EEG 2027: Der Gesetzentwurf ist da — neue Regeln je Anlagengröße

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Das Bundeswirtschaftsministerium hat den offiziellen Gesetzentwurf für das EEG 2027 veröffentlicht. Was bislang als Arbeitspapier und geleakter Referentenentwurf kursierte, ist damit im formellen Gesetzgebungsverfahren angekommen — und der Entwurf hat es in sich: Das bisherige Fördersystem des EEG soll grundlegend umgebaut werden. Wir haben den Entwurf ausgewertet und zeigen, was für welche Anlagengröße gelten soll, wo noch offene Fragen liegen und was Investoren jetzt daraus machen.

Vom Leak zum offiziellen Verfahren: die Vorgeschichte

Der Weg zu diesem Entwurf war ungewöhnlich öffentlich. Zunächst kursierte ein internes Arbeitspapier des Ministeriums, dann gelangte ein erster Referentenentwurf vorab an die Fachöffentlichkeit — beides hatte in der Branche bereits für erhebliche Unruhe gesorgt, ohne dass es einen offiziellen Stand gab, auf den sich Planer verlassen konnten. Mit der Veröffentlichung durch das Bundeswirtschaftsministerium ist diese Phase beendet: Es gibt jetzt einen zitierfähigen Entwurfstext, zu dem Länder und Verbände formal Stellung nehmen.

Inhaltlich bestätigt der offizielle Entwurf die Grundlinien der Vorabversionen — und er fügt sich in einen größeren Rahmen. Die EU-Strommarktreform verlangt für staatlich geförderte Neuanlagen ab Mitte 2027 zweiseitige Differenzverträge oder gleichwertige Mechanismen. Deutschland gestaltet mit dem Refinanzierungsbeitrag also aus, was europarechtlich ohnehin ansteht. Wer den Entwurf als kurzlebige politische Idee abtut, unterschätzt deshalb die Verbindlichkeit der Richtung.

Das Wichtigste in Kürze

Der Entwurf verabschiedet sich vom Prinzip der garantierten Einspeisevergütung, wie es Betreiber seit über zwei Jahrzehnten kennen. An seine Stelle treten — je nach Anlagengröße — Direktvermarktung als Standard, ein einheitlicher anzulegender Wert für Aufdachanlagen, ein neuer „Refinanzierungsbeitrag” mit symmetrischer Chance-Risiko-Verteilung und eine ausgeweitete Ausschreibungspflicht. Gleichzeitig hat der Bundesgerichtshof die Rechte laufender Anlagen gestärkt: Abschlagszahlungen auf Vergütung und Marktprämie sind künftig verbindlich bis zum 15. des Folgemonats fällig.

Kleinanlagen unter 25 kWp: Einspeisevergütung vor dem Aus

Für neue Anlagen unter 25 kWp soll die klassische Einspeisevergütung komplett entfallen. An ihre Stelle tritt für eine Übergangszeit die sogenannte „Netzbetreiberabnahme” — der Netzbetreiber nimmt den Strom ab, ohne dass der feste Vergütungsanspruch des heutigen EEG fortbesteht. Mittelfristig sieht der Entwurf vor, dass auch Kleinanlagen der Direktvermarktungspflicht unterliegen.

Für private Dachanlagen wäre das ein Systembruch. Die Wirtschaftlichkeit kleiner Anlagen würde sich noch stärker als bisher auf den Eigenverbrauch verlagern. Für gewerbliche Investoren ab 150 kWp ist dieses Segment weniger relevant — es zeigt aber, wie konsequent der Entwurf das alte Fördersystem beendet.

Ab 25 kWp: Direktvermarktung wird Pflicht

Anlagen ab 25 kWp müssen ihren Strom nach dem Entwurf verpflichtend über die Direktvermarktung veräußern. Als Alternativen blieben nur die unentgeltliche Abnahme durch den Netzbetreiber oder die Nulleinspeisung — wirtschaftlich also keine echten Optionen. Zum Vergleich: Heute greift die Direktvermarktungspflicht erst ab 100 kWp.

Die Absenkung der Schwelle von 100 auf 25 kWp würde zehntausende Gewerbeanlagen neu in die Direktvermarktung zwingen. Wer heute plant, sollte die Fernsteuerbarkeit und die Direktvermarkter-Anbindung von Anfang an mitdenken — bei professionell betriebenen Anlagen ist das ohnehin Standard.

