EEG-Novelle 2027: Was die Reform für Unternehmen bedeutet
Mit der EEG-Novelle 2027 stellt die Bundesregierung die Förderung erneuerbarer Energien grundlegend um: An die Stelle der festen Einspeisevergütung tritt für neue Anlagen zunehmend die Direktvermarktung, und die Wirtschaftlichkeit verschiebt sich in Richtung Eigenverbrauch und Flexibilität. Am 29. Juli 2026 hat das Bundeskabinett den Gesetzentwurf beschlossen, in Kraft treten soll die Reform zum 1. Januar 2027. Für Unternehmen ergibt sich damit eine klare Konsequenz: Wer künftig in Photovoltaik und Speicher investiert, kann sich nicht mehr auf einen garantierten Einspeisetarif verlassen, sondern muss die Erlösseite aktiv gestalten. In diesem Beitrag erfahren Sie, was die EEG-Reform 2027 ändert, welche Regelungen bereits beschlossen und welche noch offen sind und was die Novelle für die Wirtschaftlichkeit Ihrer Anlage bedeutet.
Das Wichtigste zur EEG-Novelle 2027 in Kürze
- Das Bundeskabinett hat die EEG-Novelle 2027 samt Netzanschlusspaket am 29. Juli 2026 beschlossen; Bundestag, Bundesrat und die EU-Kommission müssen noch zustimmen, geplantes Inkrafttreten ist der 1. Januar 2027.
- Für neue Anlagen unter 25 kWp entfällt die feste Einspeisevergütung; an ihre Stelle tritt eine auf 3 Jahre befristete, jährlich sinkende Übergangszahlung, danach die Direktvermarktung.
- Ab 25 kWp wird die Direktvermarktung zum Regelfall, flankiert von einem neuen Refinanzierungsbeitrag nach dem CfD-Prinzip: Er schöpft Erlöse in Hochpreisphasen ab, während die Marktprämie die Vergütung nach unten absichert.
- Neue kleinere und mittlere Dachanlagen dürfen künftig nur noch die Hälfte ihrer Leistung ins Netz einspeisen, sofern der Strom nicht selbst verbraucht oder gespeichert wird – ein Speicher wird damit vom Zusatz zum wirtschaftlichen Kernbaustein.
- Bestandsanlagen und alle Anlagen, die bis Ende 2026 ans Netz gehen, behalten ihre feste 20-Jahres-Vergütung unverändert – das macht 2026 zum strategischen Zeitfenster.
Was steckt in der EEG-Novelle 2027 und dem Netzanschlusspaket?
Am 29. Juli 2026 hat das Bundeskabinett zwei Gesetzentwürfe auf den Weg gebracht: die eigentliche EEG-Novelle 2027 und ein begleitendes Netzanschlusspaket, das den Netzanschluss neu ordnet und den Zubau von Anlagen stärker an die verfügbare Netzkapazität koppelt. Beide Entwürfe befinden sich derzeit im parlamentarischen Verfahren – Bundestag und Bundesrat beraten nach der Sommerpause, zentrale Förderregelungen stehen zusätzlich unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission. Was im Folgenden beschrieben wird, ist also der beschlossene Regierungsentwurf, noch kein geltendes Recht; im weiteren Verfahren sind Änderungen möglich.
Der Kern der Novelle lässt sich in einem Satz zusammenfassen: Die feste, gesetzlich garantierte Einspeisevergütung als tragende Säule der Solarförderung wird für neue Anlagen schrittweise durch marktbasierte Modelle ersetzt. Die folgende Übersicht stellt die wichtigsten Änderungen dem bisherigen Stand gegenüber.
