EEG-Novelle 2027: Einspeisevergütung ab 0,00 ct geplant

Update (Stand: 05.08.2026): Zum 1. August 2026 ist die reguläre Halbjahres-Degression nach § 49 EEG 2023 wirksam geworden. Die amtlichen Werte der Bundesnetzagentur liegen für Anlagen bis 10 kW bei 7,70 ct (Teileinspeisung) und 12,22 ct (Volleinspeisung). Das berührt die Reform nicht — sie betrifft erst Inbetriebnahmen ab 2027. Das Bundeskabinett hat die EEG-Novelle am 29.07.2026 beschlossen. Damit sind viele zuvor offene Punkte geklärt — insbesondere die Höhe der Übergangszahlung (5,2 ct/kWh statt einer variablen Marktwertdurchleitung) und die Staffelung nach Inbetriebnahmejahr statt nach Kalenderjahr-Fristen. Dieser Ratgeber gibt den Kabinettsstand wieder; beschlossenes Gesetz ist er noch nicht.

Aktuelle Einspeisevergütung 2026: Diese Sätze sichern Sie sich noch

Bevor es um die geplanten Änderungen geht, der wichtigste Stichtag-Vergleich: Was eine Anlage seit der regulären Degression am 1. August 2026 einbringt — und was vorher galt. Diese Sätze gelten gesetzlich garantiert über die volle Laufzeit und sind unabhängig von der EEG-Novelle 2027.

Quelle: Bundesnetzagentur, EEG-Fördersätze — amtliche Tabelle für Inbetriebnahmen ab 1. August 2026 bis 31. Januar 2027 (§ 21 Abs. 1, § 53 Abs. 1 EEG). Die Sätze für Anlagen über 40 kW berücksichtigen den Solarpaket-I-Aufschlag von 1,5 ct/kWh noch nicht; er steht unter beihilferechtlichem Vorbehalt der EU-Kommission.

Drei Mechanismen sind dabei entscheidend:

• Staffelung: Die Sätze werden anteilig berechnet. Eine 15-kWp-Anlage in Teileinspeisung erhält für die ersten 10 kWp 7,70 ct und für die restlichen 5 kWp 6,66 ct — eine Mischvergütung.
• Degression: Seit dem 1. Februar 2024 sinkt die Vergütung halbjährlich (jeweils zum 1. Februar und 1. August) um je 1 %. Der nächste Schritt ist der 1. August 2026.
• 20-Jahre-Garantie: Der bei Inbetriebnahme gültige Satz ist für 20 Jahre plus den Rest des Inbetriebnahmejahres garantiert und bleibt über die gesamte Laufzeit konstant. Wer 2026 ans Netz geht, sichert sich die heutigen Sätze bis Ende 2046.

Genau dieser Bestandsschutz ist das stärkste Argument für eine Installation noch 2026: Was Sie sich dieses Jahr sichern, kann Ihnen die EEG-Novelle 2027 nicht mehr nehmen.

Was ist die EEG-Novelle 2027 — und warum kommt sie überhaupt?

Die EEG-Novelle 2027 ist eine geplante Neufassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die das gesamte Vergütungssystem für neue Photovoltaikanlagen umbauen soll. Treiber ist kein Sparzwang, sondern EU-Beihilferecht: Die Genehmigung der EU-Kommission für das aktuelle Fördersystem (EEG 2023) läuft am 31. Dezember 2026 aus. Eine EU-konforme Nachfolgeregelung muss zum 1. Januar 2027 in Kraft treten — und Brüssel verlangt dabei einen sogenannten Clawback- bzw. Abschöpfungsmechanismus, über den der Staat bei hohen Marktpreisen Mehrerlöse zurückholt.

Daraus entsteht der politische Zeitdruck. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) hat als Leitlinie ausgegeben, die PV-Förderung stärker von der Dachanlage hin zu größeren Flächen zu verlagern, die Förderung zu vereinheitlichen und Photovoltaik künftig systemdienlich mit Speichern zu kombinieren. Diese Verlagerung „vom Dach in die Fläche" stärkt unter anderem Konzepte wie die Agri-Photovoltaik auf landwirtschaftlichen Freiflächen, die Stromerzeugung und Landwirtschaft auf derselben Fläche verbindet. Für Eigentümer großer Acker- oder Grünlandflächen wird damit auch interessant, die Fläche für einen Solarpark zu verpachten. In der Entwurfsbegründung wird der Speicher entsprechend zum Regelfall erklärt — vor allem für kleine PV-Anlagen. Zwischen geförderter und förderfreier Vermarktung soll künftig nur noch einmalig (statt wie bisher jährlich) gewählt werden.

