100 Kilowatt, wie die meisten Solarparks, lediglich fernsteuerbar sein müssen, denn eine feste Einspeisegrenze schreibt § 9 Absatz 2 für sie nicht vor (§ 9 Absatz 2 EEG 2027, Kabinettsbeschluss). Deutlich weiterreichend ist eine zweite, davon unabhängige Begrenzung aus dem begleitenden Netzanschlusspaket: Ab 2027 wird die Netzanschlussleistung neuer Freiflächen-PV-Anlagen dauerhaft auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzt, unabhängig von der Anlagengröße und unabhängig vom Smart-Meter-Einbau, sodass sie die befristete 60-Prozent-Grenze für die kleineren Anlagen nach deren Auslaufen langfristig ablöst (§ 8 Absatz 1 Sätze 3 bis 5 EEG n. F., Netzanschlusspaket, Kabinettsbeschluss, PDF S. 13 · Pressestatement Katherina Reiche zu EEG 2027 und Netzanschlusspaket, Kabinetts-Pressekonferenz). Anders als die befristete Dach-Kappung wirkt die 70-Prozent-Regel damit nicht im laufenden Betrieb, sondern schon in der Planungsphase, denn sie legt die bauliche Größe des Netzanschlusses fest, nicht die Strommenge, die später eingespeist werden darf. Sie muss deshalb von Anfang an ins Anlagendesign einfließen, statt erst bei der Inbetriebnahme nachgerüstet zu werden.

Was für größere Anlagen unverändert bleibt

Während sich die Regeln für Dach- und Freiflächenanlagen unter 100 Kilowatt wie beschrieben ändern, bleibt der bereits beschlossene Differenzvertrags-Mechanismus (Contracts for Difference, CfD) für größere Neuanlagen unverändert bestehen. Dieser gilt für den Strom, der tatsächlich ins Netz eingespeist und direktvermarktet wird, und garantiert Betreibern dafür einen festen Referenzpreis, den sogenannten anzulegenden Wert. Liegt der tatsächliche Marktpreis im Jahresdurchschnitt darunter, gleicht der Netzbetreiber genau diese Differenz aus und zahlt sie an die Betreiber. Liegt der Marktpreis dagegen darüber, müssen die Betreiber den überschüssigen Erlös umgekehrt an den Netzbetreiber zurückzahlen, den sogenannten Refinanzierungsbeitrag. Abgerechnet wird das jährlich rückwirkend auf Basis des durchschnittlichen Marktpreises des Jahres (Jahresmarktwert), und zwar über die gesamte Förderdauer von 20 Jahren ab Inbetriebnahme (§ 21d Absatz 1 EEG 2027, Kabinettsbeschluss). Ein Marktwertkorridor als Puffer, in dem weder gefördert noch abgeschöpft wird, ist im jetzt beschlossenen Gesetzestext nicht vorgesehen, die Abschöpfung setzt unmittelbar oberhalb des anzulegenden Werts ein. An diesem Mechanismus hat die spätere Nachbesserung des Kabinetts nichts geändert. Die Entlastungen betreffen ausschließlich die kleineren Anlagenklassen unter 100 Kilowatt. Für größere gewerbliche und industrielle Anlagen bleibt der Refinanzierungsbeitrag deshalb die entscheidende Größe in der Wirtschaftlichkeitsrechnung: Wer bislang zusätzlich mit Erlösen aus Phasen hoher Marktpreise geplant hat, muss diese Annahme korrigieren, denn genau diese Mehrerlöse werden wie beschrieben abgeschöpft.

Der Wechsel zwischen der Direktvermarktung mit Marktprämie und der sonstigen Direktvermarktung über Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements, PPA) bleibt dabei weiterhin möglich. Ein genereller Ausschluss dieses Wechsels wurde zwar erwogen, aber verworfen, damit Betreiber auch in Fördernjahren zur PPA-Vermarktung wechseln können und dabei Herkunftsnachweise erhalten, also die offiziellen Nachweise, die den Grünstrom-Charakter des erzeugten Stroms belegen und sich getrennt vom Strom selbst vermarkten lassen. Der Refinanzierungsbeitrag in Abschöpfungsjahren gilt aber ausdrücklich auch für Strommengen, die über die sonstige Direktvermarktung veräußert werden, damit sich die Abschöpfung nicht durch einen Wechsel umgehen lässt (§ 21d Absatz 1 Satz 2 EEG 2027, Kabinettsbeschluss).

