EEG 2027 im Entwurf: kleine PV-Anlagen ohne feste Vergütung

Was der Regierungsentwurf für kleine PV-Anlagen vorsieht

Nach dem Regierungsentwurf endet für neue PV-Anlagen unter 25 Kilowatt die feste Einspeisevergütung. Die Bundesregierung hat den Entwurf am 29. Juli 2026 beschlossen und am 7. September als Drucksache 21/7867 in den Bundestag eingebracht, die erste Lesung war am 24. September. Der federführende Ausschuss für Wirtschaft und Energie berät jetzt.

Die Begründung steht gleich vorn im Entwurf. Kleine Anlagen seien wegen gesunkener Kosten "oft bereits ohne zusätzliche Förderung wirtschaftlich, sofern sie hohe Eigenverbrauchsanteile realisieren können". Das Segment soll sich deshalb auf Eigenverbrauch konzentrieren, mit Speicher, Wärmepumpe oder Wallbox. Wer trotzdem einspeist, soll das über die Direktvermarktung tun.

Für Bestandsanlagen ändert sich an der Vergütung nichts. Wer bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb geht, bleibt nach § 100 Absatz 1 des Entwurfs im EEG in der Fassung dieses Tages. Das macht die letzten drei Monate des Jahres 2026 für Installateure und Netzanschlussabteilungen voll. Steckersolargeräte bis 2 Kilowatt und 800 Voltampere nimmt der Entwurf von Übergangszahlung und Kappung aus.

Anlagen ab 100 Kilowatt betrifft ein anderer Teil der Reform, der Refinanzierungsbeitrag. Den haben wir im Beitrag zu EEG 2027 und Contracts for Difference eingeordnet, das parallel laufende Netzanschlussrecht im Beitrag zum Netzpaket 2026. Dieser Text bleibt beim Kleinanlagen-Segment. Dort liegt die Masse.

Übergangszahlung, Bonus, Abnahme: der neue Weg einer Anlage

Der Entwurf ersetzt die Einspeisevergütung durch eine neue Veräußerungsform, die "Netzbetreiberabnahme". Sie hat drei Varianten, und jede landet beim Netzbetreiber.

Die befristete Übergangszahlung ist der Einstieg. Ihre Höhe ist der anzulegende Wert abzüglich eines Cents je Kilowattstunde (§ 53 Absatz 1), der Bundestag nennt rund 5,2 Cent. Sie läuft nach § 25 Absatz 2 bis zum Ende des 36. Kalendermonats nach Inbetriebnahme. Wer sie bekommt, hängt von Größe und Baujahr ab: Anlagen unter 50 Kilowatt mit Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2028, unter 25 Kilowatt vor dem 1. Januar 2029, unter 7 Kilowatt vor dem 1. Januar 2031. Die Tür schließt sich also stufenweise, von oben nach unten.

Danach kommt die Direktvermarktung. Anlagen unter 25 Kilowatt bekommen dort keine Marktprämie, der Entwurf entlässt sie in die "sonstige Direktvermarktung". Als Anschub gibt es nach § 50c einen Bonus von 1,5 Cent je eingespeister Kilowattstunde, längstens bis zum Ende des 48. Monats nach der ersten Zuordnung zur Direktvermarktung. Den Anspruch hat der Anlagenbetreiber gegen den Netzbetreiber. Nicht gegen den Direktvermarkter.

Wer keinen Direktvermarkter findet oder keinen will, hat eine dritte Möglichkeit, die unentgeltliche Abnahme. Der Netzbetreiber nimmt den Strom von Anlagen unter 100 Kilowatt ab und zahlt dafür null. Die Bundesregierung rechnet damit, dass mehr Betreiber gleich ganz auf Einspeisung verzichten und als Nulleinspeiseanlage bauen. Der Entwurf baut dafür Hürden ab.

