EEG-Novelle 2027: Stand, Inhalte und Folgen für PV und Speicher

Du schreibst diese Woche ein Angebot für ein Gewerbedach mit 80 kW und Speicher. Inbetriebnahme im Februar 2027. Welche Vergütung trägst du für den eingespeisten Strom ein?

Die ehrliche Antwort am 10. November 2026: Das weiß niemand. Die EEG-Novelle 2027 ist kein Gesetz. Sie liegt als Regierungsentwurf im Bundestag (BT-Drucksache 21/7867 vom 7. September 2026), die zweite und dritte Lesung ist nicht terminiert. Gleichzeitig läuft die EU-Beihilfegenehmigung für das geltende EEG 2023 am 31. Dezember 2026 aus.

Dieser Artikel sortiert, was heute gilt, was der Entwurf vorsieht und was politisch noch offen ist. Und er zeigt, welche Punkte du jetzt schon in die Rechnung nehmen kannst, obwohl das Gesetz noch nicht steht.

Hinweis zum Stand: Alle Angaben zur Novelle beziehen sich auf den Regierungsentwurf vom 29. Juli 2026 in der Fassung der BT-Drucksache 21/7867. Der Bundestag kann jeden Punkt noch ändern. Verfahrenstermine nach dem 10. November 2026 stammen aus Fachmedienberichten und sind nicht offiziell bestätigt. Keine Rechtsberatung.

Drei Ebenen, die du nicht vermischen darfst

Was gilt. Bis zum Inkrafttreten der Novelle gilt das EEG 2023 einschließlich der Änderungen durch das Solarspitzengesetz, in Kraft seit 25. Februar 2025. Die EU-Kommission hat das EEG 2023 beihilferechtlich nur bis zum 31. Dezember 2026 genehmigt (Beschluss SA.102084 vom 21. Dezember 2022). Die MiSpeL-Festlegung der Bundesnetzagentur vom 1. Oktober 2026 (Az. 618-25-02) regelt die Abgrenzungs- und die Pauschaloption für Speicher im Mischbetrieb. Was das Solarspitzengesetz für laufende Projekte bedeutet, steht im Artikel Solarspitzengesetz in der Praxis.

Was im Verfahren ist. Zwei Gesetzentwürfe der Bundesregierung, beide am 29. Juli 2026 im Kabinett beschlossen: die EEG-Novelle (BT-Drs. 21/7867) und das Netzanschlusspaket (BT-Drs. 21/7866). Formal sind sie getrennt, politisch werden sie zusammen verhandelt. Alles, was in diesem Artikel als Inhalt des EEG 2027 steht, ist Entwurfsstand und gehört als Szenario in die Rechnung, nicht als Fundament.

Was nur Forderung oder Bericht ist. Ein Kompromissmodell für kleine Anlagen, die Abtrennung der beihilferelevanten Teile, eine Brückengenehmigung für das EEG 2023. Nichts davon ist beschlossen. Es gehört in keine Kalkulation als Zahl.

Wo das Verfahren steht

Die bisherigen Schritte sind durch Drucksachen belegt: Kabinettsbeschluss am 29. Juli 2026, erste Lesung im Bundestag am 24. September, erster Durchgang im Bundesrat am 25. September (BR-Drs. 470/26), öffentliche Anhörung im Ausschuss für Wirtschaft und Energie am 5. Oktober. Die Stellungnahme des Bundesrats und die Gegenäußerung der Bundesregierung stehen in BT-Drs. 21/8298.

Seitdem ist der Zeitplan zweimal gerissen. Die zweite und dritte Lesung war zuerst für die Woche ab 12. Oktober vorgesehen, dann für die Woche vom 9. bis 13. November. Nach Berichten von ZFK und pv magazine vom 6. November rutscht der Abschluss in den Dezember. Der Bundesrat könnte sich dann frühestens am 18. Dezember 2026 damit befassen. Das sind knapp zwei Wochen vor dem geplanten Inkrafttreten am 1. Januar 2027.

