EEG 2027 bezeichnet die geplante Neufassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Die Bundesregierung will die Förderung erneuerbarer Energien damit stärker am Markt und am Stromnetz ausrichten. Für neue kleine Solaranlagen soll die langfristige feste Einspeisevergütung durch befristete Zahlungen und Direktvermarktung abgelöst werden. Größere geförderte Anlagen sollen in Jahren mit hohen Marktpreisen einen Teil ihrer Erlöse zurückzahlen. Gleichzeitig ist deutlich mehr Ausschreibungsvolumen für Freiflächen-Solarparks vorgesehen.
Für Anleger heißt das nicht, dass PV-Investments unattraktiver werden. Die Bedingungen müssen aber genauer zum einzelnen Projekt passen. Welche Förderregeln gelten, wie der Netzanschluss ausgestaltet ist und ob ein Speicher seine Kosten verdient, entscheidet künftig stärker über das Ergebnis als der reine Förderwert.
Das Wichtigste in Kürze
Das EEG 2027 liegt als Regierungsentwurf vor. Das soll sich für Solarparks, Speicher und PV-Investoren ändern
Ist das EEG 2027 schon beschlossen?
Nein. Das Bundeskabinett hat die EEG-Novelle und das begleitende Netzanschlusspaket am 29. Juli 2026 beschlossen. Das war ein Beschluss über die Gesetzentwürfe, nicht das Ende des Verfahrens. Der EEG-Entwurf wurde dem Bundesrat am 14. August 2026 als besonders eilbedürftig zugeleitet und liegt seit dem 7. September 2026 als Bundestagsdrucksache 21/7867 vor, das Netzanschlusspaket als Drucksache 21/7866.
29. Juli 2026
Kabinettsbeschluss
Die Bundesregierung beschließt die Regierungsentwürfe zur EEG-Novelle 2027 und zum Netzanschlusspaket.
14. August 2026
Zuleitung an den Bundesrat
Der Entwurf geht als besonders eilbedürftig an den Bundesrat; dessen Stellungnahme wird nachgereicht.
7. September 2026
Bundestagsdrucksachen 21/7867 und 21/7866
Das parlamentarische Verfahren beginnt. Ausschussberatungen und Änderungsanträge können Schwellenwerte, Fristen und Übergangsregeln noch verschieben.
1. Januar 2027
Geplantes Inkrafttreten
Voraussetzung sind die Verabschiedung durch Bundestag und Bundesrat sowie die beihilferechtliche Genehmigung des neuen Förderregimes durch die EU-Kommission.
Der Termin ist kein Wunschdatum. Die beihilferechtliche Genehmigung des derzeit geltenden EEG 2023 läuft Ende 2026 aus, und auch das neue Fördersystem braucht eine Genehmigung der EU-Kommission. Genau deshalb gilt die Novelle in Berlin als eilbedürftig. Bis zur endgültigen Verabschiedung können sich einzelne Schwellenwerte, Fristen und Ausnahmen noch ändern.
Im Kabinett beschlossen bedeutet nicht, dass die neuen Regeln bereits für Ihre Anlage gelten. Jede Zahl in diesem Beitrag beschreibt den Regierungsentwurf, nicht geltendes Recht.
Die wichtigsten Änderungen im Überblick
Der Entwurf verändert nicht ein einzelnes Instrument, sondern das Zusammenspiel von Förderung, Vermarktung und Netzanschluss. Die Tabelle fasst zusammen, was für Photovoltaik vorgesehen ist und wen es jeweils betrifft.
Zusammenfassung des Regierungsentwurfs (Drucksache 21/7867) und des Netzanschlusspakets (Drucksache 21/7866). Keine bereits geltenden Regeln.
Der Entwurf regelt außerdem Windenergie, Biomasse, Wasserkraft und die finanzielle Beteiligung von Kommunen. Dieser Beitrag beschränkt sich auf Photovoltaik, Speicher und die Fragen von PV-Investoren.
Was passiert mit der Einspeisevergütung ab 2027?
Die Aussage, ab 2027 gebe es keine Solarförderung mehr, ist zu pauschal. Der Entwurf unterscheidet nach Anlagengröße, Inbetriebnahmejahr und Vermarktungsweg. Für neue kleine Anlagen tritt an die Stelle der bisherigen Einspeisevergütung eine befristete Übergangszahlung des Netzbetreibers. Sie liegt um 1 Cent pro Kilowattstunde unter dem anzulegenden Wert der Anlage und endet spätestens mit dem 36. Kalendermonat nach der Inbetriebnahme. Der Zugang wird von Jahr zu Jahr enger:
Nach § 21 Absatz 1 und § 25 Absatz 2 des Regierungsentwurfs. Steckersolargeräte sind ausgenommen und gesondert geregelt.
