Energiepolitik

Halbe Leistung, ganzer Preis

Die EEG-Novelle 2027 streicht die feste Einspeisevergütung, drosselt neue Dachanlagen dauerhaft auf 50 Prozent Einspeiseleistung – und subventioniert parallel bis zu 11 Gigawatt neue Gaskraftwerke. Beides wird mit demselben Wort begründet: Kosteneffizienz. Eine Faktenprüfung.

21. August 2026 · Lesezeit ca. 9 Minuten

Es gibt in der deutschen Energiepolitik einen wiederkehrenden Trick: Man nennt eine Maßnahme „Marktintegration“, wenn man einer Gruppe etwas wegnimmt, und „Versorgungssicherheit“, wenn man einer anderen etwas gibt. In der EEG-Novelle 2027 lassen sich beide Vorgänge im selben Kabinettsbeschluss besichtigen – am 29. Juli 2026, im Abstand von wenigen Tagesordnungspunkten.

Vier Millionen Haushalte mit Solaranlage sollen erwachsen werden, Preissignalen folgen und unternehmerisches Risiko tragen. Gleichzeitig bekommt konventionelle Kraftwerksleistung eine staatlich garantierte Vergütung über fünfzehn Jahre, refinanziert über eine Umlage auf den Strompreis. Der Markt ist also gut genug für den Hausbesitzer, aber zu unsicher für den Konzern.

Bevor wir zur Empörung kommen: die Fakten. Sie sind unangenehm genug, dass man sie nicht überzeichnen muss.

1. Wo das Verfahren gerade steht – und warum das entscheidend ist

Die Novelle ist kein geltendes Recht. Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 zwei Regierungsentwürfe beschlossen: die EEG-Novelle 2027 und das begleitende Netzanschlusspaket, eine Änderung des Energiewirtschaftsrechts. Seit dem 14. August liegt der Entwurf als Bundesrats-Drucksache 470/26 vor. Die parlamentarische Beratung beginnt im September, die nächste Plenarsitzung des Bundesrats ist für den 25. September angesetzt. Inkrafttreten soll die Novelle zum 1. Januar 2027.

Das ist keine juristische Fußnote, sondern der einzige Grund, warum dieser Text überhaupt einen Zweck hat. Im parlamentarischen Verfahren sind Änderungen möglich – bei der ursprünglich geplanten ersatzlosen Streichung der Vergütung für Kleinanlagen sind sie bereits erfolgt.

Der Zeitdruck ist übrigens nicht erfunden. Die beihilferechtliche Genehmigung des geltenden Fördersystems durch die EU-Kommission läuft zum Jahresende 2026 aus. Ohne Neuregelung entstünde eine Förderlücke. Dass Brüssel den Kalender diktiert, erklärt aber nur das Tempo – nicht den Inhalt.

Bestandsschutz Wer seine Anlage bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb nimmt, behält die heutige Einspeisevergütung für zwanzig Jahre (§ 100 EEG). Rückwirkende Kürzungen hat es in über 25 Jahren EEG-Geschichte nicht gegeben. Alles Folgende betrifft ausschließlich Neuanlagen ab 2027.

2. Was im Entwurf tatsächlich steht

Ende der festen Einspeisevergütung

Für Neuanlagen ab dem 1. Januar 2027 entfällt die feste, über zwanzig Jahre garantierte Vergütung. An ihre Stelle tritt eine befristete Übergangszahlung von rechnerisch rund 5,2 ct/kWh für maximal 36 Monate, gestaffelt nach Inbetriebnahmejahr und Leistungsklasse. Der einheitliche anzulegende Wert für nicht ausgeschriebene Solaranlagen sinkt auf 6,2 ct/kWh; die bisher höheren Sätze für Gebäudeanlagen und die Klassen bis 10 und bis 40 kW entfallen. Danach: Direktvermarktung. Die Pflicht zur Direktvermarktung soll schrittweise von heute 100 kWp auf 25 kWp abgesenkt werden.

Zum Vergleich: Aktuell liegt die Vergütung bei 7,70 ct/kWh (Teileinspeisung, bis 10 kWp) beziehungsweise 12,22 ct/kWh (Volleinspeisung) – festgeschrieben für zwanzig Jahre. Aus zwei Jahrzehnten Kalkulationssicherheit werden drei Jahre Übergang.

