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05.03.2026
Entwurf zum EEG 2027: Systemwechsel mit Risiken für den Ausbau
Der geleakte Entwurf von Ende Februar 2026 steht unter den Leitbegriffen Bezahlbarkeit, Kosteneffizienz und Versorgungssicherheit. Ein Überblick.
Am 80-Prozent-Ziel für erneuerbare Energien bis 2030 wird festgehalten. Gleichzeitig wird das Finanzierungs- und Vergütungssystem grundlegend neu justiert. Marktintegration und Systemverantwortung sollen deutlich gestärkt werden. In der konkreten Ausgestaltung entstehen jedoch erhebliche Herausforderungen für Investitionssicherheit und Ausbaugeschwindigkeit.
Neue Erlöslogik durch zweiseitige Differenzverträge
Künftig sollen für Neuanlagen ab 100 kW zweiseitige Differenzverträge (CfDs) gelten. Liegt der Marktwert über dem in der Ausschreibung festgelegten Förderwert, müssen Mehrerlöse als Refinanzierungsbeitrag abgeführt werden. Ein technologiespezifischer Mindesterlös soll bei niedrigen Preisen eine wirtschaftliche Basis sichern.
Die stärkere Marktanbindung ist energiewirtschaftlich nachvollziehbar, der Fördermechanismus europarechtlich vorgegeben. Gleichzeitig verändert sich das Erlösprofil: Hochpreisphasen können nicht mehr zur Querfinanzierung genutzt werden. Investitionsentscheidungen werden damit sensibler gegenüber regulatorischen und marktlichen Risiken.
Abschaffung der Einspeisevergütung und verpflichtende Direktvermarktung
Die fixe Einspeisevergütung für Neuanlagen soll vollständig entfallen. Stattdessen wird eine umfassende Direktvermarktungspflicht eingeführt – auch für kleine Anlagen.
Der Systemgedanke ist klar: Erzeugung soll sich stärker an Preissignalen orientieren. Voraussetzung dafür ist jedoch eine funktionierende digitale Infrastruktur. Der Rollout intelligenter Messsysteme kommt voran, erreicht bislang aber nicht die notwendige Geschwindigkeit und Marktdurchdringung für eine flächendeckende verpflichtende Direktvermarktung im Kleinanlagensegment. Hinzu kommt, dass automatisierte und massengeschäftstaugliche Abrechnungs- und Marktprozesse für sehr kleine Strommengen erst im Aufbau sind.
Ohne diese Grundlage steigt das Risiko zusätzlicher Komplexität und höherer Transaktionskosten.
Photovoltaik im Fokus: Förderstopp und 50-Prozent-Kappung
Besonders einschneidend sind die vorgesehenen Änderungen für kleine PV-Dachanlagen.
Für Anlagen bis 25 kW soll künftig jede Förderabsicherung für eingespeisten Strom entfallen. Eigenverbrauch bleibt wirtschaftlich relevant, die Einspeisung verliert jedoch ihre stabilisierende Funktion in der Kalkulation. Gleichzeitig sollen neue Dachanlagen ihre Einspeiseleistung dauerhaft auf 50 Prozent begrenzen, um Anreize für Batteriespeicher zu setzen.
Speicher sind für ein erneuerbares Energiesystem unverzichtbar, keine Frage. Die Kombination aus Förderstopp, verpflichtender Direktvermarktung, und dauerhafter Leistungsbegrenzung führt jedoch zu kumulativen Effekten. Gerade das Dachsegment hat in den vergangenen Jahren wesentlich zur Ausbaugeschwindigkeit beigetragen. Veränderte Rahmenbedingungen können hier unmittelbare Auswirkungen auf Investitionsentscheidungen haben.
Das soll sich im Vergleich zum EEG 2023 ändern
| Thema | EEG 2023 (bisher) | Entwurf EEG 2027 (Neu) |
| Finanzierungsmodell | Einseitige Marktprämie (Mehrerlöse verbleiben beim Betreiber). | Zweiseitige CfDs: Abschöpfung von Mehrerlösen durch Refinanzierungsbeitrag. |
| Standard-Vergütung | Fixe Einspeisevergütung für kleine Anlagen verfügbar. | Konsequente Abschaffung; Umstieg auf Direktvermarktung oder Marktwertdurchleitung. |
| Fördergrenze Solar | Förderung auch für kleinste Anlagen (< 25 kW). | Förderstopp für Anlagen bis 25 kW (Fokus auf Eigenverbrauch). |
| Einspeise-Kappung | Abhängig von Anlagengröße, Inbetriebnahme und Anschluss für Smart Meter, Kappung auf 60-70 Prozent möglich. | Dauerhafte Kappung auf 50 Prozent für PV-Dachanlagen (als Anreiz für Kombination mit Speichern). |
| Negative Preise | Vergütungsausfall oft erst nach mehreren Stunden. | Sofortiger Wegfall der Förderung für alle viertelstündlich gemessenen Anlagen. |
| Ausschreibungen | Rein preisbasiert. | Einführung von Resilienzausschreibungen mit qualitativen Kriterien. |
Ausbau braucht Systemlogik und Verlässlichkeit
Der Entwurf folgt einer klaren Logik: erneuerbare Energien sollen stärker Markt- und Systemverantwortung übernehmen. Diese Zielrichtung ist richtig. Entscheidend ist jedoch die Ausgestaltung.
Mehr Markt setzt funktionierende Infrastruktur, skalierbare Prozesse und stabile Investitionsbedingungen voraus. Treffen mehrere tiefgreifende Änderungen gleichzeitig auf ein Segment, das bislang maßgeblich zum Ausbau beigetragen hat, entsteht Unsicherheit.
Hinzu kommt: Das EEG steht nicht isoliert. Parallel werden im Netzpaket-Entwurf neue Instrumente wie ein Redispatch-Vorbehalt diskutiert. Gleichzeitig werden im AgNes-Prozess mögliche Einspeiseentgelte und neue Netzentgeltsystematiken erörtert. Die Wechselwirkungen mit der verpflichtenden Direktvermarktung oder mit pauschalen Instrumenten wie der 50-Prozent-Kappung bleiben bislang unklar. Teilweise könnten sich Maßnahmen überlagern oder sogar gegenseitig konterkarieren.
Für den weiteren Gesetzgebungsprozess wird es aus Sicht des ZVEI daher entscheidend sein, EEG, Netzregulierung und Netzentgeltsystematik systematisch miteinander zu verzahnen. Nur wenn Marktintegration, Netzintegration und Investitionsbedingungen gemeinsam gedacht werden, kann der angestrebte Systemwechsel gelingen, ohne den Ausbau erneuerbarer Energien spürbar zu bremsen.