Ein Ventil gibt es. Nach § 85 Absatz 2 Nummer 2a darf die Bundesnetzagentur die Übergangszahlung für Anlagen unter 25 Kilowatt bis höchstens 31. Dezember 2032 verlängern, wenn die Direktvermarktung noch nicht mit angemessenem Aufwand funktioniert. Als Regelbeispiele nennt der Entwurf technische Ausstattung und Abrechnungsprozesse der Netzbetreiber, die "noch nicht hinreichend massengeschäftstauglich und digitalisiert" sind. Die Behörde soll dafür ausdrücklich den Stand des Pflichtrollouts berücksichtigen.

Man kann das als Rückversicherung lesen. Oder als Eingeständnis, dass der Zeitplan knapp ist.

Netzbetreiber: kürzere Zahlungen, mehr Fälle

Für den Verteilnetzbetreiber bleibt die EEG-Abrechnung Pflicht, sie wird nur kleinteiliger. Statt einer Zahlung über 20 Jahre verwaltet er künftig pro Anlage bis zu drei Phasen mit unterschiedlichen Anspruchsgrundlagen, Laufzeiten und Sätzen.

Den Aufwand dafür hält die Bundesregierung für gering. In der Begründung heißt es, die Abwicklung der Übergangszahlung entspreche "im Wesentlichen" der heutigen Einspeisevergütung, nur mit abweichendem anzulegendem Wert und drei statt 20 Jahren. Die Softwaremodule sollen von den Systemhäusern kommen.

Wir sehen das vorsichtiger. Die Übergangszahlung allein ist tatsächlich eine Variante des Bekannten. Neu ist das Zusammenspiel: ein Zahlungslauf, der nach 36 Monaten hart endet, ein Bonus, der an die erste Zuordnung zur Direktvermarktung gekoppelt ist und bei jedem Wechsel zurück in die Netzbetreiberabnahme erlischt, dazu die Regel für negative Preise. Nach § 51 fällt die Zahlung in Viertelstunden mit negativem Spotpreis auf null, Anlagen unter 100 Kilowatt in der Netzbetreiberabnahme sind davon erst ab dem Jahr nach dem Einbau eines intelligenten Messsystems betroffen. Das Abrechnungssystem muss also für jede Anlage wissen, wann das Gateway kam.

Hinzu kommt eine Formvorschrift. Endabrechnungen und Abschläge müssen nach § 26 Absatz 3 des Entwurfs die Nummer aus dem Marktstammdatenregister tragen und auf Verlangen "in digitaler und massengeschäftstauglicher Form" ausgestellt werden. Und für ausgeförderte Anlagen, die älter als 2021 sind, läuft eine eigene Variante der Netzbetreiberabnahme bis Ende 2032, mit halbiertem Abschlag, sobald ein intelligentes Messsystem verbaut ist.

Die 50-Prozent-Kappung trifft die Netzseite anders. Nach § 9 Absatz 2b des Entwurfs müssen Betreiber von Dachanlagen unter 100 Kilowatt ihre Wirkleistungseinspeisung am Verknüpfungspunkt "dauerhaft und unabhängig vom Einbau eines intelligenten Messsystems und der Veräußerungsform" auf die Hälfte begrenzen. Heute hebt das Gateway mit Steuerung die 60-Prozent-Grenze des Solarspitzengesetzes auf. Nach dem Entwurf nicht mehr. Für die Netzplanung ist das eine gute Nachricht, weil sich die Mittagsspitze im Ortsnetz kalkulierbar halbiert. Für den Anschlussprozess wird die Begrenzung ein Prüfpunkt, der bei Inbetriebnahme dokumentiert sein sollte.

Messstellenbetrieb: Pflichteinbau schon ab 2 Kilowatt

Der grundzuständige Messstellenbetreiber bekommt mehr Pflichtfälle. Artikel 3 des Entwurfs ändert § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes: Erzeugungsanlagen mit mehr als 2 Kilowatt statt heute mehr als 7 Kilowatt werden mit intelligentem Messsystem und Steuerungseinrichtung ausgestattet.