Anders als beim CfD-Mechanismus selbst gibt es bei den Förderquoten für spezielle Flächennutzung aber durchaus Anpassungen. Agri-PV bleibt förderfähig, allerdings mit spürbar niedrigeren Zuschlägen als bisher, und ist neben Moor-PV die einzige Anlagenart, die künftig überhaupt noch einen Bonus behält. Parkplatz-Solaranlagen und schwimmende PV-Anlagen verlieren ihre Sonderförderung dagegen vollständig (Gesetzesbegründung, Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, EEG 2027, Kabinettsbeschluss).

Auch bei der Ausschreibungsmenge verschiebt sich der Förderschwerpunkt klar in Richtung Freifläche:

(§ 28a beziehungsweise § 28b EEG 2027, Kabinettsbeschluss)

Was das für Unternehmen bedeutet

1. Der Inbetriebnahmezeitpunkt wird zur strategischen Stellschraube: Weil die Größengrenze für die Übergangsregel bei Kleinanlagen von 2027 auf 2028 auf 2029/2030 sinkt, kann ein um wenige Monate vorgezogener oder verzögerter Baubeginn darüber entscheiden, ob eine Anlage noch unter die mildere oder bereits unter die strengere Jahresregel fällt. Wer eine Anlage im Grenzbereich plant, sollte den Zeitplan entsprechend danach ausrichten.
2. Speicher werden für Dachanlagen strukturell wichtiger: Weil künftig maximal 50 Prozent der installierten Leistung eingespeist werden dürfen, verfällt der nicht einspeisbare Rest ohne Speicher ungenutzt. Wer eine Dachanlage bislang ohne Speicher geplant hat, sollte deshalb prüfen, ob ein Speicher angesichts des Kappungssatzes jetzt wirtschaftlich sinnvoll wird.
3. Bei Freiflächenanlagen gehört die Netzanschlussdimensionierung von Anfang an in die Planung: Die 70-Prozent-Kappung ist keine Frage der laufenden Vermarktung, sondern der technischen Auslegung des Netzanschlusses selbst, muss also schon beim Anlagendesign berücksichtigt werden, nicht erst bei der Inbetriebnahme.
4. Für Anlagen ab 100 kW bleibt der Refinanzierungsbeitrag die entscheidende Kalkulationsgröße: Wer Erlösmodelle bislang auch auf Hochpreisphasen gestützt hat, muss diese Annahme korrigieren, denn die Nachbesserungen des Kabinetts betreffen ausschließlich kleinere Anlagenklassen. Der Wechsel in die sonstige Direktvermarktung bleibt aber eine Option, um Herkunftsnachweise zu erhalten.
5. Repowering-Vorhaben sollten die Stichtagslogik einplanen: Bei der Ersetzung einer bestehenden Solaranlage behält die bisherige Leistung ihr altes Förderregime, nur die zusätzlich hinzukommende Leistung unterliegt den neuen 2027er-Regeln. Wer eine Ersetzung plant, sollte die Aufteilung zwischen alter und neuer Leistung entsprechend dokumentieren.

Was noch offen ist

Mit dem Kabinettsbeschluss vom 29. Juli 2026 sind EEG-Novelle und Netzanschlusspaket zwar final ausgehandelt, aber noch nicht Gesetz. Als Nächstes befassen sich der Bundestag ab September, direkt nach der Sommerpause, und anschließend der Bundesrat mit der Novelle. Für das EEG kommt zusätzlich die beihilferechtliche Genehmigung durch die EU-Kommission hinzu, denn die EEG-Förderung ist eine staatliche Beihilfe im Sinne des EU-Rechts und braucht deshalb eine Freigabe der Kommission, die immer nur für einen befristeten Zeitraum gilt. Genau diese Freigabe für das aktuelle EEG endet zum 31. Dezember 2026, weshalb rechtzeitig vorher eine neue Genehmigung für das EEG 2027 vorliegen muss, damit ab dem 1. Januar 2027 keine Förderlücke entsteht (Raue Rechtsanwälte, Rechtsgutachten für den Bundesverband Erneuerbare Energie e. V. zu den Folgen des Auslaufens der beihilferechtlichen Genehmigung). Bis zum endgültigen Gesetz sind im parlamentarischen Verfahren weitere Änderungen möglich. Wer seine Planung auf den aktuellen Stand stützt, sollte sie deshalb in den kommenden Monaten regelmäßig mit dem Fortgang des Gesetzgebungsverfahrens abgleichen.

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