Ein wichtiger Rahmen vorweg: Es handelt sich um einen vom Kabinett beschlossenen Regierungsentwurf, nicht um geltendes Recht. Der Referentenentwurf wurde am 27. Februar 2026 öffentlich, das Ministerium bestätigte die Kernpunkte am 23. März 2026, und am 29. Juli 2026 hat das Bundeskabinett EEG-Novelle und Netzanschlusspaket beschlossen (BMWE). Der Bundestag befasst sich ab September 2026 damit — Zeitdruck erzeugt dabei die zum Jahresende auslaufende beihilferechtliche Genehmigung. Substanzielle Änderungen sind weiterhin möglich: Aus der SPD-Fraktion und vom BSW werden Nachbesserungen gefordert, und die Bundesnetzagentur darf die Übergangsphase per Festlegung verlängern (§ 85 Abs. 2 Nr. 2a). Solange das Gesetz nicht verkündet ist, gilt die bestehende Einspeisevergütung unverändert weiter.

Die geplanten Änderungen im Detail

Der Kabinettsentwurf staffelt die Regeln nach Anlagengröße. Für Eigenheimbesitzer ist vor allem die unterste Kategorie relevant — und dort steckt zugleich die größte Verschärfung.

Quelle: Kabinettsfassung der EEG-Novelle vom 29.07.2026 (BMWE). Wichtige Klarstellung zu einer verbreiteten Vereinfachung: Die 6,2 ct sind der anzulegende Wert und damit auch die Bemessungsgrundlage der Übergangszahlung für Kleinanlagen (5,2 ct = 6,2 ct − 1 ct). Nur die Marktprämie ist auf Anlagen ab 25 kW beschränkt.

1. Wegfall der festen Einspeisevergütung

Das ist der Kern für nahezu alle Eigenheimanlagen. Der Entwurf streicht das Wort „Einspeisevergütung" aus den betreffenden Paragrafen: § 21 heißt künftig „Netzbetreiberabnahme und Mieterstromzuschlag". Auch die bisherige Ausfallvergütung entfällt. Die Begründung: Kleine Anlagen seien wegen gesunkener Kosten „oft auch ohne zusätzliche Förderung wirtschaftlich". Statt einer festen Vergütung bleibt der Eigenverbrauch plus eine auf 36 Monate befristete Übergangszahlung.

2. Direktvermarktung wird zum Regelfall

Häufig zu lesen ist, es komme eine „Direktvermarktungspflicht ab 50 oder ab 100 kW". Das steht so nicht im Entwurf. Richtig ist: Die feste Vergütung fällt weg, damit wird die Direktvermarktung für alle Neuanlagen faktisch zum Regelfall — entweder in der geförderten Direktvermarktung mit Marktprämie (nur ab 25 kW) oder in der sonstigen Direktvermarktung. Die 100-kW-Grenze im Entwurf betrifft ausschließlich die unentgeltliche Abnahme durch den Netzbetreiber (§ 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 2). Wie Direktvermarktung praktisch funktioniert, ist Thema des Ratgebers Direktvermarktung von PV-Strom.

3. Übergangszahlung: 5,2 ct/kWh für 36 Monate

Als Brücke sieht der Entwurf eine feste befristete Übergangszahlung über den Netzbetreiber vor — keine variable Marktwertdurchleitung. Ihre Höhe berechnet sich nach § 53 Abs. 1 aus dem anzulegenden Wert abzüglich 1 ct/kWh, also 6,2 − 1 = 5,2 ct/kWh. Gezahlt wird sie bis zum Ende des 36. auf die Inbetriebnahme folgenden Kalendermonats (§ 25 Abs. 2). Wer sie überhaupt in Anspruch nehmen darf, richtet sich nach dem Inbetriebnahmejahr (§ 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 1):

Quelle: Kabinettsfassung EEG-Novelle, § 21 Abs. 1, § 25 Abs. 2, § 53 Abs. 1. Die 5,2 ct sind kein wörtliches Gesetzeszitat, sondern das Ergebnis der Rechnung „anzulegender Wert minus 1 Cent". Steckersolargeräte bis 2 kW Modulleistung und 800 VA Wechselrichterleistung sind von der Staffelung ausgenommen. Der Haken bleibt: 5,2 ct über drei Jahre sind deutlich weniger wert als heute 7,70 ct über 20 Jahre. Wie sich die PV-Übergangsvergütung 2027 mit dem Direktvermarktungsbonus kombinieren lässt und was am Ende real pro Jahr ankommt, rechne ich separat durch.