Warum das zusammengehört, steht in § 10b. Wer direkt vermarktet, muss dem Direktvermarkter jederzeit die Ist-Einspeisung liefern und ihm die Fernsteuerung erlauben. Heute gilt das für Anlagen über 25 Kilowatt, der Entwurf streicht diese Grenze und schreibt einfach "Anlagenbetreiber". Wie das über das Smart-Meter-Gateway läuft, beschreibt unser Beitrag zur Direktvermarktung mit Fernsteuerung über das SMGW. Mit dem Entwurf rutscht diese Kette in das Einfamilienhaus.

Die Bundesregierung rechnet außerdem damit, dass ein Viertel der jährlich rund 135.000 neuen direkt vermarkteten Anlagen vorzeitig ausgestattet werden will, also 33.750 Einbauten auf Kundenwunsch pro Jahr, zu einem Entgelt um 100 Euro. Das sind Termine, die nicht im Rollout-Plan stehen.

Und der Rollout-Plan ist schon voll. Zum 30. Juni 2026 zählte die Bundesnetzagentur 3,17 Millionen intelligente Messsysteme bei 54,1 Millionen Messpunkten, 26,1 Prozent der Pflichtfälle waren ausgestattet. Gegen 434 Unternehmen hat die Behörde seit März Aufsichtsverfahren eröffnet, 150 davon sind eingestellt. Die Quote für Erzeugungsanlagen rechnet heute schon in Kilowatt, das erklärt der Beitrag zur Rollout-Quote für Erzeugungsanlagen. Das Segment 2 bis 7 Kilowatt bringt viele Einbaufälle mit wenig Leistung.

Für die Quote ist das ungünstig. Für den Monteur auch.

Marktkommunikation: Direktvermarktung als Massengeschäft

Die größte Umstellung liegt in der Marktkommunikation. Heute ist Direktvermarktung ein Geschäft für Anlagen ab 100 Kilowatt, mit überschaubaren Fallzahlen. Der Entwurf schätzt, dass durch die Abschaffung der Einspeisevergütung jährlich rund 135.000 Anlagen zusätzlich direkt vermarktet werden, Steckersolargeräte nicht mitgerechnet. Er schreibt selbst dazu, die Entwicklung sei "aufgrund des Systemwechsels schwer zu prognostizieren".

Jede dieser Anlagen durchläuft Zuordnungen: Netzbetreiberabnahme mit Übergangszahlung, dann Wechsel zu einem Direktvermarkter, vielleicht später ein Wechsel zwischen Direktvermarktern oder zurück in die Abnahme. Der Wechsel ist nach § 21c des Entwurfs dem Netzbetreiber mitzuteilen, die erstmalige Zuordnung zur sonstigen Direktvermarktung löst zusätzlich die Mitteilung zum Bonus aus. Seit Juni 2025 laufen diese Prozesse an der erzeugenden Marktlokation in der GPKE, die Details stehen im Beitrag zur Integration der MPES-Prozesse in die GPKE. Die Prozesse existieren also. Ausgelegt sind sie auf eine andere Menge.

Wo es hakt, haben Direktvermarkter schon im Frühjahr gesagt. Lumenaza nannte gegenüber der ZfK im März 2026 die Technik vorhanden und die Lücke anderswo: "Die größte Herausforderung liegt aktuell in der Kommunikation und den Prozessen" zwischen Messstellenbetreiber, Netzbetreiber und Direktvermarkter. Der BDEW hat sich für die Pflicht zur Direktvermarktung ausgesprochen, aber erst ab 2030, nach dem Start des MaBiS-Hub und einem weiter fortgeschrittenen Rollout.

Für ein Stadtwerk laufen dabei zwei Datenströme, die heute oft in verschiedenen Systemen sitzen. Die Zuordnungswechsel in der Marktkommunikation, und die Zahlungsansprüche in der EEG-Abrechnung. Passen beide nicht zusammen, zahlt der Netzbetreiber einen Bonus für einen Monat, in dem die Anlage gar nicht direkt vermarktet war. Oder er zahlt nicht, obwohl sie es war.