| Bisher (EEG 2023) | Künftig (EEG-Novelle 2027, Regierungsentwurf) |
|---|---|
| Feste Einspeisevergütung über 20 Jahre für Neuanlagen bis 100 kW | Feste Vergütung entfällt für neue Anlagen unter 25 kW |
| Geförderte Direktvermarktung (Marktprämie) ab 100 kW verpflichtend | Direktvermarktung ab 25 kW zum Regelfall |
| Keine Erlösabschöpfung über die Marktprämie hinaus | Neuer Refinanzierungsbeitrag nach CfD-Prinzip schöpft Erlöse in Hochpreisphasen ab |
| Keine befristete Übergangsregelung | Jährlich sinkende Übergangszahlung (max. 36 Monate) für neue Kleinanlagen |
| Einspeisung grundsätzlich in voller Anlagenleistung | Neue Dachanlagen: Einspeisung auf 50 % begrenzt |
| Bestandsanlagen behalten feste Vergütung | Bestand und Inbetriebnahme bis Ende 2026: 20 Jahre unverändert |
Ende der festen Einspeisevergütung und neue Übergangszahlung
Aktuell erhalten neue Photovoltaikanlagen für ins Netz eingespeisten Strom eine feste Vergütung von rund 7,7 Cent pro Kilowattstunde bei Teileinspeisung; für Anlagen, die ihren gesamten Strom einspeisen, liegt der Satz bei rund 12,2 Cent (Stand: August 2026). Für neue Anlagen unter 25 Kilowatt entfällt diese dauerhafte Vergütung mit der Novelle. An ihre Stelle tritt eine befristete Übergangszahlung: Anlagen bis 50 Kilowatt, die bis Ende 2027 in Betrieb gehen, erhalten für bis zu 36 Monate einen um rund einen Cent reduzierten Satz. Die zulässige Anlagengröße für diese Übergangszahlung sinkt danach jährlich – 2028 auf 25 Kilowatt, 2029 auf 7 Kilowatt – und entfällt ab 2030 vollständig. Wer stattdessen direkt vermarktet, kann für Anlagen unter 25 Kilowatt einen Direktvermarktungsbonus von 1,5 Cent pro Kilowattstunde für bis zu 48 Monate erhalten.
Für Anlagen ab 25 Kilowatt wird die Direktvermarktung nach Ablauf der Übergangsfrist zum Regelfall. Unverändert bleibt dagegen der Bestandsschutz: Alle Anlagen, die bereits laufen oder noch bis zum 31. Dezember 2026 ans Netz gehen, behalten ihre feste Vergütung über die vollen 20 Jahre – unabhängig vom weiteren Verlauf der Reform. Für Unternehmen, die eine Anlage ohnehin planen, entsteht daraus ein klar umrissenes Zeitfenster, auf das wir weiter unten noch eingehen.
Das Netzanschlusspaket
Parallel zur Förderreform ordnet das Netzanschlusspaket den Netzanschluss neu. Der Zubau von Erzeugungsanlagen soll künftig stärker mit dem Netzausbau synchronisiert und an sogenannten Engpassgebieten ausgerichtet werden. Die Grundidee dahinter: Nicht mehr pauschal alle Stromkunden sollen die Kosten ungünstiger Anlagenstandorte tragen, sondern Investitionen dorthin gelenkt werden, wo das Netz sie aufnehmen kann. Für Unternehmen ist vor allem die Stoßrichtung relevant – netzdienliches Verhalten und ein bewusster Umgang mit dem Netzbezug gewinnen an wirtschaftlichem Gewicht. Was das für Netzentgelte und Lastmanagement konkret bedeutet, ordnen wir weiter unten ein.
Was die EEG-Novelle 2027 an der Einspeisevergütung ändert
Wo bisher eine feste Vergütung pro eingespeister Kilowattstunde floss, rückt mit der Novelle die Direktvermarktung in den Mittelpunkt: Der erzeugte Strom wird nicht mehr zu einem festen Satz abgenommen, sondern an der Börse vermarktet. Den Handel übernimmt in der Regel ein spezialisierter Direktvermarkter, sodass für den Betrieb vor allem die Anlage und die übergeordnete Strategie bleiben. Der eigentliche Unterschied steckt im Vergütungsmodell dahinter, dem Refinanzierungsbeitrag nach dem CfD-Prinzip.
Dabei wird für jede Anlage ein Referenzwert festgelegt (der anzulegende Wert), an dem sich die Vergütung ausrichtet:
- Liegt der Marktwert über dem Referenzwert, führt der Betreiber die Differenz als Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber ab.
- Liegt der Marktwert darunter, gleicht die Marktprämie die Differenz wie bisher nach oben aus.
Anders als die heutige Marktprämie, die nur nach unten absichert, wirkt der Mechanismus damit in beide Richtungen: Er deckelt die Erlöse in Hochpreisphasen und sichert sie in Niedrigpreisphasen ab. Unter dem Strich sinken die Erträge gegenüber dem heutigen Modell leicht, weil in ertragsstarken Jahren abgeschöpft wird; die für die Investitionsrechnung entscheidende Absicherung nach unten bleibt aber erhalten. An die Stelle eines über 20 Jahre planbaren Fixbetrags tritt damit ein Erlösband, dessen Höhe von Marktpreis und Vermarktungsstrategie abhängt. Für Strom, der bei negativen Börsenpreisen ins Netz fließt, gibt es künftig keine Vergütung mehr. Statt ihn in diesen Stunden unvergütet abzugeben, kann ein Batteriespeicher den Strom aufnehmen und später nutzen oder zu besseren Preisen verkaufen – ein Grund mehr, warum Speicher und ein flexibler Stromverbrauch unter dem neuen Modell an Gewicht gewinnen.