4. Einheitlicher anzulegender Wert 6,2 ct/kWh

Der anzulegende Wert für Solaranlagen wird auf einheitlich 6,2 ct/kWh festgesetzt (§ 48 Abs. 1) und ersetzt die bisherigen 7 ct; die gesonderten, höheren Werte für Gebäudeanlagen entfallen ebenso wie der Volleinspeisungsbonus. Wichtig gegen ein verbreitetes Missverständnis: Dieser Wert ist nicht nur für Anlagen ab 25 kW relevant. Er ist auch die Bemessungsgrundlage der Übergangszahlung für Kleinanlagen (5,2 ct = 6,2 ct − 1 ct). Beschränkt auf Anlagen ab 25 kW ist allein die Marktprämie (§ 20 S. 1 Nr. 1). Die Degression beträgt weiterhin 1 %, greift für den neuen Wert aber erstmals zum 1. August 2027 und dann alle sechs Monate (§ 49 S. 1).

5. Direktvermarktungsbonus: 1,5 ct/kWh für kleine Anlagen

Neu eingeführt wird ein Bonus für Anlagen unter 25 kW, die ihren Strom auf sonstige Weise direkt vermarkten: 1,5 ct pro eingespeister Kilowattstunde (§ 50c Abs. 4). Gezahlt wird er längstens bis zum Ende des 48. Monats nach der erstmaligen Zuordnung zur Direktvermarktung (§ 50c Abs. 5) und endet vorzeitig, wenn der Betreiber in die Netzbetreiberabnahme wechselt. Der Bonus soll den Übergang kleiner Anlagen in die Direktvermarktung abfedern; die Regierung rechnet mit rund 115.000 Anlagen, die ihn in Anspruch nehmen.

6. Contracts for Difference ab 100 kWp

Für größere Anlagen sind zweiseitige Differenzverträge geplant: Der Staat garantiert einen Referenzpreis und zahlt bei niedrigen Marktpreisen die Differenz; bei hohen Marktpreisen werden Mehrerlöse über einen Refinanzierungsbeitrag abgeschöpft (§ 21d). Rödl & Partner skizziert die Formel als „Refinanzierungsbeitrag = Jahresmarktwert minus (Anzulegender Wert + ASW)". Für die Eigenheim-Zielgruppe ist das nachrangig.

7. Dauerhafter 50-%-Einspeisedeckel

Neue Solaranlagen des zweiten Segments — also Gebäude- und Lärmschutzwandanlagen — mit einer installierten Leistung unter 100 kW müssen ihre Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt dauerhaft auf 50 % der installierten Leistung begrenzen (§ 9 Abs. 2b). Drei Details sind wichtig: Die Kappung gilt unabhängig davon, ob ein intelligentes Messsystem eingebaut ist, sie gilt unabhängig von der Veräußerungsform, und sie greift nur für Neuanlagen. Ausgenommen sind Steckersolargeräte bis 2 kW/800 VA sowie Nulleinspeiser.

Nicht verwechseln: Diese 50-%-Regel ist nicht die 60-%-Regel des Solarspitzengesetzes. Die 60 % sind eine Interimsregel für Anlagen unter 25 kW, die nur bis zum Einbau des Smart Meters gilt (§ 9 Abs. 2 S. 1 Nr. 3) — Details im Ratgeber Solarspitzengesetz und 60-%-Regel. Die neuen 50 % sind dauerhaft und smart-meter-unabhängig. Es sind zwei verschiedene Normen.

Der Ertragsverlust hält sich in Grenzen: Ohne Speicher etwa 5–12 %, mit Speicher nur 1–3 % — weil ein Speicher die Mittagsspitze auffängt, die sonst gekappt würde. Das ist ein weiteres Argument dafür, eine Anlage gleich mit Speicher zu planen. Was das dauerhafte 50-%-Einspeiselimit für Neuanlagen technisch und wirtschaftlich bedeutet, vertiefe ich in einem eigenen Ratgeber.

8. Nulleinspeisung wird privilegiert

Wer gar nicht einspeist, wird im Entwurf ausdrücklich bessergestellt: Nulleinspeiseanlagen sind von den Steuerungspflichten des § 9 Abs. 2 und damit auch von der 50-%-Kappung ausgenommen, und nach § 29 Abs. 5 MsbG müssen sie nicht verpflichtend mit Steuerungstechnik ausgestattet werden. Wer ohnehin nahezu alles selbst verbraucht, spart damit Pflichttechnik und laufende Kosten. Ob sich das rechnet, hängt am Eigenverbrauch — dazu der Ratgeber Nulleinspeisung bei Photovoltaik.

Solarspitzengesetz und negative Strompreise

Unabhängig von der EEG-Novelle 2027 greift bereits eine Regelung, die viele Neuanlagen betrifft: das Solarspitzengesetz, in Kraft seit dem 25. Februar 2025. Es streicht die Einspeisevergütung in Zeiten mit negativen Börsenstrompreisen — und hat die zuvor geltende Karenzzeit faktisch abgeschafft.

