LONDON (IT BOLTWISE) – Das Bundeskabinett hat eine EEG-Reform und ein neues Netzanschlussgesetz verabschiedet. Ab 2027 endet damit für neue Photovoltaik-Dachanlagen bis 25 kW die feste Einspeisevergütung, stattdessen soll Direktvermarktung gelten. Übergangszahlungen, sinkende Fördersätze und zusätzliche Netz- sowie Smart-Meter-Vorgaben sollen den Umbau hin zu mehr erneuerbaren Einspeisungen absichern. Bis 2032 wird der Rollout der intelligenten Messsysteme angestrebt, während Netzbetreiber in Engpassregionen Anschlussmöglichkeiten restriktiver handhaben können.
Die nun beschlossene EEG-Reform trifft einen zentralen Hebel der Energiewende: die Art, wie neue Photovoltaik-Einspeiser in das Marktsystem integriert werden. Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und zugleich ein neues Netzanschlussgesetz verabschiedet, das gemeinsam als Netzanschlusspaket auftreten soll. Im Kern geht es darum, die Verzahnung aus Erzeugung, Netzkapazität und Marktmechanismen neu zu justieren – und damit auch die staatliche Förderung spürbar umzubauen. Für Betreiber neuer Anlagen bedeutet das ab dem Startjahr 2027 einen anderen Betriebs- und Vermarktungsmodus als bisher.
Besonders deutlich zeigt sich der Kurswechsel bei der Förderung von neuen PV-Dachanlagen: Für Systeme mit bis zu 25 kW soll die feste Einspeisevergütung ab 2027 auslaufen. Stattdessen setzt die Bundesregierung auf Direktvermarktung, bei der Strom nicht mehr zu einem garantierten Preis ins System geht, sondern über Vermarktungswege am Markt orientiert verkauft wird. Damit diese Umstellung nicht sofort „von heute auf morgen“ komplett unkompensiert bleibt, sieht der Entwurf gestaffelte Übergangszahlungen vor. Ab 2027 gelten sie für Anlagen unter 50 kW, ab 2028 für Anlagen unter 25 kW; zwischen 2029 und 2030 greifen sie für Anlagen unter 7 kW. Diese Zahlungen werden jeweils maximal 36 Monate gewährt, also mit einer klar begrenzten Brückenwirkung.
Ökonomisch wird der Übergang über feste und sinkende Preisbestandteile modelliert. Für neue Anlagen, die bis Ende Juli 2027 in Betrieb gehen, wird ein Fördersatz von 5,20 Cent pro kWh festgesetzt. Er leitet sich aus einem Basiswert von 6,20 Cent ab, reduziert um einen Centbetrag, und soll anschließend ab August 2027 alle sechs Monate um 1 % sinken. Nach der dreijährigen Übergangsphase ist für Anlagen unter 25 kW außerdem ein Direktvermarktungs-Bonus von 1,5 Cent pro kWh vorgesehen, der über vier Jahre laufen soll. Technisch und kaufmännisch verschiebt sich damit die Rolle der Förderung: Sie dämpft in der Anfangsphase das Markt-Risiko, verlässt sich aber langfristig stärker auf die Fähigkeit der Betreiber, ihre Vermarktung an Preise und Regelmechanismen anzupassen.
Parallel dazu verschärft die Reform die technischen Rahmenbedingungen für neue Einspeiser. Die Einspeisung neuer PV-Anlagen wird generell auf 50 % der installierten Leistung begrenzt. Zusätzlich kommt eine Smart-Meter-Pflicht für Anlagen zwischen 2 kWp und 100 kWp hinzu; wer diese Pflicht nicht erfüllt, muss seine Einspeisung auf maximal 60 % drosseln. Der vollständige Rollout der intelligenten Messsysteme soll bis 2032 abgeschlossen sein – ein Zeitfenster, das zeigt, wie stark die Umstellung an Mess- und Steuerfähigkeit gekoppelt ist. Aus Systemsicht ist das logisch: Je genauer Erzeugung und Verbrauch erfasst und je besser Lastprofile abgebildet werden, desto eher kann das Netz erneuerbare Schwankungen aufnehmen, ohne dass Engpässe zu häufig und zu teuer werden.
Das Netzanschlusspaket räumt Netzbetreibern außerdem erweiterte Befugnisse ein, wenn Regionen als kapazitätslimitiert gelten. Konkret können Netzbetreiber in solchen Gebieten den Anschluss neuer Wind- und Solarparks ablehnen. Als kapazitätslimitiert werden Regionen definiert, in denen im Vorjahr mehr als 5 % der Erzeugung abgeregelt werden mussten. Diese Einstufung gilt für sechs Jahre und lässt sich um weitere 1,5 Jahre verlängern; zudem besteht dort kein Anspruch auf Entschädigung für Ertragsverluste neuer Anlagen bis zu einer Höhe von 20 %. Damit wird in Engpassregionen eine Art Risikogrenze gezogen: Wer dort neu investiert, muss stärker akzeptieren, dass Netzrestriktionen nicht automatisch kompensiert werden.
Auch die politischen und wirtschaftlichen Reaktionen fallen entsprechend gemischt aus. Die Bundesregierung beziffert die Kosten der Umsetzung bis 2032 auf 12,8 Mrd. Euro. Zielmarke bleibt, den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung bis 2030 auf 80 % zu steigern; 2025 lag er bei 56 %, aktuell knapp 60 %. Für den Ausbau der Windkraft sind Ausschreibungsvolumina von 15 GW für 2027 und 2028 sowie 12 GW für 2029 vorgesehen; für Anlagen ab 100 kW wird zudem eine Erlösabschöpfung genannt. Während der Industrieverband BDI die Reform begrüßte, kritisierten Umweltverbände wie der BEE und der DNR den Kurs. Der Bundesverband WindEnergie (BWE) bezeichnete das Netzanschlusspaket als Verhinderungsinstrument; Grünen-Chef Felix Banaszak sowie der Energiepolitiker Michael Kellner warnten jeweils vor negativen Folgen für Netzausbau und Beschäftigung – hinzu kommt die Sorge der Solarindustrie, die Nachfrage könne um zwei Drittel einbrechen. Bevor die Regeln in Kraft treten können, steht außerdem noch die Beratung im Bundestag an, und für die Umsetzung wird eine staatshilferechtliche Genehmigung der Europäischen Union benötigt.
Für Unternehmen ist an der Reform vor allem zweierlei relevant: erstens die Abhängigkeit der Förderung von Marktmechanismen und zweitens die „Technikpflichten“ rund um Messung, Drosselung und Anschlussfähigkeit. Wer PV-Projekte plant, muss die Direktvermarktung operativ vorsehen – vom Datenfluss bis zur Abrechnung. Gleichzeitig steigt der Wert von Smart-Meter-Infrastruktur und von Dienstleistern, die Mess- und Steuerdaten in Prozesse übertragen können. In der Praxis wird sich zeigen, wie schnell sich die neuen Regeln bis zur gesetzgeberischen Umsetzung in Planungsketten, Verträgen und Betriebsführungen niederschlagen – und ob die angekündigte Systemlogik („Integration erneuerbarer Energien“ durch Mess- und Netzregeln) tatsächlich zu stabileren Netzverhältnissen führt, bevor die Branche in Engpassregionen spürbar durch Anschlussrestriktionen gebremst wird.
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