Streit um die Kleinanlagen: Markt oder Vergütung?

Über kaum einen Teil des Entwurfs wird so hart gestritten. Die Positionen stehen sich mit Datum und Wortlaut gegenüber.

Die Bundesregierung schreibt in der Begründung: "Das bisherige 'produce and forget'-Modell für kleinere Anlagen ist daher nicht mehr zeitgemäß." Und weiter: Es werde "keinen Vertrauensschutz für neue Anlagen geben, dauerhaft ohne Direktvermarktung betrieben werden zu können, wenn Strom in das Netz eingespeist wird."

Der Bundesverband Solarwirtschaft hielt am 24. September 2026 dagegen. Der Entwurf sehe für neue Anlagen unter 25 Kilowatt "nur noch eine auf drei Jahre begrenzte Vergütung von 5,2 Cent je Kilowattstunde vor". Anschließend sollten auch private Betreiber ihren Solarstrom direkt vermarkten, "wofür absehbar weder die technischen noch wirtschaftlichen Voraussetzungen gegeben sind". Schon zum Kabinettsbeschluss am 29. Juli hatte der Verband die Übergangszahlung als Ersatz für 20 Jahre feste Vergütung zurückgewiesen.

Die Länderkammer ist gespalten. Vor der Bundesratssitzung am 25. September 2026 empfahl der Ausschuss für Städtebau laut pv magazine, "die Einspeisevergütung für Photovoltaik-Anlagen unter 25 Kilowatt beizubehalten" und die Übergangszahlung zu verlängern und anzuheben. Der Wirtschaftsausschuss wollte nicht zeitkritische Teile zurückstellen, bis eine umfängliche Folgenabschätzung vorliegt.

Von der Versorgerseite kommt Zustimmung mit Vorbehalt. Filip Thon, Chef von Eon Energie Deutschland, hält den Abschied von der festen Vergütung laut pv magazine für richtig. Die 50-Prozent-Grenze nicht: "Ein pauschaler Einspeisedeckel würde genau die Flexibilität begrenzen, die wir im Energiesystem brauchen."

Der Normenkontrollrat setzt an anderer Stelle an. In seiner Stellungnahme, die der Drucksache beiliegt, regt er an, die Schwelle für den Refinanzierungsbeitrag von 100 auf das europarechtlich zulässige Maß von 200 Kilowatt anzuheben, "und damit Gold-Plating zu vermeiden".

Wir entscheiden diesen Streit nicht. Für die Planung eines Netzbetreibers zählt etwas anderes: Der Entwurf kann sich bis zur Verabschiedung noch deutlich ändern, gerade beim 25-Kilowatt-Segment. Die Arbeit an Abrechnung, Rollout und Marktkommunikation fällt aber in fast jeder Variante an, die gerade diskutiert wird.

Die Chance für den Vertrieb eines Querverbund-Stadtwerks

Wenn der Entwurf so kommt, braucht jedes Jahr eine sechsstellige Zahl kleiner Anlagen einen Direktvermarkter. Der Entwurf selbst rechnet damit, dass das Angebot knapp werden kann, sonst hätte er der Bundesnetzagentur nicht die Befugnis gegeben, die Übergangszahlung zu verlängern, wenn "noch nicht genügend Direktvermarktungsunternehmen Angebote" für das Segment bereitstellen.

Ein Querverbund-Stadtwerk hat für diese Rolle Voraussetzungen, die ein überregionaler Anbieter erst aufbauen muss. Der Vertrieb kennt die Kunden im Versorgungsgebiet, führt einen Bilanzkreis und liefert oft schon den Reststrom an denselben Haushalt. Eine lokale Direktvermarktung für Kleinanlagen, gebündelt mit Speicher, Wärmepumpentarif oder einem Energiemanagementsystem, wäre eine naheliegende Erweiterung. Ob das Stadtwerk dafür selbst baut, einen Partner nimmt oder zukauft, haben wir im Beitrag zu HEMS und virtuellem Kraftwerk im Stadtwerk durchgespielt.

