EEG-Novelle 2027: Die Neuausrichtung der Solarförderung und was sie für Ihre Projekte bedeutet

Hinweis: Grundlage dieses Artikels ist der Regierungsentwurf des EEG 2027 nach dem Beschluss des Bundeskabinetts vom 29.07.2026. Dieser Entwurf muss noch durch den Bundestag, soll dann aber ab 01.01.2027 gelten. Dieser Artikel dient lediglich der allgemeinen Information und ersetzt keine individuelle Rechtsberatung.

Mit dem EEG 2027 (Erneuerbare-Energien-Gesetz 2027) richtet der Gesetzgeber die Photovoltaik-Förderung von solaren Dachanlagen neu aus. Der Fokus verschiebt sich weg von der reinen Mengenmaximierung hin zu einer konsequenten Marktintegration, Systemdienlichkeit und Kosteneffizienz. Für Sie als PV-Anlagenbetreiber bedeutet dies, dass sich bewährte Geschäftsmodelle verändern und die Direktverbrauchsoptimierung deutlich an Bedeutung gewinnt.

Hier sind die zentralen Säulen der Reform für Betreiber von Mieterstrom, gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung und On-Site-PPAs:

1. Das Ende der Einspeisevergütung und die neue Direktvermarktungspflicht

Die umfassendste Neuerung ist die konsequente Abschaffung der klassischen, dauerhaften Einspeisevergütung für alle Neuanlagen (§ 19 Abs. 1 Nr. 2 i.V.m. § 21 Abs. 1 EEG 2027). Das bisherige „Produce-and-forget-Modell” wird beendet, die Stromeinspeisung muss sich künftig an Marktsignalen orientieren:

Neue Regelungen für Anlagen unter 25 kW

• Einspeisevergütung: Für Kleinanlagen entfällt die fixe 20-jährige Einspeisevergütung zur Förderung der Stromerzeugung komplett, da diese Anlagen aufgrund gesunkener Systemkosten laut den Aussagen des Gesetzgebers bei hohem Eigenverbrauch bereits als wirtschaftlich gelten (§ 20 Absatz 1 EEG 2027). Ohne Förderung bleiben diese Anlagen aber nicht: Der Mieterstromzuschlag gilt unabhängig von der Anlagengröße weiter, und für die eingespeisten Mengen stehen die befristete Übergangszahlung und die sonstige Direktvermarktung mit Bonus zur Wahl. Eine Pflicht zur Direktvermarktung besteht nicht.
• Direktvermarktungsbonus: Um kleinen Anlagen die finanziellen Einstiegshürden zu nehmen, wird ein neuer Anschub-Bonus in Höhe von 1,5 Cent/kWh eingeführt (§ 50c EEG 2027). Er gilt für Strom in der sonstigen Direktvermarktung nach § 21a und wird längstens bis zum Ende des 48. Monats nach der erstmaligen Zuordnung zu einer Direktvermarktungsform gezahlt. Mit der Übergangszahlung ist er nicht kombinierbar, weil diese die Netzbetreiberabnahme voraussetzt.
• Das bedeutet, dass auch für die kleinen PV-Dachanlagen ab 01.01.2027 gelten wird, dass sie die technischen Vorgaben für die Direktvermarktung beachten müssen, insbesondere eine Sicherstellung der jederzeitigen Abrufbarkeit der Ist-Einspeisung und Fernsteuerbarkeit durch das Direktvermarktungsunternehmen, d.h. in der Regel, dass die Installation eines intelligenten Messsystems (ImSys) und von Steuerungseinrichtungen erforderlich wird (es sei denn man entscheidet sich für die „Nulleinspeisung“)
  
  

Neue Regelungen für Anlagen ab 25 kW

• Ab einer installierten Leistung von 25 kW ist die Direktvermarktung der einzige Weg zu einer Förderung: Die Marktprämie besteht erst ab dieser Schwelle, und die Netzbetreiberabnahme bleibt oberhalb davon nur noch als unentgeltliche Abnahme möglich, bei der sich der Zahlungsanspruch auf null verringert (§ 20 Absatz 1, § 21 Absatz 1 EEG 2027).
• Achtung neue Frist: Eine Frist, die im Projektgeschäft leicht untergeht: Ab 100 kW besteht der Anspruch auf die Marktprämie nur, wenn Sie dem Netzbetreiber innerhalb von sechs Monaten nach Inbetriebnahme in Textform mitteilen, dass eine Förderung in Anspruch genommen werden soll (§ 20 Absatz 2 EEG 2027).