Dauerhafte Kappung der Einspeiseleistung auf 50 Prozent

Das ist der Teil, der in der öffentlichen Debatte bislang untergeht – und der technisch der weitreichendere Eingriff ist. Neue Dachanlagen sollen ihre Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt dauerhaft auf die Hälfte der installierten Leistung begrenzen. Eine 12-kW-Anlage darf also maximal 6 kW ins Netz geben.

Entscheidend sind die Details:

• Gemessen wird am Hausanschluss, nicht an der PV-Anlage. Batterie und bidirektionales Laden hängen mit drin.
• Die Kappung gilt pauschal – unabhängig davon, ob ein intelligentes Messsystem verbaut ist, ob der Betreiber direktvermarktet, ob die Anlage steuerbar ist und ob im Netz gerade überhaupt Knappheit herrscht.
• Ausgenommen sind lediglich Steckersolargeräte und reine Nulleinspeise-Anlagen.
• Die Leistungsschwelle ist im Entwurf nicht endgültig geklärt: Die Kabinettsfassung nennt Gebäudeanlagen unter 100 kW, frühere Fassungen 25 kW.

Begründet wird das mit der Mittagsspitze und mit Anreizen zum Speicherzubau. Das ist der Punkt, an dem die Logik kippt: Wer einen Smart Meter, eine Steuerbox und eine Batterie installiert, wird nicht belohnt, sondern gleich behandelt wie jemand, der nichts davon tut. Eine Regel, die netzdienliches Verhalten und netzblindes Verhalten identisch behandelt, erzeugt keinen Anreiz – sie erzeugt eine Obergrenze.

Bemerkenswert: Selbst Verteilnetzbetreiber halten den Nutzen für begrenzt. Netze BW verweist darauf, dass für Anlagen ohne Steuertechnik ohnehin bereits eine 60-Prozent-Grenze gilt und die Absenkung auf 50 Prozent daher nur einen begrenzten zusätzlichen Effekt hätte – die Prognoseunsicherheit beim kleinteiligen Zubau sei deutlich größer als der Effekt der Absenkung.

Der Redispatch-Vorbehalt im Netzanschlusspaket

Netzbetreiber sollen Gebiete, in denen im Vorjahr mehr als 5 Prozent der theoretischen Einspeisung abgeregelt wurde, für bis zu sechs Jahre als „kapazitätslimitiert“ einstufen können. Ein Netzanschluss ist dort nur noch möglich, wenn der Betreiber für diese Zeit auf Entschädigung bei netzbedingter Abregelung verzichtet – gedeckelt auf maximal 20 Prozent der Jahreserzeugung, 18 Prozent in Windvorranggebieten. Gegenüber dem ersten Entwurf (3 Prozent, zehn Jahre) ist das entschärft. Der BEE hält sechs Jahre bei rund zwanzig Jahren Anlagenlaufzeit trotzdem für projektgefährdend.

3. Warum das Netz das eigentliche Geschäftsmodell ist

Hier lohnt sich der Blick auf die Zahlen, weil in der Debatte gern übertrieben wird – und Übertreibung ist bei dieser Faktenlage schlicht überflüssig.

Netzentgelte im Strompreis 2026 Rund 9,26 ct/kWh, das sind etwa 24,8 Prozent des Haushaltsstrompreises. Zum Vergleich: Steuern und Abgaben machen rund 33,9 Prozent aus, Beschaffung und Vertrieb rund 41,3 Prozent. Die Netzentgelte sind Anfang 2026 um 15,4 Prozent gesunken – allerdings nur, weil der Bund die Übertragungsnetzentgelte mit 6,5 Milliarden Euro aus dem Haushalt bezuschusst.

Wer also von „bis zu 50 Prozent Netzentgelte“ spricht, überzeichnet. Der eigentliche Befund ist unangenehmer als die Übertreibung: Die Netzentgelte wirken nur deshalb moderat, weil ein Milliardenbetrag aus Steuermitteln vorgeschaltet wurde. Die Kosten sind nicht verschwunden, sie sind umgebucht. Ab 2029 geht es nach Einschätzung im laufenden AgNes-Verfahren um rund 37 Milliarden Euro jährliche Netzkosten, die neu verteilt werden.