Aufdachanlagen 25 bis 750 kWp: Einheitswert von 6,2 Cent

Für Aufdachanlagen zwischen 25 und 750 kWp sieht der Entwurf einen einheitlichen anzulegenden Wert von 6,2 ct/kWh vor, aus dem sich die Marktprämie errechnet. Die bisherige Staffelung nach Leistungsklassen entfiele ebenso wie der Bonus für Volleinspeisung, der ersatzlos gestrichen werden soll.

Das wäre eine spürbare Absenkung gegenüber den heutigen Vergütungssätzen — die aktuellen Werte finden Sie laufend gepflegt in unserer Übersicht Aktuelle EEG-Sätze & Marktdaten. Entscheidend für die Einordnung: Der anzulegende Wert gilt jeweils für Neuanlagen ab Inkrafttreten. Wer vorher in Betrieb nimmt, sichert sich den dann geltenden Rahmen — mit dem bewährten Bestandsschutz über die gesamte Förderdauer.

Die 50-Prozent-Wirkleistungsbegrenzung — mit offener Flanke

Neu ist eine Wirkleistungsbegrenzung von 50 Prozent für die Einspeisung: Anlagen dürften dauerhaft nur die Hälfte ihrer Nennleistung ins Netz einspeisen. Bemerkenswert ist, was der Entwurf offenlässt — nämlich ob diese Begrenzung für Anlagen bis 25 kWp oder bis 100 kWp gelten soll. Genau solche Unschärfen werden jetzt im Stellungnahmeverfahren adressiert.

Für Betreiber wäre die Grenze weniger dramatisch, als sie klingt: PV-Anlagen erreichen ihre volle Nennleistung nur in wenigen Stunden des Jahres, und in Kombination mit Eigenverbrauch oder Speicher lässt sich der Kappungsverlust deutlich reduzieren. Trotzdem gilt: Je nachdem, wo die Schwelle landet, verändert sich die Auslegungslogik künftiger Projekte.

Ab 100 kWp: Marktprämie plus „Refinanzierungsbeitrag”

Für Anlagen ab 100 kWp will der Entwurf das bekannte Marktprämienmodell um einen Refinanzierungsbeitrag ergänzen. Das Prinzip ist eine symmetrische Absicherung nach dem Vorbild zweiseitiger Differenzverträge: Liegt der an der Strombörse erzielte Jahresmarktwert unter dem gesetzlich festgelegten anzulegenden Wert, erhält der Betreiber die Differenz vom Staat. Liegt der Jahresmarktwert darüber, muss der Betreiber den Mehrerlös als Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber abführen.

Aus Investorensicht bedeutet das: Das Abwärtsrisiko bleibt abgesichert — schwache Strompreisjahre werden ausgeglichen. Im Gegenzug entfallen die Übergewinne starker Preisjahre. Die Kalkulation wird dadurch planbarer, aber gedeckelter. Wie diese CfD-Mechanik im Detail funktioniert und was die EU dazu vorschreibt, haben wir hier analysiert: EEG-2027-Reform für gewerbliche PV-Investoren.

Ab 750 kWp: Ausschreibung für alle

Anlagen ab 750 kWp müssen nach dem Entwurf grundsätzlich an einer Ausschreibung teilnehmen, um überhaupt einen Zuschlag für einen anzulegenden Wert zu erhalten. Für Freiflächenparks ist das heute schon ab 1 MWp Realität — der Entwurf senkt die Schwelle und zieht auch große Dachanlagen konsequent in den Wettbewerbsmechanismus.

Für Projektierer heißt das: mehr Wettbewerb um Zuschläge, professionellere Gebotsstrategien und ein weiterer Grund, Projekte über 750 kWp mit erfahrenen Partnern zu entwickeln.

Übersicht: Was der Entwurf je Anlagengröße vorsieht

Was der Entwurf für Investoren bedeutet

Drei Konsequenzen stechen heraus. Erstens: Bestandsschutz bleibt das stärkste Asset. Anlagen, die vor Inkrafttreten der Reform in Betrieb gehen, behalten ihren Vergütungsrahmen über die gesamte Förderdauer von 20 Jahren. Wer den heutigen Rechtsrahmen nutzen will, hat ein klar definiertes Zeitfenster — unsere Einordnung zum Stichtag: Investitionsstichtag 31.12.2026.

Zweitens: Die Steuerhebel bleiben unberührt. Investitionsabzugsbetrag (50 % nach § 7g EStG), Sonder-AfA (40 %) und degressive AfA (15 %) sind Steuerrecht, nicht EEG — an der steuerlichen Attraktivität eines Photovoltaik-Direktinvestments ändert der Entwurf nichts.

