LONDON (IT BOLTWISE) – Der Referentenentwurf zur EEG-Reform bringt für kleine Solaranlagen eine zeitlich gestaffelte Übergangsfrist: Ab 2027 bleibt die feste Einspeisevergütung drei Jahre lang erhalten. Für Neuanlagen unter 50 Kilowatt ändert sich damit der Zeitplan zur Direktvermarktung deutlich, aber die Frist wird jährlich enger. Parallel werden Maßnahmen gegen Netzengpässe angepasst und bei Biomasse neue Ausbauziele bis 2035 formuliert. Die Anhörungsfrist ist knapp, ein Kabinettsbeschluss soll Ende Juli folgen.
Der am Freitag vorgelegte Referentenentwurf zur EEG-Reform setzt bei Photovoltaik genau dort an, wo der politische Druck zuletzt am größten war: bei der Umstellung kleiner Anlagen von einer festen Vergütung auf die Direktvermarktung. Während das ursprüngliche Vorhaben eine schnellere und deutlich einschneidendere Abschaffung der Einspeisevergütung vorsah, reagiert das Ministerium nun mit einer Übergangslogik. Besonders relevant ist die Schwelle von 50 Kilowatt: Neue Solaranlagen, die ab Anfang 2027 ans Netz gehen, erhalten zunächst noch eine feste Einspeisevergütung für drei Jahre. Genau dieser Schritt soll die Kritik an der Geschwindigkeit und Planungsunsicherheit entschärfen.
Technisch betrachtet ist der zentrale Mechanismus eine zeitlich gestaffelte Direktvermarktung, die den Wechsel vom Regime mit garantierten Zahlungsflüssen hin zu marktpreisnahen Erlösen orchestriert. Für Anlagen unter 50 kW gilt dem Entwurf zufolge eine feste Einspeisevergütung, jedoch um einen Cent pro Kilowattstunde niedriger als die reguläre Vergütung. Danach müssen Betreiber den Strom selbst vermarkten. Das ist nicht nur eine betriebswirtschaftliche Frage, sondern berührt auch Prozessketten wie Messstellenbetrieb, Bilanzkreis-Management und Vermarktungsabwicklung. Entscheidend ist zudem, dass die Übergangsfrist Jahr für Jahr enger wird: 2028 nur noch bis 25 kW, 2029 bis 7 kW, ab 2030 sind Neuanlagen ohne Übergang direkt in der Direktvermarktung.
Im Marktumfeld wird die Reform dadurch vor allem für Betreiber kleiner und mittlerer PV-Portfolios spürbar, weil der Zeitraum für Umstellung, Verträge und technische Anpassungen kürzer wird als bei einer vollständigen Beibehaltung der Einspeisevergütung. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßte laut den Angaben im Entwurf die inhaltliche Entschärfung, kritisierte jedoch den engen Zeitrahmen für Rückmeldungen. Die Gesetzentwürfe sind bereits zur Anhörung an Länder und Verbände verschickt; die Frist für Stellungnahmen endet Mitte nächster Woche. Gleichzeitig ist für Ende Juli ein Kabinettsbeschluss geplant, was in der Praxis bedeutet, dass Netzbetreiber, Dienstleister und Vermarkter ihre Angebote und Schnittstellen sehr kurzfristig auf neue Zeitfenster ausrichten müssen.
Auch regulatorisch wird das Paket breiter als nur Solar gedacht. Beim Umgang mit Netzengpässen rudert der Entwurf zurück: Kompensationszahlungen bei Abregelungen von Anlagen werden nicht komplett gestrichen, sondern reduziert. Neu eingeführt wird zudem eine sogenannte Spitzenkappung, die die Einspeiseleistung neuer Anlagen begrenzt. Für Unternehmen und Entwickler ist das relevant, weil es die Ertragsrechnung beeinflusst und die Auslegung von Anlagenstandorten oder Einspeisepunkten stärker in Richtung Last- und Netzzustand optimieren könnte. In der historischen Entwicklung zeigt sich dabei ein wiederkehrendes Muster: Deutschland ringt seit Jahren um das Gleichgewicht zwischen Ausbaugeschwindigkeit und Stabilität des Netzes, während die Marktmechanismen die technischen Grenzen zunehmend sichtbar machen.
Daneben werden die Biomasse-Ziele neu justiert: Die installierte Leistung soll bis 2035 auf 9,5 Gigawatt steigen. Der Entwurf ordnet die Änderung als Ergebnis einer Einigung zwischen Reiche, Finanzminister Klingbeil (SPD) und Umweltminister Schneider (SPD) ein. Das ist marktwirtschaftlich bedeutsam, weil Biomasse in vielen Portfolios als steuerbare Komponente genutzt wird und damit die Systemkosten für Flexibilität beeinflussen kann. Im selben Atemzug kommen Impulse aus dem EU-Raum: Die EU-Kommission hat Vorschläge zur Reform des Emissionshandels (EU ETS) vorgelegt, darunter eine langsamere jährliche Senkung der CO2-Zertifikate bis in die 2040er Jahre sowie längere Gratiszertifikate für die Industrie. Marktanalysten erwarten, dass solche Änderungen die Investitionskalkulation für energieintensive Branchen und damit mittelbar auch die Stromnachfrage und Preisniveaus beeinflussen, während klimapolitische Fraktionen die mögliche Aufweichung der Instrumente kritisieren.
Für die nächsten Monate ist vor allem die Umsetzungsfähigkeit der Betreiber entscheidend. Wer bis 2030 keine Direktvermarktung umsetzt, verliert ab dann jede Übergangszahlung; besonders betroffen sind Anlagenbetreiber im Bereich zwischen 7 und 50 kW. Diese Stichtage erzeugen einen klaren Handlungsdruck: Verträge mit Direktvermarktungs- oder Messstellen-Dienstleistern, Prozesse für die Abrechnung und das Monitoring der Vermarktungserlöse müssen rechtzeitig stehen. Im technischen Vergleich zu einer Welt ohne Direktvermarktung verschiebt sich der Schwerpunkt von stabilen Einspeisevergütungen hin zu aktiven Marktmechanismen, sodass organisatorische Reife und Datenqualität (z. B. Messwerte, Prognosen, Bilanzierungslogik) stärker zählen. Genau darin liegt eine Chance für spezialisierte Dienstleister: Sie können standardisierte Onboarding-Pakete für die 2027/2028/2029-Kaskade entwickeln und damit das Risiko von Fehlkonfigurationen senken.
Die zukünftige Entwicklung hängt dabei nicht nur vom finalen Gesetzestext ab, sondern auch von der Netz-Realität. Spitzenkappung und reduzierte Kompensationen könnten die Rentabilität neuer Projekte in Engpassregionen spürbar verändern, selbst wenn die Vergütungslogik zeitweise Entlastung bringt. Gleichzeitig deuten die engen Anhörungs- und Kabinettsfristen darauf hin, dass die Bundesregierung die Reform im ersten Anlauf möglichst schnell in den Markt bringen will. Für Entwickler und Betreiber bedeutet das: Sie sollten die Planungen bereits jetzt an drei Parametern ausrichten – Leistungsschwellen (50/25/7 kW), Startzeitpunkt des Netzanschlusses und die Frage, wie robust die Direktvermarktungserlöse bei kurzfristigen Marktpreisschwankungen sind. Wer diese Stellhebel früh testet, gewinnt gegenüber jenen Portfolios, die erst auf den finalen Beschluss warten, einen echten Zeitvorteil.
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