Quellen: next-kraftwerke, Clearingstelle EEG/KWKG, § 51 EEG 2023. Betroffen sind Neuanlagen ab 2 kWp, sobald ein intelligentes Messsystem installiert ist (die Smart-Meter-Pflicht greift derzeit für Anlagen ab 7 kWp). Wichtig: Es gibt keine jährlich sinkende Stundenschwelle (etwa 3 → 2 → 1 Stunde); seit dem Solarspitzengesetz zählt jede einzelne negative Viertelstunde. Die in diesen Zeiten entgangene Vergütung wird nicht ersatzlos gestrichen, sondern nach Ablauf der 20 Jahre nachgeholt — die Förderdauer verlängert sich also entsprechend.

Was der Kabinettsentwurf daran ändert: § 51 wird neu gefasst. Bei negativen Spotmarktpreisen verringert sich der Zahlungsanspruch generell auf null. Die Ausnahme für Anlagen unter 100 kW in der Netzbetreiberabnahme gilt dann nur noch bis zum Ablauf des Kalenderjahres, in dem die Anlage ein intelligentes Messsystem erhält — danach greift auch dort die Null-Regel. Der Verlängerungsmechanismus für den Zahlungszeitraum bleibt erhalten (§ 51a).

Dass dieses Thema an Bedeutung gewinnt, zeigen die Zahlen: 2025 gab es rund 573 Stunden mit negativen Strompreisen (Rekord), nach 457 Stunden im Jahr 2024 und 298 Stunden im Jahr 2020. Allein im Mai 2025 waren es 112 Stunden, mit einem Tiefstwert von etwa -250 €/MWh am 11. Mai 2025. Praktische Konsequenz: Wer den eigenen Solarstrom selbst verbraucht oder speichert, ist von negativen Preisen ohnehin nicht betroffen — auch deshalb wird der Eigenverbrauch wichtiger als die Einspeisung.

Was bedeutet das wirtschaftlich?

Hier wird die Lage konkret. Der Solarenergie-Förderverein (SFV) — ein Interessenverband, der für den Erhalt der Einspeisevergütung wirbt — hat für eine typische Konstellation gerechnet: 10 kWp plus 10 kWh Speicher auf einem Einfamilienhaus.

Quelle: SFV-Rechenbeispiel, Stand 04/2026. Es handelt sich um ein Modell für eine spezifische Konstellation eines Interessenverbands, keine allgemeingültige Garantie. Einordnung: Das Szenario „Null-Vergütung" rechnet konservativ ohne jede Einspeisezahlung; die Kabinettsfassung sieht für Kleinanlagen immerhin 5,2 ct/kWh über 36 Monate plus 1,5 ct Direktvermarktungsbonus über längstens 48 Monate vor. Die reale Lücke fällt damit etwas kleiner aus als hier dargestellt.

Diese Zahlen zeigen die Spannweite — aber sie betrachten nur die Einspeiseseite. Die für Eigenheime entscheidende Größe fehlt darin: der Eigenverbrauch. Und genau hier liegt das beruhigende Gegengewicht.

Jede selbst verbrauchte Kilowattstunde spart aktuell rund 37 ct Netzstrom (Stand 03/2026), während die Erzeugung weniger als 8 ct/kWh kostet. Selbst verbrauchter Solarstrom ist damit fast fünfmal so wertvoll wie eine eingespeiste Kilowattstunde zu 7,70 ct — und dieser Wert hängt überhaupt nicht von der Einspeisevergütung ab. Die folgende Tabelle zeigt, wie stark der Eigenverbrauch die Wirtschaftlichkeit trägt:

Quelle: Schwester-Ratgeber Einspeisevergütung 2026/2027, Finanztip. Die Botschaft ist klar: Wer seinen Strom überwiegend selbst nutzt, amortisiert die Anlage in 6–9 Jahren — die Einspeisevergütung ist dabei nur das Sahnehäubchen, nicht das Fundament. Eine Kombination aus PV, Speicher und Wärmepumpe treibt die Eigenverbrauchsquote zusätzlich nach oben.

Die Kehrseite, ehrlich benannt: Die Direktvermarktung ist für Eigenheim-Dachanlagen aktuell de facto unattraktiv. Das Fraunhofer ISE (Verena Fluri) hat berechnet, dass kleine PV-Dachanlagen bis 30 kW in der Direktvermarktung rund 15 % höhere Eigenverbrauchsquoten bräuchten, um die gleiche Rendite wie mit Einspeisevergütung zu erreichen — der Betrieb über Direktvermarktung wäre „in vielen Fällen nicht wirtschaftlich". Standardisierte, günstige Prozesse für Kleinanlagen fehlen bislang.

Bestandsschutz: Was passiert mit meiner bestehenden Anlage?