Die Größen sind Anspruchsgrenzen für diese Übergangszahlung, nicht Grenzen dafür, ob eine Anlage betrieben werden darf. Nach Ablauf bleiben die unentgeltliche Abnahme durch den Netzbetreiber, der Betrieb als Nulleinspeiseanlage mit Speicher oder die sonstige Direktvermarktung.
Direktvermarktung wird zum Regelfall
Direktvermarktung heißt: Der eingespeiste Strom wird verkauft, üblicherweise über einen beauftragten Stromvermarkter. Der Betreiber handelt nicht selbst an der Börse. Für Anlagen ab 25 kW kommt bei Direktvermarktung die Marktprämie hinzu. Anlagen unter 25 kW erhalten in der sonstigen Direktvermarktung für höchstens 48 Monate einen Bonus von 1,5 Cent pro Kilowattstunde als Starthilfe. Für Solarparks ist diese Vermarktungsform nichts Neues; sie verkaufen ihren Strom bereits heute über Direktvermarkter. Wie das in der Praxis abläuft, beschreibt der Beitrag zum Verkauf von Solarstrom.
Was gilt für bestehende Anlagen und bereits gesicherte Solarparks?
Anlagen, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb genommen wurden, sollen nach der Übergangsbestimmung des § 100 im bisherigen Recht bleiben. Für Solarpark-Investoren ist die zweite Regel wichtiger: Auch ein Zuschlag aus einer Ausschreibung mit Gebotstermin vor dem 1. Januar 2027 soll dazu führen, dass für das Projekt das Recht gilt, das zum Zeitpunkt des Gebotstermins galt. Ein Solarpark, der erst 2027 ans Netz geht, kann damit trotzdem nach bisherigen Bedingungen und ohne Refinanzierungsbeitrag betrieben werden.
Bestandsschutz ist kein pauschaler Schutz vor jeder Änderung. Netzanschlussbedingungen, technische Vorgaben und die bereits geltenden Regeln zu negativen Preisen bleiben davon unberührt. Die konkreten Voraussetzungen ergeben sich aus dem Zuschlagsbescheid, der Realisierungsfrist und den Projektunterlagen.
Netzanschlussdatum und Förderbedingungen dürfen nicht gleichgesetzt werden. Vor dem Kauf zählt: Welcher Zuschlag liegt vor, aus welchem Gebotstermin, für welche Leistung? Eine Reservierung oder Kaufvertragsunterschrift allein beantwortet diese Frage nicht.
In PV-Anlagen mit Grünstromspeicher investieren
Was bedeuten die geplanten Rückzahlungen für PV-Investoren?
Für geförderte Anlagen ab 100 kW ergänzt der Entwurf die Marktprämie um eine Zahlungspflicht. Liegt der Jahresmarktwert Solar über dem anzulegenden Wert der Anlage, zahlt der Betreiber für jede in diesem Kalenderjahr eingespeiste Kilowattstunde einen Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber (§ 21d). Häufig wird dafür der Begriff zweiseitiger Differenzvertrag oder Contract for Difference verwendet: Unterstützung in Jahren mit niedrigem Marktwert, Rückzahlung in Jahren mit hohem Marktwert.
Maßgeblich ist weder der Gewinn des Investors noch der Verkaufspreis, den der einzelne Park tatsächlich erzielt, sondern der gesetzlich bestimmte Jahresmarktwert für Solarstrom. Das Grundprinzip in vereinfachter Form:
Modellrechnung mit frei gewählten Werten, keine Prognose und kein konkretes Projekt. Die tatsächliche Berechnung nach Anlage 1 des Entwurfs enthält weitere Regeln, unter anderem eine Begrenzung in Viertelstunden mit niedrigen Preisen und den Wegfall bei negativen Preisen.
Für die Projektrechnung heißt das: Ein Jahr mit hohen Strompreisen ist nicht automatisch vollständig zusätzlicher Gewinn. Die Zahlungspflicht besteht nach dem Entwurf auch dann fort, wenn der Betreiber in die sonstige Direktvermarktung wechselt, und sie erfasst ebenso Strom, der zuvor in einem Speicher zwischengespeichert wurde.
Reicht ein Stromabnahmevertrag, um Rückzahlungen zu vermeiden?