Reich wird damit niemand. Eine 10-kW-Anlage mit Speicher und Wärmepumpe speist wenig ein, und der Bonus endet nach vier Jahren. Das Geschäft trägt nur, wenn Zuordnung, Messwertempfang und Abrechnung ohne Handarbeit laufen. Dazu kommt ein Vertragsdetail: Nach § 10b Absatz 7 des Entwurfs vereinbaren Direktvermarkter und Anlagenbetreiber einen Schwellenwert, ab dem abgeregelt wird, etwa bei negativen Preisen, samt Kostenregel für den Fall, dass die Abregelung ausbleibt. Das ist ein Produktbaustein, kein Kleingedrucktes.

Bleibt die Entflechtung. Der Netzbetreiber sieht jede neue Anlage zuerst, im Anschlussverfahren. Diese Information darf der Vertrieb nicht bevorzugt nutzen. Ein Stadtwerk, das Direktvermarktung anbietet, muss den Zugang zum Kunden über den Vertrieb organisieren, nicht über das Anschlussportal. Und im Ortsnetz bleibt der Grundsatz, den wir im Beitrag zur netzdienlichen Flexibilität nach §14c EnWG beschrieben haben: im Engpass netzdienlich vor marktdienlich, auch für die eigenen Vertriebskunden.

Was Netz, MSB und IT jetzt vorbereiten sollten

Warten, bis das Gesetz im Bundesgesetzblatt steht, ist bei einem Inkrafttreten zum 1. Januar 2027 keine Option. Die Vorbereitung lässt sich so anlegen, dass sie auch bei Änderungen im Verfahren trägt.

Fünf Schritte bis zum Jahreswechsel

1. IT und Abrechnung: beim Systemhaus nachfragen

   Fragen Sie Ihren Anbieter für die EEG-Abrechnung jetzt, wann die Module für Netzbetreiberabnahme, Übergangszahlung und Bonus nach § 50c kommen und wie sie mit dem Einbaudatum des Gateways für die Regel zu negativen Preisen umgehen. Planen Sie Testzeit im Dezember ein. Im Januar ist es zu spät, denn die ersten Anlagen nach neuem Recht gehen am 2. Januar in Betrieb.

2. Netzanschluss: den Jahresendspurt einplanen

   Rechnen Sie mit mehr Inbetriebnahmen bis zum 31. Dezember 2026.

3. MSB: das Segment 2 bis 7 kW in die Rolloutplanung

   Schätzen Sie aus dem Marktstammdatenregister ab, wie viele neue Anlagen in Ihrem Gebiet pro Jahr in dieses Segment fallen, und legen Sie dafür Montagekapazität und Steuerboxen zurück. Die vorzeitigen Einbauten auf Kundenwunsch kommen dazu.

4. Marktkommunikation: das Volumen testen

   Spielen Sie die Zuordnungswechsel an der erzeugenden Marktlokation mit realistischen Mengen durch, nicht mit zehn Testfällen. Klären Sie, wie die Zuordnung aus der Marktkommunikation in die EEG-Abrechnung gelangt, und wer die Differenzen klärt, wenn beide Welten nicht übereinstimmen.

5. Geschäftsführung: den Vertrieb fragen

   Will das Haus Direktvermarkter für Kleinanlagen sein? Die Antwort muss nicht bis Januar stehen. Die Frage schon.

Bei einem Querverbundversorger in Norddeutschland begleiten wir seit 2024 das Netz-Portfolio mit rund 40 Initiativen. Regulatorische Änderungen mit Stichtag am 1. Januar sind dort nie an der Regel selbst gescheitert, sondern an der Frage, welches System zuerst liefern muss. Der Stand dieses Artikels ist der Regierungsentwurf. Wir aktualisieren ihn, wenn der Bundestag entschieden hat.

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Häufig gestellte Fragen