Die wohl häufigste Sorge — und hier ist die Antwort beruhigend klar: Die geplante Reform betrifft laut Entwurf ausschließlich Neuanlagen, die nach Inkrafttreten ans Netz gehen. Bestehende Anlagen behalten ihren zugesicherten Vergütungssatz über die volle, ursprünglich zugesagte Laufzeit.

Das ist keine vage Hoffnung, sondern gängige Branchenerwartung mit historischer Grundlage: Eine rückwirkende Kürzung der EEG-Vergütung für Bestandsanlagen gab es trotz zahlreicher Reformen bisher noch nie. Wer also eine Anlage aus 2015 oder 2022 betreibt, ist von der EEG-Novelle 2027 nicht betroffen.

Die Kabinettsfassung regelt das inzwischen ausdrücklich: Nach § 100 Abs. 1 Nr. 1 lit. a ist auf Anlagen, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb genommen wurden, weiterhin das bisherige Recht anzuwenden — mit dem bisherigen anzulegenden Wert über die volle Laufzeit. Auch die neue dauerhafte 50-%-Kappung nach § 9 Abs. 2b findet ausdrücklich nur auf Neuanlagen Anwendung. Wer ohnehin überlegt, einen Speicher nachzurüsten, kann das unabhängig von der Novelle tun.

Lohnt sich PV noch 2026 — oder sollte ich warten?

Die ehrliche Antwort lautet: Für die allermeisten Eigenheimbesitzer spricht mehr dafür, 2026 zu handeln — aber nicht aus Panik, sondern aus zwei nüchternen Gründen.

Erstens der Stichtag-Effekt. Wer 2026 in Betrieb geht, sichert sich die feste Einspeisevergütung für 20 Jahre plus Restjahr. Entscheidend ist dabei, was juristisch als Inbetriebnahme bis zum 31.12.2026 zählt — nicht das Datum der Montage oder der Vertragsunterschrift. Ab 2027 würde diese feste Vergütung entfallen und für Kleinanlagen nur durch eine auf 36 Monate befristete Übergangszahlung von 5,2 ct/kWh ersetzt — plus gegebenenfalls 1,5 ct Direktvermarktungsbonus für längstens 48 Monate. Allein das ist über zwei Jahrzehnte ein spürbarer Unterschied.

Zweitens — und das ist die wichtigere Botschaft: Photovoltaik rechnet sich auch ohne hohe Einspeisevergütung. Der Haupt-Werttreiber war für Eigenheimanlagen ohnehin nie die Einspeisung, sondern der Eigenverbrauch zu 37 ct gesparten Netzstromkosten. Eine gut dimensionierte Anlage mit Speicher amortisiert sich in 6–9 Jahren — und das bleibt auch unter dem geplanten neuen Regime so. Wer 2027 oder später baut, baut eben mit Speicher und Eigenverbrauchsfokus statt auf die Einspeisung zu setzen.

Wovon ich abrate: blind „schnell noch 2026" eine überdimensionierte Volleinspeise-Anlage zu bauen, nur um die Vergütung mitzunehmen. Der Volleinspeisungsbonus wird im Entwurf ersatzlos gestrichen — mit ihm entfallen die bisherigen erhöhten Gebäudewerte der Leistungsklassen bis 10, bis 40 und bis 100 kW —, und ohne tragfähiges Eigenverbrauchskonzept ist die Rendite schwach. Sinnvoll ist eine Anlage, die zu Ihrem Verbrauch passt — Details dazu im Ratgeber PV-Anlage planen und dimensionieren. Wer den nötigen Speicher scheut, sollte die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage ohne Speicher gegen die Speicherkosten abwägen.

Der klare Trend ist: Der Speicher wird vom Komfort-Extra zur wirtschaftlichen Pflichtkür. Steuerlich bleibt die Lage günstig — die 0 % Mehrwertsteuer auf Kauf und Installation von PV-Anlagen und Speichern gelten unabhängig von der Novelle weiter (bis 30 kWp pauschal, auf Wohngebäuden auch für größere Anlagen), mehr dazu im Ratgeber Photovoltaik und Steuern 2026.

Speicher und Smart Meter: Was 2027 technisch nötig wird

Wer ab 2027 eine Anlage plant, kommt an zwei Komponenten kaum vorbei. Beide ergeben sich teils aus der EEG-Novelle, teils aus bereits geltendem Recht.

Stromspeicher. Die im Entwurf angelegte Leitlinie, Anlagen möglichst direkt mit Speicher zu bauen, ist zwar keine harte Pflicht, aber wirtschaftlich naheliegend: Der Speicher entschärft den 50-%-Einspeisedeckel (1–3 % statt 5–12 % Verlust), hebt die Eigenverbrauchsquote auf 60–80 % und macht negative Strompreise irrelevant. Welche Speichergröße zwischen 5 und 10 kWh sinnvoll ist, hängt von Verbrauch und Dachgröße ab.

Smart Meter und Steuerbox. Bereits seit dem Solarspitzengesetz brauchen neue Anlagen ab 7 kWp ein intelligentes Messsystem plus Steuerbox. Der Kabinettsentwurf senkt diese Rollout-Schwelle im Messstellenbetriebsgesetz deutlich: Künftig sollen Anlagen mit mehr als 2 kW installierter Leistung mit einem intelligenten Messsystem und Steuerungstechnik ausgestattet werden (§ 29 Abs. 1 und § 30 Abs. 1 Nr. 4 MsbG). Damit fällt praktisch jede Dachanlage darunter — Nulleinspeiser ausgenommen (§ 29 Abs. 5 MsbG). Die Gesetzesbegründung rechnet mit rund 50 € pro Jahr für das intelligente Messsystem und weiteren 50 € pro Jahr für Einbau und Betrieb der Steuerungstechnik.

Diese Kosten sind überschaubar, sollten aber in der Wirtschaftlichkeitsrechnung mitberücksichtigt werden — besonders bei kleineren Anlagen, wo sie relativ stärker ins Gewicht fallen. Mehr zur Technik im Ratgeber Smart Meter und Photovoltaik.

Kritik und offene Punkte

Bei aller Sachlichkeit: Der Entwurf ist umstritten, und das gehört zur ehrlichen Einordnung.

• Branchenwiderstand: BSW-Solar-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig warnt, die Abschaffung der EEG-Vergütung und die erzwungene Direktvermarktung würden die bürgernahe Solarenergie zum Stillstand bringen.
• Wissenschaftliche Bedenken: Fraunhofer-Forscher und Agora Energiewende halten den Zeitpunkt 2027 für zu früh — vor allem, weil standardisierte, günstige Direktvermarktungsprozesse für Kleinanlagen schlicht noch fehlen.
• Unwirtschaftliche Direktvermarktung: Die genannten 15 % zusätzlich nötiger Eigenverbrauchsquote (Fraunhofer ISE) zeigen, dass das Modell für kleine Dachanlagen heute keine echte Alternative zur festen Vergütung ist.
• Politischer Streit geht weiter: Auch nach dem Kabinettsbeschluss vom 29.07.2026 fordern die SPD-Fraktion und das BSW substanzielle Änderungen im parlamentarischen Verfahren — unter anderem beim Förder-Aus für Kleinanlagen und beim Redispatch-Vorbehalt (Anschluss in Netzengpassgebieten nur unter dem Vorbehalt entschädigungsloser Abregelung).
• Mieterstrom: Hier gibt es Entwarnung: Der Mieterstromzuschlag (§ 21 Abs. 3 EEG) bleibt im Kabinettsentwurf erhalten. Direkte Erlöse aus lokalem Verbrauch sind nicht betroffen, nur der Überschuss landet in der Direktvermarktung. Details im Ratgeber Mieterstrom im Mehrfamilienhaus. Wer den Überschuss nicht am Markt verkaufen, sondern lokal weitergeben will, findet ab Juni 2026 mit dem Energy Sharing für Solarstrom mit Nachbarn eine weitere Option.

Unterm Strich: Es ist gut möglich, dass sich am Entwurf im Bundestag noch etwas ändert — der Widerstand ist erheblich, und die Bundesnetzagentur darf die Übergangsphase per Festlegung verlängern (§ 85 Abs. 2 Nr. 2a). Wer plant, sollte den Stand der Gesetzgebung im Blick behalten und Entscheidungen nicht allein auf einen Entwurf stützen.

Häufige Fragen (FAQ)

Wird die Einspeisevergütung 2027 wirklich abgeschafft?

Geplant ist die Abschaffung der festen Einspeisevergütung für alle Neuanlagen zum 1. Januar 2027 — aber Stand August 2026 ist das ein vom Kabinett beschlossener Regierungsentwurf, kein geltendes Gesetz. Der Bundestag befasst sich ab September 2026 damit. Bestehende Anlagen sind in keinem Fall betroffen. Solange das Gesetz nicht verkündet ist, gilt die aktuelle Vergütung von 7,70 ct (Teil) bzw. 12,22 ct (Voll) bis 10 kWp unverändert weiter.

Ab wann gilt die EEG-Novelle 2027 und ist sie schon beschlossen?

Das Bundeskabinett hat die Novelle am 29. Juli 2026 beschlossen — sie ist damit ein Regierungsentwurf, aber noch kein geltendes Recht. Das parlamentarische Verfahren beginnt im September 2026. Geplantes Inkrafttreten ist der 01.01.2027 (Art. 7), weil zu diesem Datum eine EU-konforme Neuregelung greifen muss. Änderungen im Bundestag sind möglich; zusätzlich darf die Bundesnetzagentur die Übergangsphase per Festlegung verlängern (§ 85 Abs. 2 Nr. 2a).

Betrifft die EEG-Novelle 2027 auch meine bestehende PV-Anlage?

Nein. Die geplante Reform betrifft ausschließlich Neuanlagen. Nach § 100 Abs. 1 Nr. 1 lit. a gilt für Anlagen, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb genommen wurden, weiterhin das bisherige Recht — Ihre Anlage behält ihren zugesicherten Vergütungssatz über die volle Laufzeit. Auch die neue dauerhafte 50-%-Kappung (§ 9 Abs. 2b) gilt ausdrücklich nur für Neuanlagen. Eine rückwirkende Kürzung der EEG-Vergütung für Bestandsanlagen gab es trotz vieler Reformen bisher noch nie.

Was passiert mit kleinen PV-Anlagen unter 25 kWp ab 2027?

Sie erhalten keine feste Einspeisevergütung und keine Marktprämie mehr — die Marktprämie gibt es nur noch ab 25 kW (§ 20 S. 1 Nr. 1). Als Brücke sieht der Entwurf eine feste Übergangszahlung von 5,2 ct/kWh über 36 Monate vor (anzulegender Wert 6,2 ct minus 1 ct nach § 53 Abs. 1, Dauer nach § 25 Abs. 2). Wer sie bekommt, richtet sich nach dem Inbetriebnahmejahr: 2027 Anlagen unter 50 kW, 2028 unter 25 kW, 2029 und 2030 unter 7 kW, ab 2031 keine mehr. Zusätzlich gibt es in der sonstigen Direktvermarktung einen Bonus von 1,5 ct/kWh für längstens 48 Monate (§ 50c).

Sollte ich meine PV-Anlage noch 2026 installieren oder bis 2027 warten?

Für die meisten Eigenheimbesitzer spricht mehr für 2026: Sie sichern sich die feste Vergütung für 20 Jahre plus Restjahr (bis Ende 2046), die ab 2027 für Kleinanlagen wegfallen soll. Wichtig ist aber die Einordnung — Photovoltaik rechnet sich vor allem über den Eigenverbrauch (37 ct gesparter Netzstrom je kWh), nicht über die Einspeisung. Eine Anlage mit Speicher amortisiert sich in 6–9 Jahren, auch unter dem geplanten neuen Regime. Von einer überdimensionierten Volleinspeise-Anlage „schnell noch 2026" ohne Eigenverbrauchskonzept ist abzuraten.

Was ist die verpflichtende Direktvermarktung und lohnt sie sich für ein Einfamilienhaus?

Bei der Direktvermarktung verkaufen Sie Ihren Überschussstrom über einen Dienstleister am Strommarkt, statt ihn zu einem festen Satz einzuspeisen. Eine explizite „Direktvermarktungspflicht ab 50 oder 100 kW" enthält der Entwurf nicht — sie wird schlicht zum Regelfall, weil die feste Vergütung wegfällt. Die 100-kW-Grenze im Entwurf betrifft nur die unentgeltliche Abnahme durch den Netzbetreiber (§ 21 Abs. 1 S. 1 Nr. 2). Für ein Einfamilienhaus ist die Direktvermarktung aktuell de facto unattraktiv: Laut Fraunhofer ISE bräuchten kleine Dachanlagen rund 15 % höhere Eigenverbrauchsquoten, um die Rendite der festen Vergütung zu erreichen, und standardisierte Prozesse fehlen noch.

Lohnt sich eine Photovoltaikanlage auch ohne feste Einspeisevergütung?

Ja. Der wirtschaftliche Kern einer Eigenheimanlage ist der Eigenverbrauch, nicht die Einspeisung. Jede selbst genutzte kWh spart rund 37 ct Netzstrom, während die Erzeugung unter 8 ct kostet — das ist fast fünfmal so wertvoll wie die Einspeisevergütung von 7,70 ct. Mit Speicher erreichen Sie 60–80 % Eigenverbrauch und eine Amortisation in 7–8 Jahren, mit zusätzlicher Wärmepumpe sogar 6–7 Jahre. Diese Rechnung bleibt auch nach Wegfall der festen Vergütung intakt.

Was bedeutet der geplante 6,2-ct-Einspeisewert und für wen gilt er?