Was bedeutet die EEG-Novelle 2027 für Eigenverbrauch und Batteriespeicher?
Mit dem Wegfall der festen Vergütung und der neuen Einspeisegrenze verlagert sich der wirtschaftliche Schwerpunkt auf den Strom, den ein Unternehmen selbst verbraucht. Denn jede selbst genutzte Kilowattstunde spart den vollen Netzstrompreis – und der liegt deutlich über jeder Einspeisevergütung. Damit wird der Eigenverbrauch unter der EEG-Novelle 2027 zum stärksten wirtschaftlichen Hebel und der Batteriespeicher zum Werkzeug, um ihn zu erhöhen.
Konkret dürfen neue kleine und mittlere Dachanlagen künftig nur noch die Hälfte ihrer Leistung ins Netz einspeisen, sofern der überschüssige Strom nicht selbst verbraucht oder gespeichert wird. Ohne Speicher geht ein Teil der Erzeugung damit schlicht verloren; mit Speicher fällt die Grenze kaum ins Gewicht, weil die Überschüsse aufgenommen und später genutzt werden. Der Speicher entscheidet damit maßgeblich über die Wirtschaftlichkeit der Anlage – aus drei Gründen:
- Er hebt die 50-Prozent-Einspeisegrenze praktisch auf, weil überschüssiger Strom gespeichert statt abgeregelt wird.
- Er verwandelt Strom, der bei negativen Börsenpreisen sonst unvergütet ins Netz fließt, in später nutzbare Energie.
- Er steigert die Eigenverbrauchsquote, die unter dem neuen Modell direkt über die Wirtschaftlichkeit der Anlage entscheidet.
Eine zweite Entwicklung, die in dieselbe Richtung wirkt: Das Netzanschlusspaket koppelt den Zubau stärker an die Netzkapazität, und die Netzentgelte werden schrittweise so umgebaut, dass netzdienliches Verhalten belohnt wird. Für Unternehmen gewinnt damit ein flexibler, bewusst gesteuerter Strombezug an Gewicht. Wer Lastspitzen über Lastmanagement und Peak Shaving glättet und den Bezug in günstige Phasen verschiebt, senkt damit seine Netzentgelte. Dafür lässt sich derselbe Speicher einsetzen, der auch die Eigenverbrauchsoptimierung übernimmt.
Was sollten Unternehmen bei der EEG-Reform 2027 jetzt tun?
Wie stark die Reform ein Unternehmen betrifft, hängt vor allem davon ab, wo es gerade steht. Entscheidend ist dabei ein Stichtag: Alle Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb gehen, behalten die feste Einspeisevergütung nach heutigem Recht über die vollen 20 Jahre. Für Projekte, die ohnehin anstehen, ist 2026 damit ein günstiges Zeitfenster. Ab 2027 verschiebt sich die Rechnung dann auf Eigenverbrauch und Vermarktung.
| Ausgangslage | Was gilt | Was jetzt zu tun ist |
|---|---|---|
| Anlage läuft bereits | Die feste Vergütung bleibt über die vollen 20 Jahre bestehen; die Reform greift nicht rückwirkend. | Nichts – die bestehende Wirtschaftlichkeitsrechnung bleibt unverändert gültig. |
| Neubau bis Ende 2026 | Inbetriebnahme bis zum 31.12.2026 sichert die feste 20-Jahres-Vergütung nach aktuellem Recht. | Zeitplan prüfen: Wer bauen will, sichert sich mit Inbetriebnahme in 2026 die bekannten Konditionen. |
| Projekt ab 2027 | Direktvermarktung, Refinanzierungsbeitrag und 50-Prozent-Einspeisegrenze greifen. | Anlage von Beginn an über den Eigenverbrauch rechnen, Speicher einplanen, Direktvermarktung vorbereiten. |
Die EEG-Novelle im eigenen Betrieb bewerten: Beratung von B+V Energie Consulting
Ob die EEG-Novelle 2027 für Ihren Betrieb Risiko oder Chance ist, hängt vom von Anlagengröße, Eigenverbrauchsquote, Lastprofil und Vermarktungsform ab – Faktoren, die sich erst im Einzelfall belastbar rechnen lassen. Bei B+V Energie Consulting rechnen wir das für Sie durch. Über unsere Energieberatung analysieren wir Ihre Ausgangslage und zeigen auf, welche Kombination aus Eigenverbrauch, Speicher und Vermarktungsstrategie unter dem neuen Förderrahmen den größten wirtschaftlichen Hebel bietet. Über unser Energiekostenmanagement behalten Sie die Ergebnisse dauerhaft im Blick. Als unabhängiger Partner begleiten wir Sie durch den gesamten Prozess.