Nicht automatisch. Ein Wechsel in einen Stromabnahmevertrag, kurz PPA, beseitigt die Zahlungspflicht für sich genommen nicht. Der Entwurf sieht in § 21e einen Ausweg vor: Der Betreiber kann dem Netzbetreiber einmalig in Textform mitteilen, dauerhaft auf die Marktprämie zu verzichten. Ab dem folgenden Kalenderjahr entfallen dann Förderanspruch und Refinanzierungsbeitrag gemeinsam. Die Mitteilung ist bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme möglich und lässt sich nicht zurücknehmen. Wie Abnahmeverträge bei Solarparks grundsätzlich funktionieren, erklärt der Beitrag zum Power Purchase Agreement.
Werden Freiflächen-Solarparks weiter gefördert?
Ja. Der Entwurf verlagert das Gewicht sogar deutlich zu Freiflächenanlagen. Für Solaranlagen des ersten Segments sind in den Jahren 2027 bis 2032 jeweils 14.000 Megawatt Ausschreibungsvolumen vorgesehen, bisher waren es 9.900 Megawatt. Das zweite Segment, also größere Gebäudeanlagen, sinkt im Gegenzug von 2.300 auf 1.500 Megawatt.
Nach §§ 28a, 28b und 28e des Regierungsentwurfs; Vergleichswerte nach §§ 28a und 28b EEG 2023.
Mehr Volumen bedeutet nicht, dass jedes Projekt einen höheren Zuschlagswert erhält. Der Höchstwert für das erste Segment bleibt bei höchstens 5,9 Cent pro Kilowattstunde. Er ist eine Obergrenze für die Gebote, keine zugesagte Vergütung; der tatsächliche Zuschlag eines Projekts liegt regelmäßig darunter und ergibt sich aus dem jeweiligen Gebotstermin.
Die Innovationsausschreibungen entfallen ersatzlos. Daraus folgt kein Nachteil für Kombinationen aus Solarpark und Batteriespeicher. Im Gegenteil formuliert der Entwurf als Regelfall, dass Solaranlagen von Beginn an gemeinsam mit einem Speicher errichtet werden. Es gibt lediglich keinen gesonderten Förderbonus mehr allein dafür, dass eine Batterie neben dem Park steht. Neu hinzu kommen Resilienzausschreibungen mit qualitativen Kriterien, deren Ausgestaltung eine Verordnung regeln soll.
Welche Rolle spielt der Netzanschluss?
Parallel zum EEG 2027 liegt das Netzanschlusspaket als eigenes Gesetz vor. Das EEG regelt, wofür und wie viel gezahlt wird. Das Netzanschlusspaket regelt, wann und mit welcher Leistung eine Anlage überhaupt einspeisen darf. Für die Wirtschaftlichkeit eines Solarparks wirken beide Vorhaben zusammen.
Die 70-Prozent-Grenze für Freiflächen-PV
Für neue Netzanschlüsse ab 2027 sieht das Paket bei Solaranlagen des ersten Segments eine Begrenzung der Einspeiseleistung auf 70 Prozent der installierten Leistung vor. Ein Park mit 10 MWp dürfte dann höchstens 7 MW gleichzeitig einspeisen. Das bedeutet nicht, dass 30 Prozent des Jahresertrags verloren gehen. Die Grenze greift nur in den Stunden, in denen die Anlage mehr erzeugen könnte, also in Spitzenzeiten um die Mittagszeit. Wie viel Energie tatsächlich abgeregelt würde, hängt von Ausrichtung, Standort und Auslegung des Parks ab. Ein Speicher kann einen Teil dieser Spitzen aufnehmen und später abgeben.
Davon zu unterscheiden: 50 Prozent bei kleinen Dachanlagen
Die 50-Prozent-Begrenzung steht im EEG-Entwurf selbst und gilt dauerhaft für neue Gebäudeanlagen unter 100 kW, unabhängig von Messsystem und Vermarktungsform. Auch hier geht es um die Leistung am Netzanschlusspunkt, nicht um die Hälfte des Jahresertrags. Mit den Freiflächen-Solarparks, in die Anleger investieren, hat diese Regel nichts zu tun.
Anschlusszusage ist nicht gleich uneingeschränkte Einspeisung
In ausgewiesenen Netzgebieten mit Engpässen sollen neue Anschlüsse zudem mit einem befristeten und in der Höhe begrenzten Verzicht auf Entschädigung für netzbedingte Abregelungen verbunden werden können. Zusätzlich schafft das Paket eine Grundlage für Baukostenzuschüsse, deren Ausgestaltung die Bundesnetzagentur später festlegt. Wie Abregelungen heute entschädigt werden, beschreibt der Beitrag zu Redispatch beim Solarpark. Vor dem Kauf sollte deshalb nicht nur die Frage beantwortet sein, ob der Netzanschluss gesichert ist:
Warum werden Grünstromspeicher wichtiger, und wo liegen ihre Grenzen?
Ein Grünstromspeicher lädt ausschließlich Strom aus der eigenen PV-Anlage und gibt ihn später wieder ab. Er verändert damit den Zeitpunkt des Verkaufs. Unter den Voraussetzungen des § 19 EEG bleibt auch der zwischengespeicherte Strom förderfähig. Für einen Solarpark ergeben sich daraus zwei Nutzen: der Verkauf in Zeitfenstern mit höheren Preisen und die bessere Ausnutzung einer begrenzten Anschlussleistung am gemeinsamen Netzanschluss. Der zweite Nutzen setzt voraus, dass die Anlage sonst tatsächlich Energie nicht einspeisen könnte und der Speicher freie Kapazität und eine passende Ladeleistung hat.
Das macht einen Speicher prüfenswert, aber nicht automatisch wirtschaftlich. Die zusätzlichen Erlöse müssen Investition, Wirkungsgradverluste und Betrieb tragen. Der Entwurf formuliert als Regelfall, dass Solaranlagen von Beginn an gemeinsam mit einem Speicher errichtet werden; ein gesonderter Förderbonus für den Speicher ist damit nicht verbunden.
EEG 2027 ist kein pauschaler Renditebonus für Speicher
Zwei Regeln des Entwurfs können den Vorteil der zeitlichen Verschiebung verkleinern. Erstens gilt der Refinanzierungsbeitrag auch für zwischengespeicherte Strommengen. Zweitens enthält die Berechnung eine Mindesterlösregelung, die verhindern soll, dass geförderte Anlagen bei niedrigen Preisen aus Förderkalkül abregeln. Die Strommarktberatung enervis zeigt in einem Whitepaper zum EEG 2027, dass gerade diese Mindesterlösregelung in Jahren mit hohen Strompreisen zu erheblichen Erlösverlusten für Grünstromspeicher am gemeinsamen Netzanschluss führen kann; als historisches Beispiel dient das Jahr 2022.
Eine Speicherrechnung sollte deshalb nicht nur den Abstand zwischen einem niedrigen Mittagspreis und einem höheren Abendpreis zeigen. Entscheidend ist, was nach Verlusten, laufenden Kosten und gegebenenfalls Rückzahlungen übrig bleibt, und zwar in Jahren mit hohen wie mit niedrigen Preisen.
Was gehört nicht erst zum EEG 2027?
Negative Strompreise
Regeln über den Wegfall der Förderung bei negativen Spotmarktpreisen gelten bereits heute nach § 51 EEG; welche Zeiträume erfasst sind, hängt vom Anlagenjahrgang ab. Der Entwurf setzt diesen Weg fort. Negative Preise sind also kein Problem, das erst mit dem EEG 2027 entsteht. Wie sie auf die Vergütung wirken und was ein Speicher dagegen ausrichten kann, erklärt der Beitrag zu negativen Strompreisen.
MiSpeL: Solarstrom und Netzstrom im selben Speicher
Mit der Festlegung MiSpeL regelt die Bundesnetzagentur, wie förderfähiger Solarstrom und Netzstrom im selben Speicher voneinander abgegrenzt werden. Nach aktueller Planung soll sie zum 1. Oktober 2026 wirksam werden, mit Übergangsregelungen. Für PV-Investoren ist das nur relevant, wenn ein Speicher neben Solarstrom auch Netzstrom laden soll. Ein reiner Grünstromspeicher braucht MiSpeL nicht. Umgekehrt belegt die technische Möglichkeit zur Netzladung noch keinen wirtschaftlich nutzbaren Mischbetrieb.
Neue Netzentgelte ab 2029
Im Verfahren AgNes arbeitet die Bundesnetzagentur an einer neuen Netzentgeltsystematik, die ab 2029 die bisherige Verordnung ablösen soll; die Rahmenfestlegung ist für Ende 2026 angekündigt. Das ist ein eigenes Vorhaben und keine EEG-Gebühr ab 2027. Ob und in welcher Form Einspeiser künftig Netzentgelte oder Baukostenzuschüsse tragen, wird dort entschieden.
