LONDON (IT BOLTWISE) – Die Bundesregierung plant zum 1. Januar 2027 eine grundlegende Umstellung der Solarförderung für neue kleine Dachanlagen. Für diese Anlagen entfällt die garantierte Einspeisevergütung über 20 Jahre, stattdessen sollen Betreiber den Strom direkt vermarkten. Übergangsregeln staffeln die betroffenen Leistungsklassen bis 2030, während für sehr kleine Anlagen ein Direktvermarktungsbonus über 48 Monate vorgesehen ist. Parallel soll ein Netzpaket den Umgang mit Redispatch-Entschädigungen bei Engpässen neu ordnen.
Ab 2027 bekommt die private Photovoltaik auf dem Dach in Deutschland einen neuen wirtschaftlichen Takt: Das Bundeskabinett hat eine Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) und ein ergänzendes Netzpaket beschlossen. Kern der Reform ist der Wechsel von einer über 20 Jahre garantierten Einspeisevergütung hin zu stärker markt- und netzorientierten Mechanismen. Besonders kleine Anlagenbetreiber stehen damit vor einer neuen Rolle: Statt Erlöse vor allem aus einer fixen Vergütung abzuleiten, sollen sie ihren erzeugten Strom künftig selbst vermarkten.
Die zeitliche Logik der Änderungen setzt bei der 20-Jahre-Garantie an. Für neu installierte kleine Dachanlagen gibt es ab dem 1. Januar 2027 keine feste Einspeisevergütung mehr über den gesamten Zeitraum. Laut Beschluss greifen gestaffelte Übergangszahlungen nach Leistungsklassen: 2027 gilt die alte Systematik noch für Anlagen bis 50 Kilowatt. 2028 sinkt die Grenze auf 25 Kilowatt, 2029 und 2030 läuft die Übergangsregelung nur noch für Anlagen unter 7 Kilowatt. Für Neuanlagen unter 25 Kilowatt ist nach der Übergangsphase ein Direktvermarktungsbonus vorgesehen, der über 48 Monate laufen und 1,5 Cent pro Kilowattstunde betragen soll.
Technisch und wirtschaftlich rückt damit die Frage in den Vordergrund, wie Direktvermarktung im Alltag abläuft. Betreiber müssen ihren Strom nicht nur erzeugen, sondern ihn auch so in den Markt einspeisen lassen, dass Erlöse nicht durch zu späte oder unpassende Vermarktungsprozesse verloren gehen. Zusätzlich setzt die Reform ein Signal über die Netzintegration: Für Einspeisespitzen neuer Dachanlagen unter 100 Kilowatt werden die Einspeisungen auf 50 Prozent der Nennleistung gedeckelt. Diese Maßnahme zielt explizit darauf, die Netzbelastung in Stunden mit starker Sonneneinstrahlung zu reduzieren – ein Punkt, der bei hoher Photovoltaik-Dichte typischerweise genau dann kritisch wird, wenn viele Anlagen gleichzeitig erzeugen.
Parallel verschiebt das Netzpaket die Anreize entlang des Redispatch-Prozesses. Redispatch beschreibt Eingriffe der Netzbetreiber, um Engpässe zu vermeiden – also Situationen, in denen der Stromfluss im Netz örtlich nicht in der erwarteten Weise abtransportiert werden kann. Künftig sollen Betreiber neuer Wind- und Solarparks in ausgewiesenen Engpassgebieten bei einem Teil der Entschädigungen kürzert werden. Betroffen sind dabei so genannte „Hot Spots“ mit einer Abregelungsquote von über fünf Prozent. Konkret gilt die Regel: Bei Abregelungen zwischen 18 und 20 Prozent der Jahresstrommenge müssen Betreiber maximal sechs Jahre auf Entschädigungen verzichten, um Investitionen stärker in Regionen mit ausreichenden Netzkapazitäten zu lenken.