Drittens: Planbarkeit ersetzt Spekulation. Der Refinanzierungsbeitrag deckelt Übergewinne, sichert aber schwache Jahre ab. Für langfristig kalkulierende Investoren mit Zielrenditen von 6–8 % p. a. ist das kein Beinbruch — es bestraft vor allem Geschäftsmodelle, die auf Strompreisspitzen wetten.

BGH stärkt Betreiber: Abschlag muss bis zum 15. fließen

Neben dem Entwurf gibt es höchstrichterliche Rückendeckung für laufende Anlagen: Der Bundesgerichtshof hat mit Urteil vom 10.02.2026 (Az. XIII ZR 3/25) klargestellt, dass Betreibern Abschlagszahlungen auf Einspeisevergütung und Marktprämie bis zum 15. des Folgemonats zustehen (§ 26 Abs. 1 EEG). Wird die Frist überschritten, tritt Verzug kraft Gesetzes ein — ohne dass es einer Mahnung bedarf.

Die Höhe des Abschlags muss laut BGH „angemessen” sein und sich am Liquiditätsinteresse des Betreibers orientieren. Das ist ein scharfes Schwert gegen eine verbreitete Praxis: Gerade Neuanlagen warten teils monatelang auf die erste Zahlung ihres Netzbetreibers. Was Sie konkret tun können, wenn Ihr Netzbetreiber nicht zahlt, haben wir hier zusammengestellt: Einspeisevergütung verspätet — das können Sie tun.

Checkliste: Was Projektplaner und Investoren jetzt prüfen sollten

Erstens der Zeitplan: Wer ein konkretes Projekt in der Pipeline hat, sollte Netzanschluss, Komponentenverfügbarkeit und Inbetriebnahmedatum realistisch gegen den möglichen Zeitpunkt des Inkrafttretens stellen. Der Bestandsschutz knüpft an die Inbetriebnahme an — nicht an Bestellung oder Baubeginn.

Zweitens die Vermarktungsstrategie: Da die Direktvermarktung nach dem Entwurf schon ab 25 kWp zur Pflicht würde, gehört die Direktvermarkter-Anbindung inklusive Fernsteuerbarkeit in jede neue Planung. Bei professionell betriebenen Gewerbeanlagen ist das heute schon gelebte Praxis und kein Mehraufwand.

Drittens die Kalkulationslogik: Künftige Projekte sollten nicht mehr primär über eine hohe Volleinspeisevergütung gerechnet werden, sondern über die Kombination aus Marktprämie, Eigenverbrauchs- oder PPA-Anteil und steuerlicher Optimierung. Der Entwurf bestraft Vergütungs-Maximierer und belohnt saubere Gesamtkonzepte.

Viertens die laufenden Zahlungen: Unabhängig von der Reform sollten Betreiber ihre Netzbetreiber-Abrechnungen prüfen. Mit dem aktuellen BGH-Urteil gibt es erstmals höchstrichterliche Klarheit über Fälligkeit und Verzug bei Abschlägen — ein Hebel, den viele Betreiber noch gar nicht nutzen.

Fünftens die Flexibilität: Wirkleistungsbegrenzung und Refinanzierungsbeitrag erhöhen den Wert von Batteriespeichern und steuerbarem Verbrauch. Wer Erzeugungsspitzen speichern oder in ertragsschwache Stunden verschieben kann, verliert durch die 50-Prozent-Kappung kaum Ertrag und optimiert zugleich seinen Jahresmarktwert. Speicher wandeln sich damit vom optionalen Zubehör zur strategischen Komponente künftiger Projektkalkulationen — ein Trend, den wir in unserem Speicher-Cluster seit Monaten begleiten.

Wie es jetzt weitergeht

Der Entwurf geht in die Länder- und Verbändeanhörung; danach folgen Kabinett und parlamentarisches Verfahren. Erfahrungsgemäß werden einzelne Punkte — etwa die offene 25/100-kWp-Frage bei der Wirkleistungsbegrenzung oder die Höhe des Einheitswerts — noch verändert. Wir beobachten das Verfahren laufend und aktualisieren unsere Analysen, sobald sich der Entwurf konkretisiert.

Häufige Fragen zum EEG-2027-Entwurf

Rechtsstand: Gesetzentwurf des BMWK, Stand Juli 2026 (Ausgabe 02/2026 der uns vorliegenden juristischen Mandanteninformation). Dieser Beitrag ersetzt keine Rechts- oder Steuerberatung. Steuerliche Angaben ohne Gewähr — individuelle Beratung empfohlen.