Und hier liegt der strukturelle Kern: Stromnetze sind natürliche Monopole. Ihre Erlösobergrenzen werden reguliert, und Bestandteil dieser Obergrenze ist eine kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung – für die laufende Regulierungsperiode 5,07 Prozent vor Körperschaftsteuer, für Neuinvestitionen ab 2024 hat die Bundesnetzagentur einen erhöhten Satz festgelegt.

Das bedeutet in der Praxis: Die Rendite hängt am investierten Anlagevermögen, nicht an der Intelligenz seiner Nutzung. Jeder Euro, der ins Netz verbaut wird, ist verzinstes Kapital. Jede Kilowattstunde, die durch dezentrale Flexibilität, Speicher oder Eigenverbrauch vermieden wird, ist es nicht. Wer in diesem System vorschlägt, den Netzausbau durch Flexibilität zu ersetzen, schlägt vor, die eigene Bilanz zu kürzen. Man muss keine Verschwörung annehmen, um vorherzusagen, welche Option sich in Positionspapieren durchsetzt.

Ein Monopol mit garantierter Kapitalverzinsung optimiert nicht auf Effizienz. Es optimiert auf Anlagevermögen. Das ist keine Unterstellung, das ist die Konstruktion.

4. Die andere Seite der Bilanz: 11 Gigawatt Gas

Parallel läuft das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG). Ab 2026 sollen zunächst rund 11 Gigawatt neue steuerbare Kapazität ausgeschrieben werden, davon 9 GW mit Langfristkriterium – faktisch moderne Gaskraftwerke. Verfügbar gehalten werden müssen sie über fünfzehn Jahre, am Netz spätestens 2031. Die Förderkosten sollen ab 2031 über eine Umlage auf die Stromkunden gewälzt werden.

Die Regierung kalkulierte im ursprünglichen Entwurf mit 1 bis 3 Milliarden Euro im Jahr 2031 und danach 0,9 bis 2,3 Milliarden jährlich. Im parlamentarischen Verfahren wurde allerdings die Gebotshöchstgrenze von 173.000 auf 244.000 Euro je Megawatt angehoben – ein Punkt, auf den die Deutsche Umwelthilfe hingewiesen hat.

Zur Einordnung der kursierenden Milliardenzahlen Rechnet man 11 GW an der neuen Gebotsobergrenze über fünfzehn Jahre Vorhaltung durch, landet man in der Größenordnung von rund 40 Milliarden Euro. Das ist eine Obergrenzen-Rechnung, keine amtliche Prognose: Zuschläge fallen in Auktionen typischerweise unter den Höchstwert, und ein Claw-Back-Mechanismus soll Überförderung begrenzen. Wer die Zahl verwendet, sollte sie als das kennzeichnen, was sie ist – sonst liefert man die Angriffsfläche gleich mit.

Zum Vergleich am anderen Ende: Die Einspeisevergütung, deren Abschaffung mit Kostenargumenten begründet wird, kostete 2026 rund 16,5 Milliarden Euro – für ein System, das über vier Millionen private Haushalte zu Produzenten gemacht hat. Und die Redispatch-Kosten, mit denen der Netzumbau begründet wird, lagen 2025 bei über drei Milliarden Euro jährlich.

5. Was an der Reform richtig ist

Wer nur die Gegenseite zitiert, macht es sich zu leicht. Drei Punkte, die man ernst nehmen muss:

Kleine Dachanlagen rechnen sich zunehmend ohne Förderung. Bei einem Bezugspreis von 30 bis 35 ct/kWh ist jede selbst verbrauchte Kilowattstunde vier- bis fünfmal so viel wert wie die eingespeiste. Die Einspeisevergütung ist längst nicht mehr die Rendite, sondern ein Rest. Und die Mehrwertsteuerbefreiung auf Anlage und Installation ist wirtschaftlich deutlich mehr wert als die verbleibenden Cent.