Es fehlen also noch: die Beschlussempfehlung des Ausschusses, die zweite und dritte Lesung, der zweite Durchgang im Bundesrat, Ausfertigung und Verkündung. Und die Genehmigung aus Brüssel.

Der Engpass liegt in Brüssel

Der Entwurf stellt die Förderregeln unter einen beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt (§ 104 EEG 2027-E). Nach der Analyse der Stiftung Umweltenergierecht (Würzburger Berichte Nr. 62 vom 29. September 2026) dürfen die Förderregeln der §§ 19 bis 55b erst nach der Genehmigung der EU-Kommission angewandt werden, und nur nach deren Maßgabe.

Ein Aktenzeichen für ein Genehmigungsverfahren zum EEG 2027 ist öffentlich nicht auffindbar. Prof. Thorsten Müller von der Stiftung Umweltenergierecht schreibt in seiner Stellungnahme zur Anhörung (Ausschussdrucksache 21(9)376), informelle Vorgespräche seien zu vermuten, das lasse sich von außen aber nicht verifizieren. Nach seiner Einschätzung können nach dem 31. Dezember 2026 auf Basis des EEG 2023 keine neuen Förderansprüche beihilferechtlich wirksam entstehen. Die Kommission könne auf Antrag Deutschlands eine kurz befristete Verlängerung erteilen.

Dass dieses Risiko real ist, zeigt ein Präzedenzfall. Der Aufschlag von 1,5 Cent je Kilowattstunde für Anlagen ab 40 kW aus dem Solarpaket I ist laut Clearingstelle EEG|KWKG (Rundbrief vom 4. August 2026) bis heute nicht beihilferechtlich genehmigt.

Unsere Einschätzung: Eine lückenlose, beihilferechtlich gedeckte Förderung für Neuanlagen ab 1. Januar 2027 ist nach heutigem Stand unwahrscheinlich. Für Anlagen mit Inbetriebnahme Anfang 2027 solltest du mit einer Phase planen, in der Förderansprüche gesetzlich angelegt, aber nicht auszahlbar sind.

Was der Entwurf ändert

Der Entwurf ist ein Systemwechsel. Im Vorblatt heißt es, die fixe Einspeisevergütung für Neuanlagen werde „konsequent abgeschafft“, verbunden mit einer umfassenden Verpflichtung neuer Anlagen zur Direktvermarktung. Auch die Ausfallvergütung entfällt. Die Folgen hängen an der Anlagengröße.

Unter 25 kW: keine Marktprämie mehr

Die Marktprämie gibt es nach § 20 Abs. 1 EEG 2027-E erst ab 25 kW. Darunter bleiben drei Wege. Erstens eine befristete Übergangszahlung in Höhe des anzulegenden Werts minus 1 Cent (§ 53 Abs. 1), bei 6,2 Cent also 5,2 Cent je Kilowattstunde, längstens 36 Monate und nur bei Inbetriebnahme vor den Stichtagen des § 21 Abs. 1. Zweitens die sonstige Direktvermarktung mit einem Bonus von 1,5 Cent je Kilowattstunde für längstens 48 Monate (§ 50c). Drittens die unentgeltliche Abnahme durch den Netzbetreiber.

25 bis unter 100 kW: das typische Gewerbedach

Hier treffen vier Änderungen zusammen.

• Vergütung nur noch über die Direktvermarktung. Der anzulegende Wert für Solaranlagen außerhalb der Ausschreibungen sinkt auf einheitlich 6,2 Cent je Kilowattstunde (§ 48 Abs. 1, bisher 7 Cent) und ab 1. August 2027 alle sechs Monate um 1 Prozent (§ 49). Der Bonus für Volleinspeisung entfällt. Wer keine Veräußerungsform wählt, landet in der unentgeltlichen Abnahme (§ 21c Abs. 1). Die Übergangszahlung gibt es in diesem Segment nur unter 50 kW und nur bei Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2028.
• Dauerhafte Einspeisebegrenzung auf 50 Prozent. Nach § 9 Abs. 2b darf eine Dachanlage unter 100 kW am Netzverknüpfungspunkt dauerhaft höchstens 50 Prozent ihrer installierten Leistung einspeisen, unabhängig vom Einbau eines intelligenten Messsystems und von der Veräußerungsform. Beim Dach aus dem Einstieg sind das 40 kW von 80 kW.
• Keine Zahlung bei negativen Preisen. In Viertelstunden mit negativem Spotmarktpreis sinkt der Zahlungsanspruch auf null (§ 51). Der Förderzeitraum verlängert sich dafür, bei Solaranlagen mit dem Faktor 0,5 (§ 51a). Eine Ausnahme gilt für Anlagen unter 100 kW in der Netzbetreiberabnahme oder im Mieterstrom, bis zum Ende des Jahres, in dem ein intelligentes Messsystem eingebaut wird. In der Direktvermarktung gilt sie nicht.
• Steuerbarkeit. Ab 25 kW muss der Netzbetreiber die Einspeiseleistung ferngesteuert reduzieren können (§ 9 Abs. 2). Direktvermarkter und Betreiber müssen im Vertrag einen Preis vereinbaren, ab dem die Anlage ferngesteuert abgeregelt wird (§ 10b Abs. 7). Der Smart-Meter-Rollout erfasst Erzeugungsanlagen künftig schon ab mehr als 2 kW.

Die Grundlagen beider Veräußerungsformen nach heutiger Rechtslage stehen im Artikel Einspeisevergütung vs. Direktvermarktung.

Ab 100 kW: Marktprämie mit Rückzahlung

Die gleitende Marktprämie bleibt, wird aber zum zweiseitigen Differenzvertrag. Liegt der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert, zahlen Anlagen ab 100 kW mit Zuschlag oder Förderanmeldung für jede eingespeiste Kilowattstunde einen Refinanzierungsbeitrag (§ 21d). Die Höhe berechnet sich nach Anlage 1 des Entwurfs. Die Pflicht gilt auch in der sonstigen Direktvermarktung. Biomasse ist ausgenommen.

Wichtig für die Kalkulation ist der Ausstieg. Wer dauerhaft auf die Marktprämie verzichtet, zahlt ab dem Folgejahr keinen Refinanzierungsbeitrag mehr. Die Mitteilung ist einmalig und bis zum Ende des zehnten Jahres nach Inbetriebnahme möglich (§ 21e). Die 50-Prozent-Begrenzung gilt ab 100 kW nicht, dafür muss zusätzlich die Ist-Einspeisung abrufbar sein. Ob sich die geförderte Einspeisung weiter mit einem PPA kombinieren lässt, ist umstritten. Der BEE warnt in seiner Stellungnahme, Direktbelieferung und PPA würden erschwert.

Freifläche und Speicher vor dem Zähler

Für das erste Segment sieht der Entwurf 14 GW Ausschreibungsvolumen pro Jahr von 2027 bis 2032 vor (§ 28a), bei einem Höchstwert von maximal 5,9 Cent je Kilowattstunde (§ 37b). Die Innovationsausschreibungen für Anlagenkombinationen entfallen, an ihre Stelle treten Resilienzausschreibungen (§ 39n). Die Begründung: Kombinationen aus Erzeugung und Speicher seien inzwischen etabliert.

Dazu kommt das Netzanschlusspaket. Netzbetreiber können Netzbereiche als kapazitätslimitiert ausweisen, wenn dort im Vorjahr mindestens 3 Prozent der Erzeugung abgeregelt wurden (§ 14 Abs. 1d EnWG-E). Neue Freiflächen- und Windanlagen verlieren in diesen Gebieten für bis zu zehn Jahre die Redispatch-Entschädigung für bis zu 20 Prozent ihrer Jahresmenge. Außerdem erhält die Bundesnetzagentur die Kompetenz, Baukostenzuschüsse für Erzeuger festzulegen. Höhe und Anwendungsbereich sind offen. Der Redispatchvorbehalt ist laut ZFK der größte Streitpunkt der Koalition. Wie sich ein eingeschränkter Netzanschluss rechnet, zeigt der Artikel zur flexiblen Netzanschlussvereinbarung.

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Der Speicher wird vom Zusatz zum Regelfall

Der Entwurf sagt es selbst: Für Solaranlagen soll es der Regelfall sein, dass sie „von Beginn an gemeinsam mit einem Speicher errichtet werden“. Das Instrument dafür ist die 50-Prozent-Begrenzung. Sie zwingt die Mittagsspitze in den Eigenverbrauch oder in den Speicher.

Für den Speicher hinter dem Zähler heißt das: Er bekommt nach dem Entwurf drei Aufgaben gleichzeitig. Er nimmt die Mengen oberhalb der Einspeisegrenze auf. Er verschiebt Einspeisung aus Viertelstunden mit negativem Preis. Und er darf über die Abgrenzungsoption der MiSpeL-Festlegung zusätzlich Netzstrom laden, ohne dass der Förderanspruch entfällt. Bis Ende September 2027 braucht es dafür das Einverständnis von Netz- und Messstellenbetreiber, und der Entwurf verlangt, dass der gesamte an der Einspeisestelle eingespeiste Strom in einem gesonderten Bilanz- oder Unterbilanzkreis bilanziert wird (§ 20 Abs. 1). Hintergrund zur Abgrenzungsoption liefert der Artikel zur MiSpeL-Festlegung, der den Arbeitsstand vor dem Beschluss beschreibt.

Diese drei Aufgaben konkurrieren um denselben Ladezustand. Ein Speicher, der mittags voll ist, weil er morgens günstig Netzstrom geladen hat, nimmt keine gekappte PV-Leistung mehr auf. Wer die Aufgaben nacheinander rechnet, erst die Kappung, dann den Rest für den Markt, bekommt Zahlen, die im Betrieb so nicht entstehen. Die Größe des Speichers folgt aus der gemeinsamen Optimierung über alle Viertelstunden des Jahres.

Eine Einschränkung gehört dazu. Wie viel die 50-Prozent-Begrenzung an einem Standort kostet, hängt vom Lastgang ab. Ein Betrieb mit hoher Mittagslast speist ohnehin selten mehr als die Hälfte der Anlagenleistung ein. Die Begrenzung allein begründet dann keinen Speicher. Der Entwurf selbst und die gesichteten Stellungnahmen beziffern weder die Kosten negativer Preise noch den Wert der Flexibilität. Diese Zahl musst du je Standort rechnen.

Was politisch noch kippen kann

Vier Punkte des Entwurfs sind besonders unsicher.

• 50-Prozent-Begrenzung und Smart Meter ab 2 kW. Der Bundesrat fordert in seiner Stellungnahme vom 25. September 2026, beide zu streichen (BR-Drs. 470/26 (Beschluss), Ziffern 7 und 54). Die Bundesregierung hat das in ihrer Gegenäußerung abgelehnt.
• Kleine Anlagen. Laut ZFK nähern sich Union und SPD an. Im Gespräch ist ein zusätzliches Modell mit Vergütung zum Börsenpreis abzüglich Vermarktungsentgelt und Direktvermarktung über den Netzbetreiber. Das ist ein Medienbericht, kein Beschluss.
• Redispatchvorbehalt. Die SPD will ihn laut ZFK streichen, das Bundeswirtschaftsministerium hält daran fest.
• Zeitplan und Brückenlösung. Der BEE fordert seit dem 8. November, die beihilferelevanten Teile abzutrennen und vorzuziehen. Jede Änderung im Bundestag kann nach Einschätzung der ZFK die Prüfung in Brüssel verlängern.

In der Anhörung am 5. Oktober verlangten alle Seiten Nachbesserungen. BSW-Solar-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig warnte laut Bundestag, das Ende der Einspeisevergütung, die Direktvermarktungspflicht für Kleinanlagen und der Redispatchvorbehalt könnten die PV-Nachfrage halbieren. Das ist eine Verbandsaussage, keine Prognose, die wir geprüft haben.

Was du jetzt tun kannst

Projekte rund um den Jahreswechsel. Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2027 bleiben nach dem Entwurf im Grundsatz im bisherigen Recht (§ 100 Abs. 1 EEG 2027-E). Für spätere Projekte rechnest du zwei Fälle: mit Förderung nach Entwurf und mit einer Förderlücke im ersten Halbjahr 2027. Schreib in das Angebot, welcher Rechtsstand zugrunde liegt.

Dach unter 100 kW. Rechne die Variante mit 50-Prozent-Begrenzung und Direktvermarktung als Szenario neben die heutige Rechtslage. Wenn der Speicher nur in einer der beiden Welten trägt, weißt du, woran dein Case hängt.

Anlagen ab 100 kW. Nimm den Refinanzierungsbeitrag in die Erlösannahmen und prüfe den Ausstieg nach § 21e als Option. Ein Business Case, der von hohen Marktwerten lebt, sieht mit Abschöpfung anders aus.

Steuerung und Messkonzept. Leg die Betriebsführung auf drei Signale aus: die Einspeisegrenze, die Preisschwelle aus dem Direktvermarktungsvertrag und negative Viertelstunden. Plane die Abgrenzungsoption im Messkonzept mit ein.

Kommunikation. Trenne im Kundengespräch Regierungsentwurf und geltendes Recht. Wer heute „ab 2027 gilt“ sagt, behauptet etwas, das der Bundestag noch nicht beschlossen hat.

In minimum energy rechnest du Eigenverbrauch, Direktvermarktung, die MiSpeL-Abgrenzungsoption und Arbitrage als ein Optimierungsproblem und stellst Varianten nebeneinander. Was die Software nicht kann: vorhersagen, welche Fassung der Bundestag beschließt. Deshalb gehört der Entwurf als Szenario in die Rechnung und nicht als Annahme.

Wir aktualisieren diesen Artikel, sobald der Bundestag beschlossen hat.

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Quellen: Gesetzentwurf der Bundesregierung, „Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor“, BT-Drs. 21/7867 vom 07.09.2026. Netzanschlusspaket, BT-Drs. 21/7866 vom 07.09.2026. Stellungnahme des Bundesrats, BR-Drs. 470/26 (Beschluss) vom 25.09.2026. Gegenäußerung der Bundesregierung, BT-Drs. 21/8298. BEE, Stellungnahme zur EEG-Novelle 2027. Deutscher Bundestag, öffentliche Anhörungen vom 05.10.2026 und 07.10.2026, Ausschussdrucksache 21(9)376. EU-Kommission, Beschluss SA.102084 vom 21.12.2022. Stiftung Umweltenergierecht, Würzburger Berichte zum Umweltenergierecht Nr. 62 vom 29.09.2026. Clearingstelle EEG|KWKG, Rundbrief vom 04.08.2026. BNetzA, Festlegung MiSpeL, Az. 618-25-02. pv magazine, „EEG-Novelle wohl erst im Dezember im Bundestag und Bundesrat“, 06.11.2026. ZFK, „EEG und Netzpaket verschieben sich in Dezember“, 06.11.2026. Die Normtexte von § 100 und § 104 EEG 2027-E geben wir nach Inhaltsübersicht, Sachverständigenstellungnahmen und übereinstimmenden Fachmedien wieder. Stand aller Angaben: 10. November 2026.