6,2 ct/kWh ist der neue einheitliche anzulegende Wert für Solaranlagen (§ 48 Abs. 1); er ersetzt die bisherigen 7 ct, und die höheren Gebäudewerte sowie der Volleinspeisungsbonus entfallen. Wichtig gegen ein verbreitetes Missverständnis: Der Wert ist nicht auf Anlagen ab 25 kW beschränkt — er ist auch die Bemessungsgrundlage der Übergangszahlung für Kleinanlagen (5,2 ct = 6,2 ct − 1 ct). Nur die Marktprämie setzt mindestens 25 kW voraus (§ 20 S. 1 Nr. 1). Die Degression von 1 % greift für den neuen Wert erstmals zum 1. August 2027 und dann alle sechs Monate (§ 49 S. 1).

Was ist der neue Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct?

Betreiber von Anlagen unter 25 kW, die ihren Strom auf sonstige Weise direkt vermarkten, erhalten nach § 50c einen Bonus von 1,5 ct pro eingespeister Kilowattstunde. Gezahlt wird er längstens bis zum Ende des 48. Monats nach der erstmaligen Zuordnung zu einer Direktvermarktung und endet vorzeitig, wenn Sie in die Netzbetreiberabnahme wechseln. Er soll den Hochlauf der Direktvermarktung bei Kleinanlagen abfedern.

Was ist der Unterschied zwischen der 50-%- und der 60-%-Regel?

Das sind zwei verschiedene Normen. Die 60 % stammen aus dem Solarspitzengesetz: eine Interimsbegrenzung für Anlagen unter 25 kW, die nur bis zum Einbau eines intelligenten Messsystems gilt (§ 9 Abs. 2 S. 1 Nr. 3). Die 50 % sind neu (§ 9 Abs. 2b): eine dauerhafte Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung für neue Gebäude-PV unter 100 kW — unabhängig vom Smart Meter und unabhängig von der Veräußerungsform, und ausschließlich für Neuanlagen. Steckersolargeräte bis 2 kW/800 VA und Nulleinspeiser sind ausgenommen.

Warum wird die Einspeisevergütung überhaupt geändert?

Auslöser ist EU-Beihilferecht: Die Genehmigung der EU-Kommission für das aktuelle Fördersystem (EEG 2023) läuft am 31.12.2026 aus. Eine EU-konforme Neuregelung muss zum 01.01.2027 in Kraft treten, und Brüssel verlangt dabei einen Abschöpfungsmechanismus (Clawback). Hinzu kommt die politische Leitlinie von Ministerin Reiche, die PV-Förderung „vom Dach in die Fläche" zu verlagern und Anlagen mit Speicher zu kombinieren.

Was sind negative Strompreise und wie wirkt sich das Solarspitzengesetz auf meine Vergütung aus?

Negative Strompreise entstehen, wenn mehr Strom erzeugt als verbraucht wird — 2025 an rund 573 Stunden (Rekord). Das Solarspitzengesetz (seit 25.02.2025) streicht in solchen Zeiten die Einspeisevergütung, und zwar bereits ab der ersten negativen Viertelstunde — die frühere Karenzzeit von zuletzt vier zusammenhängenden Stunden (EEG 2023) ist damit entfallen. Betroffen sind Neuanlagen ab 2 kWp mit Smart Meter (Smart-Meter-Pflicht derzeit ab 7 kWp). Die entgangene Vergütung wird nach den 20 Jahren nachgeholt. Der Kabinettsentwurf verschärft das: Nach dem neuen § 51 sinkt der Zahlungsanspruch bei negativen Preisen generell auf null; die Ausnahme für Anlagen unter 100 kW in der Netzbetreiberabnahme gilt dann nur noch bis zum Ablauf des Jahres, in dem die Anlage ein intelligentes Messsystem erhält. Wer seinen Strom selbst verbraucht oder speichert, ist davon nicht betroffen.

Brauche ich ab 2027 zwingend einen Stromspeicher und ein Smart Meter?

Ein Smart Meter plus Steuerungstechnik ist bereits seit dem Solarspitzengesetz für Neuanlagen ab 7 kWp Pflicht. Der Kabinettsentwurf senkt diese Rollout-Schwelle im Messstellenbetriebsgesetz auf Anlagen mit mehr als 2 kW (§ 29 Abs. 1, § 30 Abs. 1 Nr. 4 MsbG); die Gesetzesbegründung rechnet mit rund 50 €/Jahr für das intelligente Messsystem plus 50 €/Jahr für die Steuerungstechnik. Nulleinspeiser sind von der Pflicht-Steuerungstechnik ausgenommen (§ 29 Abs. 5 MsbG). Ein Speicher ist im Entwurf keine harte Pflicht, wird aber wirtschaftlich zur Pflichtkür: Er entschärft den 50-%-Deckel, hebt den Eigenverbrauch auf 60–80 % und macht negative Strompreise irrelevant.

Nächster Schritt: Was bedeutet die Reform für Ihr Gebäude?

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