• Gestaffeltes Übergangsmodell „Befristete Übergangszahlung”: Um den Einstieg in die Marktteilnahme zu erleichtern, wird eine befristete Übergangszahlung über den Netzbetreiber eingeführt, die für maximal 36 Monate gewährt wird (§ 25 Abs. 1a EEG 2027). Ihre Höhe berechnet sich aus dem anzulegenden Wert abzüglich 1 Cent/kWh (§ 53 Absatz 1 EEG 2027) - für Solaranlagen also zunächst 5,2 Cent/kWh. Die bisherige Ausfallvergütung entfällt im Gegenzug vollständig. Die Option schmilzt stufenweise ab (§ 21 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 EEG 2027):

• • Inbetriebnahme vor 2028: Für Anlagen < 50 kW.
  • Inbetriebnahme vor 2029: Für Anlagen < 25 kW.
  • Inbetriebnahme bis Ende 2030: Für Anlagen < 7 kW.
    
    

• Für Anlagen, die ab dem 01.01.2031 in Betrieb gehen, gibt es dann grundsätzlich keine befristete Übergangszahlung mehr.

• Spätestens nach Ablauf der vorgenannten Fristen müssen Betreiber ihren überschüssigen Strom grundsätzlich direkt vermarkten („phase out“). Ausnahme ist die sog. Härtefallregelung: Die Bundesnetzagentur kann die Übergangsregelung für Anlagen kleiner 25 kW bei Bedarf bis max. Ende 2032 verlängern, § 85 Abs. 2 Nr. 2a EEG 2027 (Entwurf).

2. Einheitlicher Fördersatz und Fokus auf Speicherfähigkeit

Das EEG 2027 vereinfacht die Förderstruktur und stellt sie auf eine einzige Rechengröße um.

• Einheitlicher anzulegender Wert: Für Solaranlagen (außerhalb von Ausschreibungen) wird ein einheitlicher anzulegender Wert von 6,2 Cent pro Kilowattstunde eingeführt (§ 48 Absatz 1 Satz 1 EEG 2027). Dieser wird künftig halbjährlich um 1 % degressiv abgesenkt, beginnend ab dem 1. August 2027 (§ 49 Satz 1 EEG 2027). Wichtig für die Kalkulation: Dieser Wert wird nicht als feste Vergütung ausgezahlt, sondern ist die Rechengröße hinter allen Zahlungsströmen - Marktprämie (ab 25 kW), Refinanzierungsbeitrag (ab 100 kW) und Übergangszahlung. Marktprämie und Refinanzierungsbeitrag werden jährlich rückwirkend auf Basis des Jahresmarktwerts berechnet; unterjährig leistet der Netzbetreiber monatliche Abschläge, die mit der Endabrechnung im Folgejahr ausgeglichen werden (§ 26 Absatz 2 EEG 2027).
• Wegfall der Volleinspeise-Boni: Die bisherige Zusatzvergütung für Volleinspeiser wird gestrichen. Es wird rechtlich nicht mehr zwischen Überschuss- und Volleinspeisung differenziert.
• Begrenzung der Einspeiseleistung: Für neue Solaranlagen auf und an Gebäuden sinkt laut dem Regierungsentwurf die zulässige Wirkleistungseinspeisung am Verknüpfungspunkt von bisher 60 auf 50 % der installierten Leistung - und sie gilt künftig dauerhaft, unabhängig von der Veräußerungsform und vom Einbau eines intelligenten Messsystems (§ 9 Absatz 2b Satz 1 EEG 2027). Begrenzt wird die Einspeisung, nicht die Erzeugung: Eine Anlage mit 20 kW installierter Leistung darf maximal 10 kW in das Netz abgeben, kann aber weiterhin mit voller Leistung erzeugen, solange der Strom vor Ort bleibt - etwa in einer Wärmepumpe mit 4 kW, einer Wallbox mit 11 kW und einem Batteriespeicher mit den restlichen 5 kW. Damit wird der Batteriespeicher zum Teil der Wirtschaftlichkeitsrechnung.
• Keine Befreiung von der Solarpflicht: In vielen Bundesländern bestehen Solardachpflichten (Vgl. dazu Blogbeitrag PV-Pflicht je Bundesland), nach denen die Installation von PV-Anlagen auf Neubauten sowie bei Dachsanierungen verpflichtend ist. Von diesen Pflichten sind vielfach Befreiungen möglich, z.B. wenn die Installation technisch nicht machbar oder wirtschaftlich unzumutbar ist. Auch kann vielfach auf Antrag im Einzelfall von der Solardach-Pflicht befreit werden, wenn ihre Erfüllung aufgrund besonderer Umstände zu einer unbilligen Härte führen würde. In Hamburg ist das z.B. in § 16 Absatz 5 HmbKliSchG geregelt. Wirtschaftlich nicht vertretbar ist eine PV-Anlage aber insbes. erst, wenn und soweit die Amortisationszeit der Anlage mehr als 20 Jahre beträgt (so explizit in z.B. Hamburg in § 5 Abs. 1 Nr. 2 PV-UmsVO normiert). Weiter heißt es dazu z.B. in Hamburg: „Die Berechnung (…) soll unter Einbeziehung verfügbarer öffentlicher Fördermittel und unter Verwendung aktueller branchenüblicher Annahmen das wirtschaftlichste Betriebsszenario des konkreten Einzelfalls nachvollziehbar widerspiegeln und auf dem günstigsten von zwei Angeboten beruhen. Dabei sind eintretende Erlöse aus der Einspeisung von Gesamt- oder Teilmengen des erzeugten Stroms in Verbindung mit vermiedenen Strombezugskosten in Bezug zu nehmen.“ I.d.R. dürften die dargestellten Änderungs-Entwürfe zum EEG 2027 daher nicht zu einer Befreiung von der Solardachpflicht führen.
  
  

3. Mieterstrom als stabiler Pfeiler der Quartiersversorgung

Während die allgemeine Förderung sinkt, bleibt das Mieterstrommodell ein verlässlicher Ankerpunkt für dezentrale Energieprojekte.

• Mieterstromzuschlag: Der Anspruch auf den Mieterstromzuschlag bleibt auch für Anlagen unter 25 kW erhalten, selbst wenn für diese die reguläre Marktprämie entfällt (§ 19 Absatz 1 Nummer 3 i.V.m. § 21 Absatz 3 und § 48a EEG 2027). Der Grund ist systematisch: Mieterstrommengen werden nicht in das Netz eingespeist, die Bestimmungen der Netzbetreiberabnahme greifen dort nicht.
• Großprojekte über 1 MW: In dem Regierungsentwurf wird zudem klargestellt, dass auch Anlagen über 1 MW den Zuschlag erhalten können, allerdings nur anteilig für die Strommenge, die einem Anteil von bis zu 1 MW an der Gesamtleistung entspricht (§ 48a Satz 2 EEG 2027). Bei einer Anlage mit 1,5 MW sind das zwei Drittel der per Mieterstrom gelieferten Mengen.
  
  

4. Der Refinanzierungsbeitrag: die zweite Seite des Differenzvertrags

Bisher wirkte die Marktprämie einseitig: Der Staat glich niedrige Preise aus, Spitzenerträge blieben beim Betreiber. Mit § 21d EEG 2027 entsteht ein zweiseitiger Differenzvertrag (Contract for Difference) für Neuanlagen ab 100 kW, mit dem Deutschland Artikel 19d der EU-Strombinnenmarktverordnung umsetzt. Erstmals in der Geschichte des EEG trifft den Anlagenbetreiber damit nach dem Entwurf des EEG 2027 ab 01.01.27 eine „Refinanzierungsbeitrag“ getaufte Pflicht, dem Netzbetreiber für ein Kalenderjahr, in dem der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert überstiegen hat, die Differenz zwischen Jahresmarktwert und anzulegenden Wert zurückzuzahlen.

Drei Punkte prägen die Wirtschaftlichkeitsrechnung:

• Die Pflicht ist an die Förderung gekoppelt. Sie entsteht nur, wenn für die Anlage ein wirksamer Zuschlag vorliegt oder die Mitteilung nach § 20 Absatz 2 erfolgt ist. Wer für eine Anlage zu keiner Zeit Förderung beansprucht, fällt nicht unter die Abschöpfung.
• Ein Mindesterlös bleibt gesichert. Für Viertelstunden mit sehr geringen Markterlösen wird der Beitrag begrenzt, sodass dem Betreiber bei Solaranlagen mindestens 0,5 Cent/kWh verbleiben (Anlage 1 Nummer 4.2 zum EEG 2027).
• Ein Verzicht ist möglich. Nach § 21e EEG 2027 können Betreiber einmalig erklären, dauerhaft keine Marktprämie mehr in Anspruch zu nehmen; ab dem 1. Januar des Folgejahres entfallen dann Marktprämie und Refinanzierungsbeitrag - eine Option für Projekte mit belastbarer PPA-Perspektive. Denn der Zahlungsanspruch („Refinanzierungsbeitrag“) gilt nur für tatsächlich eingespeiste Strommengen. Die Pflicht zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags besteht daher nicht für die durch die Netzbetreiber nach den Regelungen zu Redispatch 2.0 an den Anlagenbetreiber zu zahlende Entschädigung und nicht für Strommengen, die ohne Netzdurchleitung vermarktet werden (On-Site-PPA, Mieterstrom, etc.).
  
  

5. Bisher ungelöst: Bilanzielle Einspeisebegrenzung im Mieterstrom

Der Regierungsentwurf des EEG 2027 schreibt nur das Ergebnis vor - die Begrenzung der Einspeisung am Verknüpfungspunkt - , nicht den technischen Weg dorthin. Eingestellt wird die Begrenzung in beiden gängigen Varianten im Wechselrichter beziehungsweise im Energiemanager; der Unterschied liegt in der Führungsgröße. Eine feste Wirkleistungsgrenze kappt die Erzeugung selbst und trifft damit die wertvollste Kilowattstunde, die vor Ort verbrauchte. Bei der dynamischen Wirkleistungsbegrenzung erhält der Wechselrichter seinen Sollwert aus einer laufenden Messung am Hausanschluss und drosselt nur, wenn die physische Einspeisung ins öffentliche Verteilnetz die Schwelle überschreitet - Last und Speicher werden zuerst bedient.

Wirtschaftlich ist die dynamische Führung in nahezu allen Konstellationen die bessere Wahl. Die feste Grenze sollte als Rückfallebene für den Ausfall von Messung oder Kommunikation hinterlegt werden, nicht als Betriebsmodus. Nehmen Sie beides in die Anlagenspezifikation und die Netzanschlussanmeldung auf und klären Sie den Konformitätsnachweis früh mit Ihrem Verteilnetzbetreiber.

Komplizierter wird es, wenn nicht alle Parteien im Gebäude am Mieterstrommodell teilnehmen. Die Abrechnung ist grundsätzlich auch mit Nichtteilnehmern möglich. Bislang lässt sich jedoch nicht vermeiden, dass ein Nichtteilnehmer auch Strom aus dem Speicher bezieht, weil das Energiemanagement-System in der Regel den gesamten Hausanschluss misst - dieselbe Messung, auf der die dynamische Begrenzung aufsetzt. Speicherstrom, der an Nichtteilnehmer fließt, wird damit als bilanzielle Einspeisung in das Stromnetz gewertet. In betroffenen Gebäuden sollten Speicherfahrweise und bilanzielle Behandlung von Anfang an bewusst mitgedacht werden. An Lösungen arbeiten relevante Branchenakteure derzeit mit Hochdruck.

Fazit: Die Komplexität wandert in die Abrechnung

Für Betreiber von Mieterstrom, gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung und On-Site-PPAs bleibt der wirtschaftliche Kern erhalten: Der Mieterstromzuschlag steht weiter, und die Vor-Ort-Versorgung gewinnt an Bedeutung, weil jede vor-Ort verbrauchte Kilowattstunde den neuen Vorgaben des EEG 2027 entzogen ist (Vgl. dazu der Blogartikel Wirtschaftlichkeit von Mieterstrom).