FAQs zur EEG-Novelle 2027
Wann tritt die EEG-Novelle 2027 in Kraft?
Das geplante Inkrafttreten ist der 1. Januar 2027. Das Bundeskabinett hat die EEG-Novelle 2027 am 29. Juli 2026 beschlossen; rechtskräftig ist sie damit aber noch nicht. Bundestag und Bundesrat müssen dem Entwurf nach der Sommerpause noch zustimmen, zusätzlich steht die beihilferechtliche Genehmigung durch die EU-Kommission aus. Im parlamentarischen Verfahren sind daher noch Änderungen möglich.
Was ändert sich mit der EEG-Novelle 2027?
Die EEG-Novelle 2027 ersetzt die feste Einspeisevergütung für neue Anlagen schrittweise durch marktbasierte Modelle. Für neue Anlagen unter 25 Kilowatt entfällt die dauerhafte feste Vergütung; ab 25 Kilowatt wird die Direktvermarktung zum Regelfall, ergänzt um einen Refinanzierungsbeitrag, der Erlöse in Hochpreisphasen abschöpft. Neue Dachanlagen dürfen zudem nur noch 50 Prozent ihrer Leistung einspeisen, sofern der Strom nicht selbst verbraucht oder gespeichert wird. Bestehende Anlagen und alle Inbetriebnahmen bis Ende 2026 behalten ihre feste Vergütung über die vollen 20 Jahre.
Wird die Einspeisevergütung mit der EEG-Reform 2027 abgeschafft?
Nicht vollständig. Die feste Einspeisevergütung entfällt mit der EEG-Reform 2027 nur für neue Anlagen unter 25 Kilowatt; an ihre Stelle tritt eine befristete, jährlich sinkende Übergangszahlung, danach die Direktvermarktung. Bestehende Anlagen und alle, die bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb gehen, behalten ihre feste Vergütung unverändert über die vollen 20 Jahre. Für neue Anlagen ab 25 Kilowatt wird die Vergütung künftig über die Direktvermarktung abgewickelt.
Was bedeutet die EEG-Reform 2027 für Unternehmen?
Für Unternehmen verschiebt sich der wirtschaftliche Schwerpunkt von der garantierten Einspeisung hin zum selbst verbrauchten Strom. Da die feste Vergütung wegfällt und neue Dachanlagen nur noch begrenzt einspeisen dürfen, wird die Eigenverbrauchsquote zum wichtigsten Faktor für die Wirtschaftlichkeit einer Anlage – und der Batteriespeicher zum zentralen Werkzeug, um sie zu erhöhen. Größere Anlagen vermarkten ihren Strom künftig über die Direktvermarktung, was mehr unternehmerische Planung verlangt als die bisherige feste Vergütung. Ob und wie sich eine Investition rechnet, hängt damit stärker von Anlagengröße, Lastprofil und Vermarktungsstrategie ab.
Lohnt sich ein Batteriespeicher unter der EEG-Novelle 2027 noch?
Ja, unter der EEG-Novelle 2027 gewinnt ein Batteriespeicher für viele Betriebe sogar an Bedeutung. Weil neue Dachanlagen nur noch 50 Prozent ihrer Leistung einspeisen dürfen, sofern der Strom nicht selbst verbraucht oder gespeichert wird, verhindert ein Speicher, dass überschüssiger Strom ungenutzt bleibt. Gleichzeitig macht der Wegfall der festen Einspeisevergütung den Eigenverbrauch wirtschaftlich attraktiver, und genau den erhöht ein Speicher. Ob sich die Investition im Einzelfall rechnet, hängt von Anlagengröße, Lastprofil und Eigenverbrauchsquote ab und lässt sich über eine Wirtschaftlichkeitsanalyse ermitteln.
Stand: August 2026