Häufige Fragen zum EEG 2027
Nein. Der Regierungsentwurf behandelt neue kleine Anlagen, größere Anlagen in der Direktvermarktung und bereits bestehende Anlagen unterschiedlich. Für bestimmte neue kleine Anlagen ist eine befristete Übergangszahlung von höchstens 36 Monaten vorgesehen, für Anlagen ab 25 kW die Marktprämie in der Direktvermarktung. Bestehende Anlagen behalten ihre Vergütung.
Eine Zahlung des Anlagenbetreibers an den Netzbetreiber, die der Entwurf für geförderte Anlagen ab 100 kW vorsieht. Sie fällt in Kalenderjahren an, in denen der gesetzlich ermittelte Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert der Anlage liegt, und wird je eingespeister Kilowattstunde berechnet. Zusammen mit der Marktprämie entsteht daraus ein zweiseitiger Differenzvertrag.
Nein. Nach dem Entwurf entscheidet neben der Inbetriebnahme auch der Gebotstermin des EEG-Zuschlags. Liegt er vor dem 1. Januar 2027, soll für das Projekt das bisherige Recht gelten, auch wenn die Einspeisung erst 2027 beginnt. Netzanschlussdatum und Förderbedingungen dürfen deshalb nicht gleichgesetzt werden.
Nicht allein durch den Vertrag. Die Zahlungspflicht besteht auch in der sonstigen Direktvermarktung fort. Sie entfällt erst, wenn der Betreiber nach § 21e des Entwurfs einmalig und dauerhaft auf die Marktprämie verzichtet. Das ist bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme möglich, danach nicht mehr, und gilt ab dem Folgejahr der Mitteilung.
Nein. Die Grenze bezieht sich auf die Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt und wirkt nur in Stunden, in denen der Park mehr als 70 Prozent seiner installierten Leistung erzeugen könnte. Welcher Anteil der Jahresenergie betroffen ist, hängt von Standort, Ausrichtung und Auslegung ab und muss projektbezogen berechnet werden. Ein Speicher kann einen Teil dieser Spitzen aufnehmen.
Eine allgemeine Speicherpflicht ergibt sich aus den Entwürfen nicht. Die geplanten Leistungsgrenzen und der Wegfall der Übergangszahlung machen einen Speicher wirtschaftlich interessanter, und der EEG-Entwurf beschreibt die Kombination von Solaranlage und Speicher als Regelfall. Ob sich ein Speicher lohnt, entscheidet trotzdem die konkrete Rechnung.
Wenig Grundsätzliches. Der Wegfall der Förderung in Zeiträumen mit negativen Spotmarktpreisen gilt bereits nach § 51 EEG; der Entwurf führt ihn konsequent fort. Neu ist, dass auch der Refinanzierungsbeitrag in Viertelstunden mit negativen Preisen entfällt. Für Anlagen mit Zuschlag vor 2027 gelten die Regeln ihres Anlagenjahrgangs weiter.
Nein. Der Investitionsabzugsbetrag ist in § 7g EStG geregelt, nicht im EEG. Aus der EEG-Novelle folgt keine Änderung des IAB. Ob er für einen Erwerber und ein konkretes Investment nutzbar ist, hängt von den steuerlichen Voraussetzungen ab; die Grundlagen erklärt der Beitrag zum Investitionsabzugsbetrag bei Photovoltaik.
Fazit
Mehr Marktbezug, aber kein einheitliches Ergebnis für jedes PV-Investment
Für Investoren reicht weder die Aussage, die Förderung falle weg, noch die Aussage, mit Speicher lohne es sich immer. Entscheidend sind drei Antworten: Welche Regeln gelten für die konkrete Anlage? Wie wird ihr Strom verkauft? Und was bleibt nach allen Kosten beim Anleger?
Quellen und Rechtsgrundlagen
- Bundesregierung: Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket (29.07.2026)
- Deutscher Bundestag, Drucksache 21/7867: Regierungsentwurf EEG 2027 (07.09.2026)
- Deutscher Bundestag, Drucksache 21/7866: Regierungsentwurf Netzanschlusspaket (07.09.2026)
- § 19 EEG: Zahlungsanspruch, auch für zwischengespeicherten Strom
- § 51 EEG: Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen
- Bundesnetzagentur: Festlegungsverfahren MiSpeL
- enervis: Whitepaper zu Erlösverlusten von Grünstromspeichern im EEG 2027
- § 7g EStG: Investitionsabzugsbetrag