EEG‑Novelle 2027: Systemwechsel bei Förderung und Direktvermarktung

ImmoR

Auf einen Blick

Einführung eines CfD‑ähnlichen Fördermechanismus mit Refinanzierungsbeitrag ab 100 kW, Biomasse weitgehend ausgenommen
Vollständiger Wegfall der EEG‑Einspeisevergütung für Neuanlagen < 25 kW ab 2027, Direktvermarktung und Eigenverbrauch rücken in den Mittelpunkt
Klare Verschiebung der Ausschreibungen zugunsten kostengünstiger Freiflächen‑PV sowie neue Resilienzausschreibungen
Erweiterte Bürgerenergie‑ und Kommunalbeteiligungsregeln bei zugleich erhöhten Nachweis‑ und Dokumentationspflichten

Sachverhalt

Im Februar 2026 wurde ein umfangreicher Arbeitsentwurf für das „EEG 2027“ aus dem Bundeswirtschaftsministerium geleakt. Die Synopse (EEG 2023 vs. EEG 2027) und begleitende Auswertungen von Verbänden und Kanzleien zeigen eine deutliche Neuausrichtung: Das 80‑%-Ziel erneuerbarer Energien bis 2030 bleibt, aber die Förderlogik wird stärker markt‑ und systemorientiert. Kernpunkte sind die Einführung eines Refinanzierungsbeitrags nach CfD‑Logik, der Abschied von der klassischen Einspeisevergütung für Kleinstanlagen sowie eine Umsteuerung der Ausschreibungen hin zu Freiflächen‑PV und resilienzorientierten Projekten. Ein offizielles Aktenzeichen gibt es noch nicht; der Entwurf soll bis Sommer 2026 parlamentarisch beschlossen, von der EU‑Kommission genehmigt und zum 1.1.2027 in Kraft treten.

Geplante Gesetzesänderungen und Auswirkungen

Der neue Fördermechanismus kombiniert weiterhin eine gleitende Marktprämie mit einem produktionsabhängigen Refinanzierungsbeitrag (§ 20a EEG‑E): Liegt der Jahresmarktwert unter dem anzulegenden Wert, gibt es Förderung; liegt er darüber, müssen Anlagen ab 100 kW (mit Ausnahme der Biomasse) einen Teil der Mehrerlöse an den Netzbetreiber abführen. Bei sehr niedrigen Preisen schützt ein technologieabhängiger Mindesterlös vor wirtschaftlich unsinniger Abregelung. In Zeiten negativer Börsenpreise entfallen sowohl Förderanspruch als auch Abschöpfung. Anlagenbetreiber müssen sich zudem strategisch entscheiden: Für nicht ausgeschriebene Anlagen ist binnen sechs Monaten nach Inbetriebnahme ein „Lock‑in“ in das Förderregime zu erklären; für Ausschreibungsanlagen besteht bis zum Ende des zehnten Betriebsjahres ein Opt‑out mit anschließendem vollständigem Ausstieg aus Förderung und Refinanzierungsbeitragspflicht.

Besonders weitreichend sind die Änderungen für kleine PV‑Anlagen. Neuanlagen unter 25 kW erhalten ab 2027 keine Einspeisevergütung mehr. Es bleibt nur eine befristete Marktwertdurchleitung für sehr kleine Neuanlagen (unter 25 kW bei Inbetriebnahme 2027, unter 10 kW bei Inbetriebnahme 2028), zeitlich begrenzt auf maximal 30 Monate bzw. bis kurz nach Installation eines intelligenten Messsystems. Danach ist nur noch ungeförderte Direktvermarktung oder unentgeltliche Einspeisung möglich. Zugleich wird die Einspeiseleistung kleiner PV‑Dachanlagen dauerhaft auf 50 % der installierten Leistung begrenzt; Speicher und Eigenverbrauch werden faktisch zum Standard. Für Anlagen ab 25 kW ist Direktvermarktung zwingende Voraussetzung der Förderung, ein einheitlicher anzulegender Wert ersetzt gestaffelte Vergütung und Volleinspeiser‑Bonus. Anlagen ab 100 kW erhalten zusätzlich die CfD‑artige Deckelung über den Refinanzierungsbeitrag.

Auf der Ausschreibungsebene verschiebt sich der Schwerpunkt deutlich in Richtung Freiflächen‑PV: Für das Solar‑Segment 1 sind 14.000 MW pro Jahr vorgesehen, das Segment 2 (größere Dach‑PV) wird auf 1.500 MW reduziert. Wind an Land bleibt mit 10.000 MW pro Jahr ambitioniert; Biomasse (500 MW) und Biomethan (600 MW) erhalten moderate Ausbaupfade. Innovationsausschreibungen entfallen und werden durch Resilienzausschreibungen ergänzt, in denen neben dem Preis qualitative Kriterien wie Cybersicherheit, Nachhaltigkeit und Lieferkettenresilienz über Zuschläge entscheiden. Die Details werden per Rechtsverordnung ausgestaltet. Biomasse bleibt von der Abschöpfung ausgenommen, behält den Flexibilitätszuschlag und erfährt eine moderate Degression der Ausschreibungshöchstwerte; Biomethan sieht sich zusätzlichen Leistungsbegrenzungen und einer perspektivischen Umstellungspflicht auf wasserstoffbasierte Stromerzeugung ausgesetzt.

Bürgerenergiegesellschaften profitieren von erhöhten Schwellen (bis 18 MW Wind, 6 MW Solar), müssen aber strengere Mitteilungs‑ und Nachweispflichten erfüllen; bei Verstößen drohen Sperrfristen von drei Jahren. Die Kommunalbeteiligung wird gestärkt, indem die tatsächlich erzeugte Strommenge – nicht mehr nur die ins Netz eingespeiste – als Obergrenze für beteiligungsfähige Strommengen dient. Fiktive Strommengen bei Wind entfallen. Netzbetreiber erhalten neue Aufgaben durch viertelstundenscharfe Ermittlung und Abrechnung von Refinanzierungsbeiträgen sowie umfangreichere Aufrechnungs‑ und Abschlagsmechanismen; gleichzeitig entfallen Ausfallvergütung und langfristige Vergütungspflichten für Kleinstanlagen. Mieterstrommodelle bleiben dem Entwurf nach in ihrer Grundlogik weitgehend intakt, weil sie naturgemäß auf hohen Eigenverbrauch setzen; Überschusseinspeisung wird aber unattraktiver, sodass Direktvermarktung und Speicherintegration auch in diesem Segment an Bedeutung gewinnen.

Fazit

Der inoffiziell veröffentlichte Arbeitsentwurf zur EEG‑Novelle 2027 stellt keinen bloßen Feinschliff, sondern einen Systemwechsel dar. Projektentwickler, Betreiber und Investoren müssen ihre Geschäftsmodelle auf eine Kombination aus CfD‑Logik, verpflichtender Direktvermarktung und Eigenverbrauchsorientierung ausrichten. Für Kleinst‑PV bedeutet dies: Eigenverbrauch mit Speicher statt „bequemer“ Volleinspeisung; ohne passende Direktvermarktungsangebote verliert Einspeisung an Reiz. Betreiber größerer Anlagen müssen den Refinanzierungsbeitrag bereits in der Projektkalkulation berücksichtigen und Opt‑in/Opt‑out‑Entscheidungen sorgfältig strukturieren. Bürgerenergiegesellschaften und Kommunen profitieren von erweiterten Spielräumen, müssen aber Dokumentations‑ und Governance‑Anforderungen ernst nehmen, um Sperrfristen und Erstattungsrisiken zu vermeiden. Netzbetreiber und Direktvermarktungsunternehmen sind gefordert, ihre IT‑Systeme und Produkte schnell auf die neuen Anforderungen auszurichten. Wer laufende und geplante Projekte bereits jetzt an der Entwurfslogik des EEG 2027 ausrichtet, reduziert Umstellungsrisiken und kann entstehende Chancen – etwa in Freiflächen‑PV, Mieterstrom und flexibler Bioenergie – gezielt nutzen.