HAMBURG / LONDON (IT BOLTWISE) – Die geplante EEG-Novelle 2027 beendet die feste Einspeisevergütung Schritt für Schritt und macht Direktvermarktung zur neuen Regel. Besonders für neue Photovoltaik-Anlagen unter 25 kW ändern sich damit die Erlöslogiken unmittelbar. Gleichzeitig sollen Entschädigungen in Netzengpassgebieten gekürzt und die Schwellenwerte für solche Gebiete angehoben werden. Für Betreiber bedeutet das: Umstellung auf Vermarktungsprozesse und neue Vertragslogik wird ab 2027 zum Kosten- und Risiko-Thema.
Die EEG-Novelle 2027 zielt auf einen Systemwechsel in der Stromförderung: Weg von der garantierten Einspeisevergütung als stabilem Erlösanker, hin zu einer stärkeren Kopplung an den Markt über die Direktvermarktung. Laut Referentenentwurf zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes entfällt die feste Vergütung für neue Anlagen, sodass Betreiber ihren erzeugten Strom künftig selbst vermarkten müssen. Der Entwurf adressiert dabei nicht nur große Projekte, sondern zieht die Grenze frühzeitig nach unten: Auch kleine Photovoltaik-Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 Kilowatt sollen künftig einbezogen werden.
Der wichtigste Hebel ist die zeitliche Entkopplung. Um den Umstieg abzufedern, sieht der Entwurf eine Übergangsphase mit reduzierten Zahlungen über 36 Monate vor. Das verschiebt die Risiko-Spitze in den Zeitraum unmittelbar vor und nach 2027, statt sie komplett zu einem Stichtag zu konzentrieren. Danach sollen die Vergütungen bis 2030 weiter sinken, was den Druck erhöht, Vermarktungsfähigkeit und Prognose- bzw. Regelprozesse betriebswirtschaftlich sauber aufzusetzen. In der Praxis heißt das: Wer bisher auf Planbarkeit durch eine feste Einspeisevergütung gesetzt hat, muss künftig Preisbildung, Vermarktungskosten und technische Verfügbarkeit stärker im Blick behalten.
Parallel verschiebt sich auch die Risikoverteilung bei Netzengpässen. Wenn Anlagen wegen Überlastung abgeregelt werden, soll weniger Entschädigung fließen als bisher. Der Referentenentwurf plant dafür Kürzungen in Netzengpassgebieten und verändert die Schwellenwerte: Der Anteil solcher Gebiete soll von drei auf fünf Prozent steigen. Zudem sinkt die Dauer, für die auf Entschädigungen beim Abregelungsfall verzichtet wird, von zehn auf sechs Jahre. Betroffen sind dabei zehn bis 20 Prozent der Jahreserzeugung. Für Betreiber ist das mehr als ein Behördenparameter, weil Abregelungen in der Ertragsplanung eine unmittelbare Wirkung haben und Vermarktungsstrategien ohne belastbare Annahmen zu Fahrplänen, Wetterprofilen und Netzstatus schwerer werden.
Für die Windenergie setzt der Entwurf zudem auf Volumenplanung und territoriale Spielräume. Bis 2032 ist ein festes Ausschreibungsvolumen vorgesehen, zusätzlich kommen 12 Gigawatt hinzu. Gleichzeitig wird der wirtschaftliche Rahmen über Pachtbedingungen auf landwirtschaftlichen Flächen neu gezogen: Die Pachtzahlungen für Windkraftanlagen sollen auf maximal 2,5 Prozent des Stromertrags gedeckelt werden. Genau dieser Punkt sorgt laut dem Text für Diskussionen, weil er die Vertragskalkulation sowohl für Flächeneigentümer als auch für Betreiber und Projektierer verändert. Während der Ausbau über das Ausschreibungsvolumen erhöht wird, reduziert die Pachtdeckelung das Handlungspotenzial bei Standortvereinbarungen und kann damit die Renditeprofile einzelner Vorhaben beeinflussen.
Auch bei Biogasanlagen wird nicht einfach umgebaut, sondern differenziert. Der sogenannte Maisdeckel soll zwar nicht komplett abgeschafft werden, doch laut Branchenangaben bleibt er als Leitplanke bestehen bzw. wird angepasst. Für Agri-PV und Moor-PV sind Boni vorgesehen, während die Ausschreibungsmengen für Biomasse hinter den Erwartungen zurückbleiben. Positiv für Bestandsbetreiber: Der Text nennt Bestandsschutz für bestehende Anlagen. Damit bleibt das Förderregime für bereits gebaute Kapazitäten zunächst kalkulierbar, während die Neubewertung deutlich mehr Portfolio- und Standortentscheidungen erfordert. Vor allem für Investoren, die verschiedene Erzeugungsarten miteinander kombinieren, wird die Frage wichtiger, welche Technologiekomponenten künftig im Ausschreibungs- und Vermarktungsumfeld besser skalieren.
Dass die Umstellung nicht reibungslos laufen dürfte, zeigt auch die Reaktion aus der Praxis. Der Entwurf wird in der Branche verhalten bis ablehnend eingeordnet, unter anderem wegen einer sehr kurzen Frist für Stellungnahmen von nur drei Werktagen. Das Elektrohandwerk warnt vor einem Investitionsknick bei Dach-Photovoltaik und fordert Übergangsfristen von mindestens 60 Monaten. Zusätzlich wird mehr Förderung für Speicher und Solar-Gründächer verlangt, weil gerade diese Bausteine die Wirtschaftlichkeit in einem Direktvermarktungs-Umfeld verbessern können. Klimaschützer sehen parallel die 2030er Ziele gefährdet, darunter die Vorgaben von 80 Prozent erneuerbarem Strom und 65 Prozent weniger Treibhausgase; daraus leiten sie ab, dass neue Regelmechanismen die Dynamik der Transformation bremsen könnten.
Für den weiteren Zeitplan nennt der Text: Die EEG-Novelle soll Ende Juli ins Kabinett. Währenddessen läuft parallel ein Netzanschlusspaket mit mehr Digitalisierung und verbindlichen Anschlussfristen, das die Planungssicherheit für Projekte erhöhen soll. Investoren warnen jedoch vor zusätzlichen Baukostenzuschüssen, womit sich ein zweites Kostenthema öffnet, das die erhoffte Effizienzgewinne aus Prozessdigitalisierung überlagern könnte. Auf EU-Ebene gibt es zudem Signale, den Emissionshandel anzupassen und die CO2-Zertifikate nach 2030 langsamer zu senken; das soll der Industrie mehr Zeit für Dekarbonisierung geben. Internationale Offshore-Verpflichtungen wurden außerdem auf einem Nordsee-Gipfel in Hamburg bekräftigt: Zwischen 2031 und 2040 sollen jährlich 15 Gigawatt Offshore-Wind ausgeschrieben werden. Insgesamt verdichtet sich damit eine klare Botschaft: Die Reform verändert nicht nur die Fördersystematik, sondern verschiebt auch die Kalkulationsgrundlagen entlang von Netz, Markt und Projektplanung.
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