Damit hängt die Planbarkeit für Projekte auch an der Frage, wie schnell Netze und Anschlussprozesse mit dem Zubau Schritt halten. Hier nennt der Beschluss als neues Prinzip: Baureife Projekte sollen bevorzugt behandelt werden, eine Evaluierung ist nach zwei Jahren vorgesehen. Für die Betreiber ist das vor allem deshalb relevant, weil Netzanschlusszeiten und die Verfügbarkeit geeigneter Anschlusskapazitäten die wirtschaftliche Amortisation von Anlagen deutlich beeinflussen können – insbesondere dann, wenn Einspeisungen gedrosselt oder Abregelungen wahrscheinlicher werden. Gleichzeitig bleibt der Ausbau politisch ambitioniert: Die Bundesregierung will den Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch bis 2030 auf 80 Prozent steigern, nachdem er aktuell bei fast 60 Prozent liegt.
Finanzpolitisch verankert wird der Umbau über Budgets und Ausschreibungen. Für den Bundeshaushalt 2027 sind rund 16,5 Milliarden Euro für die Förderung erneuerbarer Energien veranschlagt; bis 2032 rechnet der Bund mit Gesamtausgaben von 12,8 Milliarden Euro für die angepassten Fördermaßnahmen. Für den Windkraft-Ausbau sollen zusätzlich 12 Gigawatt Leistung ausgeschrieben werden. Katherina Reiche bezeichnete die Reform als notwendigen Paradigmenwechsel, während Umweltminister Carsten Schneider die Einigung als wichtigen Kompromiss zur Sicherung der Ausbauziele darstellte. Für Unternehmen und Investoren bedeutet das: Die Förderung wird stärker von Marktmechanismen und Netzbedingungen beeinflusst, wodurch kaufmännisches Modellieren und operative Umsetzung in Zukunft noch enger zusammenrücken.
Dass die Umstellung nicht nur aus Technik-, sondern auch aus Governance-Sicht sensibel ist, zeigen die Rückmeldungen aus der Koalition und aus der Wirtschaft. Laut Bericht gab es bis zuletzt Diskussionsbedarf, und die SPD-Politikerin Scheer forderte grundlegende Änderungen sowie einen Blick auf Investitionsunsicherheiten. Auch Branchenverbände kritisierten die möglichen Bremswirkungen, insbesondere beim Teilverzicht auf Entschädigungen bei Netzengpässen, weil diese die Wirtschaftlichkeit neuer Projekte stärker als bisher abhängig von der konkreten Netzsituation machen könnten. Zudem steht der konkrete Zeitplan für den Start unter einem wichtigen Vorbehalt: Damit die Neuregelungen zum 1. Januar 2027 in Kraft treten können, fehlt noch die beihilferechtliche Genehmigung durch die Europäische Union; die aktuelle Genehmigung für die deutsche Ökostrom-Förderung läuft Ende 2026 aus. In der Praxis heißt das für Betreiber, dass bereits heute nicht nur die Anlagentechnik, sondern auch Prozesse rund um Vermarktung, Abregelungsrisiken und Finanzierungsannahmen neu kalibriert werden müssen.
Für die Zielgruppe der privaten und halbprivaten Photovoltaik wird die Reform damit weniger „ab wann gibt es wie viel Förderung?“ und mehr „wie stabil bleibt die Erlösseite unter Markt- und Netzbedingungen?“. Wer eine Anlage bereits betreibt oder plant, muss zudem berücksichtigen, dass steuerliche Anforderungen und die korrekte Einordnung der Erlöse im Setup oft eine Rolle spielen, wenn es um die tatsächliche Liquidität geht. In Summe verschiebt die EEG-Novelle den Fokus auf ein System, in dem erneuerbare Erzeugung, Direktvermarktung und Netzmanagement enger gekoppelt sind – und damit auch neue technische und organisatorische Fähigkeiten entlang der gesamten Wertschöpfungskette wichtiger werden.
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