Die 50-Prozent-Kappung ist mit Speicher weniger dramatisch, als sie klingt. Begrenzt wird die Leistung, nicht die Energiemenge. Wer speichert, lädt die gekappte Mittagsspitze ein, statt sie zu verlieren. Erfahrungswerte aus der bestehenden 60-Prozent-Regel liegen im niedrigen einstelligen Prozentbereich Ertragsverlust. Ohne Speicher wird es allerdings spürbar – und genau das ist die Absicht.

Systemintegration ist überfällig. Ein Fördersystem, das unabhängig von Netzsituation und Marktpreis auszahlt, ist auf Dauer nicht haltbar. Das DIW formuliert die Kritik präzise: Nicht die Richtung stimmt nicht, sondern die Reihenfolge. Smart Meter, digitale Infrastruktur, Speicher und bezahlbare Direktvermarktungsangebote müssten vorher flächendeckend verfügbar sein. Werden die Vergütungen zuerst zurückgefahren, droht bei Dachphotovoltaik und Bürgerenergie ein Investitionsdämpfer.

Genau daran hängt die ganze Reform: Direktvermarktung für eine 8-kW-Anlage ist heute weder technisch noch wirtschaftlich flächendeckend tragfähig. Das Fraunhofer ISE und die Fachverbände sagen das offen. Man verlangt von vier Millionen Haushalten den Sprung in einen Markt, dessen Infrastruktur noch nicht existiert – und kappt ihnen vorsorglich die halbe Leistung.

6. Was jetzt zu tun ist

1. Wer 2026 bauen kann, baut 2026. Inbetriebnahme bis 31. Dezember sichert zwanzig Jahre feste Vergütung und schließt die geplante Dauerkappung aus. Das ist keine Panikmache, das ist der Wortlaut von § 100 EEG.
2. Speicher neu bewerten. Unter den neuen Regeln ist die Batterie kein Renditeoptimierer mehr, sondern die Voraussetzung dafür, dass die Anlage überhaupt ihre Leistung nutzen darf. Wer 2027 plant, plant Speicher, Wärmepumpe und Wallbox als ein System – oder verschenkt die Mittagsspitze.
3. Das parlamentarische Verfahren nutzen. Die Kappung pauschal zu setzen, statt sie an fehlende Steuerbarkeit zu koppeln, ist der angreifbarste Punkt des Entwurfs – nicht zuletzt, weil ihn Netzbetreiber selbst infrage stellen. Wer Abgeordnete kennt, hat bis Ende September ein Zeitfenster.
4. Die richtige Frage stellen. Nicht: Wie teuer ist die Einspeisevergütung? Sondern: Warum verdient Kapital im regulierten Netz eine garantierte Verzinsung, während Kapital auf dem Dach ins Marktrisiko geschickt wird? Beides ist Infrastruktur. Nur eines davon gehört den Bürgern.

Der Rahmen ist noch nicht zementiert. Er wird es im Herbst.

Quellen

• Bundesregierung: Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket, 29. Juli 2026
• BMWE: EEG-Novelle und Netzanschlusspaket, 29. Juli 2026
• ARQIS: EEG-Novelle und Netzanschlusspaket im Kabinett – juristische Einordnung
• energie-experten.org: EEG 2027: Einspeise-Leistung soll auf 50 Prozent gedrosselt werden
• zfk: Aufreger Solarstrom-Drosselung: Was sagen Netzbetreiber?
• solaranlage-ratgeber.de: EEG-Beschluss: Einspeisevergütung für PV-Neuanlagen läuft aus
• ZDF: Neue Gaskraftwerke: Bundestag gibt grünes Licht
• strom-report.com: Strompreiszusammensetzung 2026
• Bundesnetzagentur: Reform der Netzentgeltsystematik Strom (AgNes), 27. Mai 2026
• Haufe / DIW: Solar-Förderung: 3 Jahre Vergütung statt 20 Jahre Sicherheit

Stand: 21. August 2026. Alle Angaben beziehen sich auf den Regierungsentwurf vom 29. Juli 2026 (BR-Drs. 470/26). Änderungen im parlamentarischen Verfahren sind möglich; die förderrelevanten Regelungen stehen zusätzlich unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission.