EEG Entwurf 2026: Was wird aus kleinen PV-Anlagen?

EEG Entwurf 2026: Die Novellierung des EEG 2027 und das Ende der Einspeisevergütung für Photovoltaik-Dachanlagen

1. Einleitung und historische Einordnung der Solarförderung in Deutschland

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) hat sich seit seiner Einführung im Jahr 2000 als eines der wirkungsvollsten industriepolitischen Instrumente der jüngeren deutschen Wirtschaftsgeschichte erwiesen. Das Gesetz schuf durch einen beispiellos simplen und effektiven Mechanismus die Grundlage für die globale Skalierung der Photovoltaik-Technologie (PV): Es garantierte Anlagenbetreibern eine feste, über 20 Jahre unveränderliche Einspeisevergütung für jede in das öffentliche Stromnetz eingespeiste Kilowattstunde (kWh).¹ Diese staatlich verbürgte Planungssicherheit reduzierte das Investitionsrisiko für private Haushalte, Landwirte und kleine bis mittelständische Unternehmen auf ein Minimum. Die Folge war ein massiver Zubau an dezentraler Erzeugungskapazität, der Deutschland zeitweise zum globalen Leitmarkt für Solarenergie machte und die Produktionskosten für Solarmodule weltweit durch Skaleneffekte drastisch senkte.⁴

Gegenwärtig steht dieses bewährte System jedoch vor einer historischen Zäsur. Ein vom Bundeswirtschaftsministerium unter der Ägide von Ministerin Katherina Reiche (CDU) erarbeiteter Referentenentwurf zur Novellierung des EEG für das Jahr 2027 sieht tiefgreifende systemische Veränderungen vor.¹ Das Kernstück dieser überaus kontrovers diskutierten Reformpläne bildet die vollständige Abschaffung der fixen EEG-Einspeisevergütung für neu installierte, kleine Photovoltaik-Dachanlagen bis zu einer installierten Leistung von 30 Kilowatt-Peak (kWp), in einigen Diskussionsentwürfen gar ab 25 kWp.⁵ An die Stelle der staatlich garantierten Mindestvergütung soll eine verpflichtende Direktvermarktung des dezentral erzeugten Solarstroms an der europäischen Strombörse treten.¹

Dieser abrupte Paradigmenwechsel markiert den strategischen Übergang von einer rein ausbauorientierten Subventions- und Mengenpolitik hin zu einem systemischen Ordnungsrahmen. In diesem neuen Paradigma sollen Marktintegration, zeitliche Flexibilität der Einspeisung und die allgemeine Versorgungssicherheit als gleichrangige Ziele definiert werden.³ Die politischen Entscheidungsträger argumentieren, dass erneuerbare Energien dem “Welpenschutz” entwachsen seien und sich nicht länger isoliert vom realen Marktgeschehen entwickeln dürften.³ Anlagenbetreiber sollen künftig starken ökonomischen Anreizen ausgesetzt sein, ihren Strom primär dann zu verbrauchen oder in Heimspeichern zwischenzuspeichern, wenn ein Überangebot im Netz herrscht (und die Preise an der Börse negativ sind), und ihn erst dann einzuspeisen, wenn die gesamtgesellschaftliche Nachfrage hoch ist.³

Während Bestandsanlagen, die vor dem potenziellen Inkrafttreten der neuen Regelung ans Netz gehen, durch einen umfassenden juristischen Bestandsschutz weiterhin für 20 Jahre ihre zugesicherte Vergütung erhalten werden, bedeutet der Entwurf für sämtliche künftigen Investoren einen harten Bruch.² Die deutsche Solarbranche, vertreten durch Fachverbände, sowie Verbraucherschützer und renommierte wissenschaftliche Institute wie das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) warnen eindringlich vor den massiven unbeabsichtigten Nebenwirkungen dieses Konzeptwechsels. Es wird in breiten Fachkreisen befürchtet, dass die immense bürokratische Komplexität und die ungelösten informationstechnischen Herausforderungen der Direktvermarktung den Zubau von privaten Dachanlagen drastisch einbrechen lassen könnten, da die Wirtschaftlichkeit vieler Anlagen im Eigenheimsegment nicht mehr gegeben sei.¹

Dieses Dossier analysiert die geplanten gesetzlichen Änderungen in all ihren Facetten. Es beleuchtet detailliert die wirtschaftlichen Auswirkungen auf private Haushalte, dekonstruiert die Stärken und Schwächen des Reiche-Gesetzesentwurfs und ordnet das politische Vorhaben in den größeren makroökonomischen und europäischen Kontext der laufenden Strommarktreform ein.

2. Der Status quo: Funktionsweise und Wirtschaftlichkeit des EEG bis 2026

Um die Tragweite der geplanten Reform vollumfänglich erfassen zu können, ist eine präzise Analyse des Status quo zwingend erforderlich. Bislang basierte das Renditemodell einer privaten Photovoltaikanlage auf zwei robusten und leicht prognostizierbaren Einnahmesäulen: Einerseits der massiven Reduktion der Haushaltsstromkosten durch den Eigenverbrauch des dezentral erzeugten Solarstroms (vermiedene Bezugskosten), andererseits der festen monetären Vergütung für den ins Netz eingespeisten Überschussstrom.³

2.1. Investitionskosten und Rahmenbedingungen im Jahr 2026

Im Jahr 2026 präsentieren sich die wirtschaftlichen Parameter für die Anschaffung einer Neuanlage noch als äußerst vorteilhaft für den Endverbraucher. Die Investitionskosten (CAPEX) für Photovoltaikanlagen haben einen historischen Tiefstand erreicht.⁴ Dies ist primär auf den extrem wettbewerbsintensiven Weltmarkt für Solarmodule, technologische Effizienzsteigerungen in der Fertigung sowie auf steuerliche Anreize zurückzuführen. So wurde in Deutschland für private PV-Anlagen bis 30 kWp der Mehrwertsteuersatz auf 0 Prozent gesenkt, was faktisch einen Rabatt von 19 Prozent auf die Bruttoinvestitionssumme bedeutet.⁴

Die spezifischen Systemkosten, also der Preis pro installiertem Kilowatt-Peak (kWp), sinken dabei signifikant mit zunehmender Anlagengröße aufgrund von Fixkostendegressionen (Skaleneffekten). Kosten wie die Gerüststellung, die Anfahrt des Handwerkers und der Anschluss an den Zählerschrank fallen unabhängig von der Anzahl der Module auf dem Dach an.

Tabelle 1: Durchschnittliche Marktdaten für Investitionskosten und Erträge von PV-Dachanlagen im Jahr 2026 (Werte auf Basis der Marktanalysen).⁴

Ein Lithium-Ionen-Batteriespeicher mit einer Kapazität von 10 Kilowattstunden (kWh), der den Eigenverbrauch erheblich steigert, erfordert derzeit eine zusätzliche Investition von etwa 4.200 bis 5.200 Euro.⁴

2.2. Die Mechanik der aktuellen Einspeisevergütung

Die Höhe der Einspeisevergütung ist im bestehenden EEG strikt gestaffelt und hängt von der installierten Leistung der PV-Anlage, der Art der Einspeisung (Teileinspeisung mit Eigenverbrauch vs. Volleinspeisung ohne Eigenverbrauch) sowie dem exakten Datum der Inbetriebnahme ab.³

Für Anlagen, die Anfang 2026 in Betrieb gehen, stellt sich die Vergütungsstruktur wie folgt dar:

Tabelle 2: EEG-Einspeisevergütungssätze für das Jahr 2026. Aufgrund des gesetzlichen Degressionsmechanismus sinken die Sätze halbjährlich um 1 Prozent.⁴

Um die Wirtschaftlichkeit greifbar zu machen, dient folgendes Referenzszenario: Ein typisches Einfamilienhaus beherbergt einen 4-Personen-Haushalt mit einem jährlichen Stromverbrauch von 4.500 kWh.¹² Installiert wird eine 10 kWp-Anlage auf einem nach Süden ausgerichteten Dach, was einer Investition von ca. 15.000 Euro (inklusive eines angemessenen Speichers oder Peripherie) entspricht.¹² Der durchschnittliche Strombezugspreis liegt bei 36 Cent/kWh mit steigender Tendenz.¹²

Durch eine intelligente Nutzung (und gegebenenfalls die Einbindung von Großverbrauchern wie einer Wärmepumpe) lassen sich beachtliche finanzielle Ströme generieren. Kann der Haushalt beispielsweise 8.400 kWh (bei Sektorenkopplung) des produzierten Stroms selbst nutzen, ergibt sich eine Ersparnis von rund 3.024 Euro pro Jahr (8.400 kWh × 0,36 €).¹² Speist die Anlage zusätzlich 3.600 kWh in das öffentliche Netz ein, generiert dies über die Einspeisevergütung von 7,86 Cent (bzw. dem zum Inbetriebnahmedatum gültigen Satz) weitere Einnahmen von rund 283 Euro.¹² Der Gesamtnutzen beläuft sich somit auf über 3.300 Euro jährlich, was zu einer soliden Amortisation der Anlage innerhalb von 8 bis 12 Jahren führt.⁴ Nach dieser Phase produziert die Anlage für weitere 10 bis 15 Jahre nahezu kostenlosen Strom, was einer Rendite von 4 bis 7 Prozent pro Jahr auf das eingesetzte Kapital entspricht.⁴

Genau diese ökonomische Vorhersehbarkeit, die das Fundament für die Akzeptanz der Energiewende in der Bevölkerung bildet, soll nun durch die Reformpläne des Wirtschaftsministeriums für Neuanlagen ab 2027 ersatzlos gestrichen werden.

3. EEG Entwurf 2026: Der Paradigmenwechsel und der Referentenentwurf des Wirtschaftsministeriums

Die Ankündigung von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche, die EEG-Förderung in ihrer bisherigen Form zu modifizieren, hat Schockwellen durch die Energiewirtschaft gesendet. Der aus dem Ministerium geleakte Referentenentwurf zielt nicht auf kosmetische Anpassungen ab, sondern intendiert eine fundamentale Neuausrichtung der deutschen Energiearchitektur.

3.1. Die Motivation hinter der Reform: Negative Strompreise und Systemkosten

Das wesentliche Narrativ, mit dem das Ministerium diesen drastischen Schritt rechtfertigt, stützt sich auf die wachsende Problematik negativer Strompreise an der Strombörse (EPEX SPOT).⁹ In den vergangenen Jahren hat sich das deutsche Erzeugungsprofil massiv verschoben. Photovoltaik und Onshore-Windenergie dominieren zunehmend den Strommix, während klassische Großkraftwerke (Kohle, Gas, Kernkraft) an Bedeutung verlieren oder planmäßig abgeschaltet wurden.⁸ Allein im Jahr 2025 lag der PV-Ausbau bei beachtlichen 17,5 Gigawatt, womit die Solarenergie erstmals Gas und Braunkohle in der Erzeugung überholte und nach der Windkraft zur zweitwichtigsten Stromquelle avancierte.¹⁵

Diese schiere Masse an wetterabhängiger (volatiler) Erzeugung führt an sonnen- und windreichen Tagen, insbesondere an Wochenenden mit geringer industrieller Nachfrage, zu einem massiven Überangebot an Strom. Nach den Mechanismen der Preisbildung (Merit-Order-Effekt) fällt der Börsenstrompreis in diesen Stunden auf null oder rutscht tief in den negativen Bereich. Das bedeutet, dass Produzenten theoretisch Geld dafür bezahlen müssen, ihren Strom in das überlastete Netz abgeben zu dürfen.⁹

Im aktuellen EEG-System sind Betreiber von privaten Dachanlagen gegen dieses Marktrisiko vollständig immunisiert. Egal, wie tief der Preis an der Börse fällt, der Netzbetreiber ist gesetzlich verpflichtet, den Solarstrom abzunehmen und mit den garantierten 7,78 Cent/kWh zu vergüten.¹¹ Die Differenz zwischen dem garantierten Tarif und dem negativen Börsenpreis muss aus dem sogenannten EEG-Konto beglichen werden, welches letztlich durch Steuermittel oder Netzentgelte vom Kollektiv der Verbraucher und Steuerzahler finanziert wird.¹⁶ Ministerin Reiche argumentiert, dass dieses System langfristig untragbar sei. Das System müsse in Zukunft drastisch kosteneffizienter werden. Deshalb sei es ordnungspolitisch geboten, die garantierte Einspeisevergütung von PV-Strom in Zeiten von negativen Marktpreisen vollständig zu beenden und marktwirtschaftliche Signale bis zum Endverbraucher durchzureichen.⁹

3.2. Europarechtliche Vorgaben: Die Rolle von Contracts for Difference (CfD)

Neben der nationalen Kostendebatte dient dem Wirtschaftsministerium die europäische Gesetzgebung als primärer Hebel für die Reform. Die beihilferechtliche Genehmigung des aktuellen Erneuerbare-Energien-Gesetzes durch die Europäische Union läuft turnusgemäß Ende 2026 aus.⁹ Die EU-Kommission fordert für die Zeit danach ein neues, marktkonformes Fördersystem.⁹

Ein zentrales Element der europäischen Strommarktreform, die im Dezember veröffentlicht wurde, ist die Etablierung von zweiseitigen Differenzverträgen (Contracts for Difference, CfDs) als Leitmodell für die Förderung erneuerbarer Energien.⁵ Zweiseitige Differenzverträge sind komplexe Finanzinstrumente zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Staat (oder einer staatlichen Agentur). Bei Vertragsschluss wird ein fester Ausübungspreis (Strike Price) über eine Auktion oder administrativ ermittelt.¹⁸

• Fällt der Marktpreis an der Börse unter diesen Ausübungspreis, gleicht der Staat die Differenz aus (Preisstützung).
• Steigt der Marktpreis jedoch über den Ausübungspreis, ist der Anlagenbetreiber verpflichtet, die Übergewinne (Windfall Profits) an den Staat abzuführen (Rückzahlungsinstrument).⁵

Dieses System, das in Ländern wie den Niederlanden (die ihr SDE++ Programm durch CfDs ersetzen) und Großbritannien bereits erfolgreich angewandt wird, sichert Investoren gegen Preisverfälle ab, schützt den Staat aber gleichzeitig vor explodierenden Kosten und verhindert exzessive Gewinne auf Kosten der Stromkunden.⁶ Bundesminister Robert Habeck hatte dieses Instrument bereits im industriellen Sektor (Carbon Contracts for Difference) eingeführt, um Großunternehmen Planungssicherheit bei der Dekarbonisierung zu geben.¹⁸

Der entscheidende rechtliche Konfliktpunkt im Reiche-Entwurf ist jedoch der Anwendungsbereich: Die geltende EU-Leitlinie für 2027 schreibt die verpflichtende Einführung von CfDs explizit nur für große, kapitalintensive Kraftwerksneuanlagen (Windparks, große Freiflächen-PV, Atomkraftwerke) vor.⁵ Kleine Anlagen, wie die typischen privaten PV-Dachanlagen unter 30 kW, fallen ausdrücklich nicht unter diese Pflicht.⁵ Die EU-Kommission hat diese Ausnahme bewusst geschaffen, um Kleinanlagen durch vereinfachte Regelungen vor übermäßiger Bürokratie zu schützen.⁵

Experten, Verbände und Marktbeobachter bezweifeln daher stark, dass die EU-Vorgabe der wahre oder zwingende Grund für die geplante Abschaffung der Mindestvergütung für Kleinanlagen ist.⁵ Vielmehr nutzt das Ministerium den europarechtlichen Reformzwang als Vehikel, um eine tiefergehende Marktintegration auch für das Segment der Bürgerenergie durchzusetzen, was weitreichende Konsequenzen für die Akteure mit sich bringt.⁵ Das Ministerium diskutierte im Vorfeld vier Optionen für das EEG 2027, beginnend bei geringfügigen Anpassungen (Option 1) bis hin zur vollständigen Integration erneuerbarer Energien in den freien Markt (Option 4).⁸ Der aktuelle Vorstoß tendiert stark zur radikalen Option 4.

4. Die Verpflichtende Direktvermarktung: Technische und Ökonomische Hürden

Der Entwurf sieht vor, dass Betreiber kleiner Photovoltaik-Anlagen künftig in das System der verpflichtenden Direktvermarktung überführt werden, das bisher primär für Anlagen über 100 kWp (und mit Einschränkungen für Anlagen über 25 kWp) galt.¹ Um die Kritik der Branche zu verstehen, muss man die komplexe Mechanik der Direktvermarktung dekonstruieren.

4.1. Funktionsweise der Direktvermarktung

In der Direktvermarktung verkauft der Anlagenbetreiber seinen produzierten Strom nicht mehr zu einem festgelegten Tarif an den lokalen Verteilnetzbetreiber (wie z. B. die lokalen Stadtwerke), sondern an der Strombörse (EPEX SPOT in Paris oder Leipzig). Da ein privater Haushalt keinen direkten Zugang zum Börsenhandel hat und die viertelstundenscharfe Bilanzierung nicht bewältigen kann, muss er zwingend einen spezialisierten Dienstleister – den sogenannten Direktvermarkter – zwischenschalten.²

Bislang existierte für größere Anlagen das Modell der “geförderten Direktvermarktung”. Dabei verkauft der Direktvermarkter den Strom zum tagesaktuellen Börsenpreis. Lag dieser Preis (der “Marktwert Solar”) unterhalb eines im EEG festgelegten “anzulegenden Wertes”, zahlte der Netzbetreiber die Differenz in Form einer Marktprämie aus.²⁰ Zudem wurde zeitweise eine Managementprämie gewährt, um die Verwaltungskosten des Direktvermarkters zu kompensieren.²¹

Fällt nun, wie von Ministerin Reiche geplant, die EEG-Vergütung und damit der “anzulegende Wert” als Untergrenze für Kleinanlagen weg, befinden sich die Betreiber in der sogenannten “sonstigen Direktvermarktung”.²⁰ In diesem Szenario tragen die privaten Haushalte das volle und ungedeckelte Risiko der stark schwankenden Marktpreise.²

4.2. Bürokratische und finanzielle Belastungen für Kleinstanlagen

Der Transfer dieses für Großkraftwerke konzipierten Systems auf Millionen von Hausdächern birgt immense Reibungsverluste. Eine detaillierte Studie des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE), die im Auftrag der EWS Elektrizitätswerke Schönau eG durchgeführt wurde, legt die gravierenden Mängel dieser Strategie schonungslos offen.⁷ Die Autoren um die Projektleiterin Dr. Verena Fluri kommen zu dem fundierten Schluss, dass die bestehenden Prozesse in der Direktvermarktung für kleine Erzeugungseinheiten derzeit viel zu aufwendig, bürokratisch und kostenintensiv sind.¹

Aus technischer Sicht erfordert die Direktvermarktung eine Echtzeit-Datenverbindung. Jede teilnehmende PV-Anlage muss mit einem intelligenten Messsystem (Smart Meter Gateway) ausgestattet sein, das den Stromfluss extrem feingranular erfasst.²⁰ Noch gravierender ist die Notwendigkeit der Fernsteuerbarkeit. Der Direktvermarkter muss rechtlich und technisch in der Lage sein, die PV-Anlage des Kunden aus der Ferne abzuregeln (abzuschalten), sobald die Strompreise an der Börse ins Negative drehen, um Strafzahlungen zu vermeiden.²⁰ Zwar entfiel im Mai 2024 vorübergehend die Pflicht zur Fernsteuerbarkeit für Anlagen unter 25 kW in der Direktvermarktung, doch bei einem vollständigen Systemwechsel zur rein marktbasierten Vergütung ohne staatlichen Boden wird die Steuerbarkeit aus Risikogesichtspunkten zwingend erforderlich.²⁰ Der Rollout dieser Smart Meter in Deutschland verläuft jedoch notorisch schleppend. Der Branchenverband BSW-Solar kritisiert scharf, dass die lokalen Netzbetreiber die notwendigen administrativen und informationstechnischen Prozesse noch nicht massengeschäftstauglich beherrschen.¹

Daraus resultieren unverhältnismäßig hohe Fixkosten. Direktvermarkter verlangen für die Erstellung der Einspeiseprognosen, die Übernahme der Bilanzkreisverantwortung, den Zugang zur Börse und die monatliche Abrechnung signifikante Grundgebühren. Das Fraunhofer ISE warnt in seiner Studie davor, dass bei kleinen Anlagen (unter 10 kWp) diese fixen Gebühren für die Direktvermarktung im extremsten Fall bis zu 69 Prozent der erwirtschafteten Erlöse am Strommarkt regelrecht auffressen könnten.² Der wirtschaftliche Grenznutzen der Einspeisung für den Endkunden kollabiert dadurch. Anstatt die Energiewende zu demokratisieren, wird ein “Bürokratie-Monster” geschaffen, dessen Aufwand viele Privatpersonen von einer Investition abschrecken wird.²

5. Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit ab 2027

Die drastischen Änderungen im Vergütungsmechanismus zwingen zu einer fundamentalen Neuberechnung der Wirtschaftlichkeit (Return on Investment) privater Dachanlagen.

5.1. Der Paradigmenwechsel zum maximalen Eigenverbrauch

In den vergangenen Jahren ist der Jahresmarktwert Solar – also der durchschnittliche Erlös, den Solarstrom an der Börse erzielt – massiv unter Druck geraten. Während er in der Ausnahmezeit der Energiekrise im Jahr 2022 noch bei hochrentablen 22,30 Cent/kWh lag, kollabierte er im Jahr 2023 auf durchschnittlich 7,2 Cent/kWh.¹¹ In den sonnenreichen Sommermonaten der jüngeren Vergangenheit (z. B. im Juni 2025) fiel der monatliche Marktwert zeitweise sogar auf historische Tiefststände von 1,84 Cent/kWh.²⁰

Stellt man diesen Erlös von weniger als 2 Cent pro kWh den Kosten für die Direktvermarktung gegenüber, wird offensichtlich, dass der Verkauf von Solarstrom für Privathaushalte ab 2027 zu einem Verlustgeschäft mutieren kann. Wer seine PV-Anlage schon einige Jahre betreibt und dafür noch eine fixe Einspeisevergütung erhält (Bestandsschutz), darf sich glücklich schätzen.²⁰ Wer jedoch ab 2027 baut, steht vor einem harten Paradigmenwechsel: Das Modell „Einspeisen um jeden Preis“ stirbt aus – die Ära des maximalen Eigenverbrauchs beginnt unweigerlich.²

Die Berechnungen des Fraunhofer ISE belegen quantitativ, was dies für die Rentabilität bedeutet: Bei einer verpflichtenden Direktvermarktung des Stroms kleiner PV-Dachanlagen bis 30 Kilowatt müsste die Eigenverbrauchsquote des Haushalts um rund 15 Prozent höher liegen als bisher, um denselben wirtschaftlichen Ertrag und dieselbe Amortisationszeit wie unter dem bisherigen Regime der EEG-Vergütung zu erzielen.²

Um diese anspruchsvollen Eigenverbrauchsquoten von oft über 60 bis 70 Prozent zu erreichen, sind beträchtliche Zusatzinvestitionen in Sektorenkopplung und Flexibilitätsoptionen zwingend erforderlich.³

• Batteriespeicher: Die Rolle von Heimspeichern wird absolut essenziell. Ein Speicher nimmt die Produktionsspitzen der Mittagszeit auf und stellt die Energie für die Abend- und Nachtstunden bereit. Bereits 2025 wurden beachtliche 80 Prozent der Neuanlagen mit Speichern kombiniert, was Eigenverbrauchsquoten von 65 bis 70 Prozent ermöglichte.³ Eine weitere Steigerung der Quote durch noch größere Speicher (Überdimensionierung) auf bis zu 78 Prozent wäre technisch machbar, jedoch lassen sich die hohen Grenzkosten für den zusätzlichen Speicherplatz betriebswirtschaftlich kaum noch amortisieren.²⁵
• Energiemanagementsysteme (HEMS) und Großverbraucher: Ein hohes Potenzial liegt in der intelligenten Steuerung von Wärmepumpen und Elektroautos. Eine smarte Wallbox, die das E-Auto exakt dann lädt, wenn die Sonne scheint, oder eine Wärmepumpe, die den Pufferspeicher des Hauses am Mittag thermisch auflädt (was 2.000 bis 4.000 kWh zusätzlichen Solarstromverbrauch pro Jahr bedeuten kann), werden zu den eigentlichen Renditetreibern.²
• Dynamische Stromtarife: In Kombination mit intelligenten Zählern (Smart Metern) erlauben dynamische Tarife, deren Preise stündlich an die Börse gekoppelt sind, eine Optimierung. Der Haushalt bezieht günstigen Netzstrom, wenn der Wind stark weht, und nutzt den gespeicherten Solarstrom, wenn die Börsenpreise (meist morgens und abends) hoch sind.²

5.2. Der Kannibalisierungseffekt der Erneuerbaren Energien

Ein besonders perfider makroökonomischer Effekt trübt jedoch selbst die Aussichten für den maximierten Eigenverbrauch. In der energieökonomischen Fachsprache wird dies als “Kannibalisierungseffekt” bezeichnet, den das Fraunhofer ISE in seiner Analyse treffend zusammenfasst: Die erneuerbaren Energien graben sich gewissermaßen selbst das Wasser ab.²⁵

Die Logik dahinter ist stringent: Erneuerbare Energien (Wind und Solar) haben Grenzkosten von nahezu null (Betriebskosten für die Erzeugung einer zusätzlichen Kilowattstunde). Je mehr PV-Anlagen und Windräder zugebaut werden, desto häufiger decken sie den gesamten Strombedarf Deutschlands. Dadurch drücken sie den durchschnittlichen Strompreis an der Großhandelsbörse massiv nach unten.²⁵ Ein sinkender Börsenstrompreis führt mittelfristig (trotz Steuern und Netzentgelten) auch zu einem sinkenden Preis für den regulären Haushaltsstrom, den der Verbraucher von seinem Versorger bezieht.²⁵

Die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage bemisst sich jedoch primär aus der Differenz zwischen den Gestehungskosten für den eigenen Solarstrom (ca. 8 bis 11 Cent/kWh) und den vermiedenen Kosten für den zugekauften Haushaltsstrom (aktuell ca. 36 Cent/kWh).⁴ Sinkt nun der Preis für den Haushaltsstrom in den kommenden Jahren strukturell ab, schmilzt genau diese entscheidende Preisdifferenz dahin. Die Einsparung pro selbst genutzter Kilowattstunde wird geringer, was die Amortisationszeit der Solaranlage trotz hohen Eigenverbrauchs in die Länge zieht.²⁵ Die Dach-Photovoltaik leidet somit zunehmend unter dem Erfolg ihrer eigenen technologischen Überlegenheit.

6. EEG Entwurf 2026: Schwächen des Gesetzentwurfs und volkswirtschaftliche Risiken

Die Publikation der Reformpläne durch das Wirtschaftsministerium hat einen Sturm der Entrüstung bei Branchenvertretern, Verbänden und Umweltschützern ausgelöst. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar), die stärkste politische Stimme der Branche, hat eine ausgesprochen scharfe Stellungnahme abgegeben. Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig klassifiziert den Gesetzentwurf als “Frontalangriff auf die Energiewende in Deutschland”.¹ Die Kritik entzündet sich primär an zwei massiven strategischen Fehlkalkulationen des Entwurfs.

6.1. Der “Shrinking Roof”-Effekt (Schrumpfende Dachanlagen)

Das aus systemischer Sicht gravierendste Risiko ist eine drastische Fehlallokation von Ressourcen, bekannt als der “Shrinking Roof”-Effekt. Wenn der primäre und fast ausschließliche wirtschaftliche Treiber einer privaten PV-Anlage der maximale Eigenverbrauch ist, während die Einspeisung des Überschusses an die Börse durch hohe Vermarktungsgebühren wertlos oder gar defizitär wird, ändert sich das rationale Investitionsverhalten der Bürger diametral.²⁵

Projektleiterin Dr. Verena Fluri vom Fraunhofer ISE skizziert dieses Verhalten präzise: Das probateste Mittel für Haushalte, um auf die Streichung der Vergütung zu reagieren, ist die schlichte Verkleinerung der Solaranlage.⁷ Anstatt das gesamte nach Süden oder Osten/Westen ausgerichtete Dach mit Modulen zu belegen (z. B. 10 kWp), wird der Anlagenbauer dem Kunden raten, nur eine kleine Anlage (z. B. 4 kWp) zu installieren, die exakt auf die Grundlast des Hauses zugeschnitten ist.²⁵ Bei einer Reduktion von zehn auf vier Kilowatt trifft eine deutlich geringere Strommenge auf denselben Haushaltsbedarf, wodurch der prozentuale Anteil des Eigenverbrauchs sofort auf lukrative 60 Prozent und mehr ansteigt.²⁵

Mikroökonomisch ist diese Entscheidung für den Hausbesitzer völlig rational, makroökonomisch ist sie für die deutsche Energiewende jedoch eine Katastrophe.⁷ Kostbare, bereits baulich erschlossene Dachflächen bleiben ungenutzt. Die Grenzkosten für die Installation zusätzlicher Solarmodule, wenn das Gerüst bereits steht, die Handwerker vor Ort sind und der Wechselrichter ohnehin installiert werden muss, sind verschwindend gering. Wenn dieses enorme Flächenpotenzial aus Gründen fehlender finanzieller Anreize nicht gehoben wird, fehlen dem deutschen Stromsystem entscheidende, dezentrale Erzeugungskapazitäten.²⁸

Besonders kritisch ist dieser Kapazitätsverlust in den Herbst- und Wintermonaten (der sogenannten Dunkelflaute). Eine große 10 kWp-Anlage produziert an einem bewölkten Dezembertag durch diffuses Licht noch immer ausreichend Energie, um beispielsweise die Wärmepumpe des Hauses teilweise zu betreiben. Eine künstlich klein dimensionierte 4 kWp-Anlage liefert im Winter hingegen kaum noch nennenswerte Erträge. Dem System fehlt somit Winterstrom, was den Ausbau von ökologisch umstritteneren Freiflächenanlagen in der Natur oder gar den Weiterbetrieb von fossilen Reservekraftwerken erzwingen wird. Der Politiker und Umweltexperte Sven Giegold warnt eindringlich davor, dass eine schlichte Abschaffung der Einspeisevergütung dazu führt, dass Dächer nicht mehr “vollgemacht” werden und eine rein egoistische Optimierung des Eigenverbrauchs stattfindet, anstatt überschüssige Energie netzdienlich mit den Nachbarn zu teilen.²⁸

6.2. Gefahr für die Akzeptanz und die Bürgerenergie

Ein weiterer fataler Schwachpunkt des Entwurfs ist die psychologische Wirkung auf den Markt. Die deutsche Energiewende wurde in den letzten zwei Jahrzehnten nicht von Großkonzernen, sondern von Millionen engagierter Bürger, Landwirte und mittelständischer Betriebe getragen, die ihr privates Kapital mobilisierten. Die Komplexität der Börsenvermarktung und die Unsicherheit über künftige Strompreise zerstören die bisherige “Bankability” (Kreditwürdigkeit) von privaten PV-Projekten.

Eine im Auftrag des BSW-Solar vom renommierten Meinungsforschungsinstitut YouGov durchgeführte repräsentative Umfrage liefert alarmierende Prognosen: Sollte die staatliche Förderung für neue private Solarstromanlagen komplett gestrichen werden, würden nur noch 40 Prozent der interessierten Immobilienbesitzer die Anschaffung einer Dachanlage überhaupt noch in Erwägung ziehen.¹ Dies käme einem faktischen Stopp privater Investitionen gleich.¹

Dieser Dämpfer trifft die Branche zu einem denkbar ungünstigen Zeitpunkt. Bereits in den vergangenen zwei Jahren war die Nachfrage im lukrativen Heimsegment spürbar rückläufig. Während im Boom-Jahr 2023 noch acht Gigawatt an installierter Leistung im Kleinanlagensegment zugebaut wurden, sank dieser Wert bis zum Jahr 2025 auf nur noch rund fünf Gigawatt ab.¹ Alexander Sladek, Vorstand der EWS Elektrizitätswerke Schönau eG, warnt eindrücklich vor den Konsequenzen: “Ein überstürzter Ausstieg aus der EEG-Vergütung würde Kleininvestoren, wie zum Beispiel die Bürgerenergie, direkt treffen, weil die Anlagen sich kaum noch rechnen.”.²³ Er befürchtet, dass die gesamte Energiewende massiv ausgebremst wird.²³

Der BSW-Solar verweist zudem auf die massiven industriepolitischen Kollateralschäden. Eine Umsetzung des Reiche-Entwurfs würde in einem Markteinbruch münden, der zehntausende Arbeitsplätze im lokalen Handwerk (Installateure, Dachdecker, Elektriker) sowie in der deutschen und europäischen Zulieferindustrie gefährden würde.¹ Der Verband kritisiert scharf, dass diese Pläne nicht nur von den im Koalitionsvertrag verankerten Zielen zur Stärkung der dezentralen Energiewende abweichen, sondern auch im eklatanten Widerspruch zum Wählerwillen stehen.¹ Umfragen belegen, dass 78 Prozent der Gesamtbevölkerung (und bemerkenswerte 86 Prozent der Anhänger der Union) einen beschleunigten oder zumindest stetigen Ausbau der Solarenergie nachdrücklich befürworten.¹

7. Stärken des Entwurfs: Systemdienlichkeit und Netzstabilität

Trotz der massiven, teils berechtigten Kritik der Branchenverbände und Verbraucherschützer weisen die Grundüberlegungen des Bundeswirtschaftsministeriums erhebliche volkswirtschaftliche und netztechnische Stärken auf, die eine tiefgreifende Reform des Systems aus makroökonomischer Sicht nahezu unumgänglich erscheinen lassen.³

Der zentrale ordnungspolitische Vorteil des Entwurfs liegt in der radikalen Reduktion systemischer Ineffizienzen. Das ursprüngliche EEG-Vergütungssystem wurde für eine Ära konzipiert, in der erneuerbarer Strom knapp, die Technologie extrem teuer und das Netz primär auf Großkraftwerke ausgerichtet war. Heute ist das Paradigma invertiert: Photovoltaik und Windenergie dominieren die Stromerzeugung.⁸ Das ungesteuerte, bedingungslose Einspeisen von Millionen von Kleinstanlagen in den Mittagsstunden eines sonnigen Sonntags führt regelmäßig zu massiven Netzengpässen auf Verteilnetzebene und zu extremen negativen Preisausschlägen an der europäischen Strombörse.³ Das aktuelle EEG belohnt Betreiber finanziell für die Erzeugung und Einspeisung von Strom, der zu diesem spezifischen Zeitpunkt physikalisch und ökonomisch völlig wertlos, ja sogar schädlich für die Systemstabilität ist.

Der harte Wegfall der fixen Einspeisevergütung und der Wechsel in die Direktvermarktung erzwingt eine Marktdisziplin, die zwingend erforderlich ist, um langfristig ein stabiles, bezahlbares und effizientes Stromsystem aufrechtzuerhalten.³ Durch den direkten Preisdruck der Börse werden komplexe marktwirtschaftliche Preissignale ungedämpft bis an die Steckdose des Endverbrauchers weitergegeben: Wer Strom flexibel verbraucht oder durch Speicher dem Netz vorenthält, wenn ohnehin ein massives Überangebot besteht, profitiert finanziell.³ Dieses flexibilisierte Verhalten (Demand Side Management) entlastet die überlasteten Stromnetze erheblich, kappt die extremen Einspeisespitzen zur Mittagszeit (Peak Shaving) und reduziert perspektivisch die Häufigkeit negativer Strompreise.³ Erneuerbare Energien liefern dann nicht länger nur “dumme” grüne Kilowattstunden, sondern tragen aktiv zur Stabilisierung des komplexen Stromsystems bei.³

Ein weiteres, starkes Argument der Reformbefürworter ist die drastische Entlastung des Staatshaushalts und damit mittelbar der Gesamtheit der Stromkunden. Die Zahlung von garantierten Einspeisevergütungen bei gleichzeitigen negativen Marktpreisen stellt ein ökonomisches Paradoxon und eine enorme finanzielle Belastung für das staatlich verwaltete EEG-Konto dar.⁹ Ministerin Reiche argumentiert wirtschaftslogisch konsequent, dass die milliardenschwere Subventionierung von Energie in Zeiten, in denen der Markt eindeutig signalisiert, dass diese Energie nicht benötigt wird, beendet werden muss.⁹ Die Reform stellt somit sicher, dass die Energiewende nicht nur ökologisch zielführend bleibt, sondern auch in Zeiten hoher fiskalischer Defizite wirtschaftlich tragfähig gestaltet wird.³

Letztlich fungiert der finanzielle Druck des neuen Gesetzes als starker, unabdingbarer Katalysator für die überfällige Digitalisierung der deutschen Energiewirtschaft. Das alte Fördermodell war äußerst komfortabel für den Betreiber, behinderte jedoch durch seine Starrheit die Innovationsdynamik.² Der Zwang zur Marktintegration wird den schleppenden Rollout von Smart Metern (iMSys), intelligenten Wallboxen und integrierten Home Energy Management Systemen enorm beschleunigen, da diese Technologien plötzlich keinen Luxus mehr darstellen, sondern einen massiven finanziellen Return on Investment für den Endkunden aufweisen.² Die Flexibilität des Verbrauchers wird monetarisiert.

8. Begleitende regulatorische Prozesse: Das AgNes-Verfahren und Netzentgelte

Die geplante Revolution des EEG steht jedoch nicht im luftleeren Raum. Sie ist eng verwoben mit einem hochkomplexen administrativen Prozess, der derzeit tief im Maschinenraum der deutschen Energiewirtschaft, konkret bei der Bundesnetzagentur (BNetzA), abläuft: die Allgemeine Netzentgeltsystematik, kurz AgNes.⁸

Wenn die Rendite von dezentralen Photovoltaikanlagen, Heimspeichern und Elektroautos ab 2027 primär vom maximalen Eigenverbrauch und dem flexiblen Handel (Arbitrage) an der Strombörse abhängt, wird die Frage, welche Gebühren für die physische Nutzung des Stromnetzes anfallen, zur absoluten Überlebensfrage für diese Geschäftsmodelle.¹⁶

Bislang basierte die Netzentgeltregulierung in Deutschland fast ausschließlich auf der Abdeckung der enormen Kosten für den Bau, die Wartung und den Betrieb der Stromnetze durch den Verbraucher.¹⁶ Das Bundeswirtschaftsministerium und die Bundesnetzagentur arbeiten im Rahmen eines umfassenden “Netzpakets” daran, diese Entgelte dynamischer, verursachungsgerechter und flexibler zu gestalten.¹⁶

Ein besonders kritischer Aspekt für die sogenannten Prosumer (Produzenten und Konsumenten in einer Person) ist die steuerliche und abgabentechnische Behandlung von zwischengespeichertem Netzstrom. Nutzt ein Haushalt seinen Batteriespeicher ausschließlich als reinen Erneuerbare-Energien-Speicher (gemäß § 19 Abs. 3a EEG 2023), um den selbst erzeugten Solarstrom vom Dach für die Nacht aufzusparen, bleibt dies regulatorisch unproblematisch und ist weiterhin in Verbindung mit der Einspeisevergütung möglich.²⁶

Sollen diese Heimspeicher jedoch, wie es die Direktvermarktung und die Systemdienlichkeit ab 2027 zwingend erfordern, marktintegriert operieren – also in Zeiten negativer Börsenpreise (z. B. bei starkem Nachtwind) günstigen Netzstrom beziehen, speichern und diesen später im Haus verbrauchen oder teuer zurückspeisen –, entstehen massive regulatorische Barrieren. Wenn für den zwischengespeicherten Strom bei der Entnahme aus dem Netz und bei der potenziellen Rückspeisung ins Netz jeweils Steuern, komplexe Umlagen und die vollen Netzentgelte erhoben werden, wird die theoretische Arbitrage-Rendite (der Gewinn aus der Differenz zwischen billigem Einkauf und teurem Verkauf) durch die Abgabenlast sofort vollständig marginalisiert.²⁶

Zwar sieht § 21 des Energiefinanzierungsgesetzes (EnFG) bereits eine Saldierung bestimmter entnommener und zurückgespeister Strommengen vor, und auch bei Netzentgelten und der Stromsteuer (§ 118 Abs. 6 EnWG und § 5 StromStG) gelten Privilegierungen. Diese Regelungen begünstigen aktuell jedoch primär große, gewerbliche reine Netzspeicher, nicht aber die multifunktionalen Heimspeicher im Keller der Bürger.²⁶ Der Verbraucherzentrale Bundesverband (vzbv) mahnt in diesem komplexen Diskurs zur Vorsicht und warnt ausdrücklich davor, dass eine unangemessene Beteiligung von Kleinerzeugern an den allgemeinen Netzkosten (z.B. über neue, separate Einspeiseentgelte) die Wirtschaftlichkeit privater PV-Anlagen vollends ruinieren könnte.¹⁶ Bei nicht privaten Anlagen könnten solche Einspeiseentgelte zudem zu höheren Großhandelspreisen und einer Erhöhung der EEG-Förderkosten führen.¹⁶

Im laufenden AgNes-Prozess muss die Bundesnetzagentur daher dringend zeitnah und rechtssicher Festlegungen treffen, die eine klare Befreiung von doppelten Netzentgelten bei der Speicherein- und -ausspeicherung (auch für bidirektionale Ladepunkte von E-Autos) garantieren.²⁶ Ohne eine Harmonisierung der Netzentgelte mit den Zielen des EEG 2027 wird die von Katherina Reiche geforderte Flexibilisierung des Systems schlichtweg ökonomisch nicht darstellbar sein. Branchenverbände wie der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) betrachten die bisherigen Entwürfe des Netzpakets äußerst kritisch und werfen dem Ministerium vor, durch unklare Vorgaben “neue Konflikte statt Lösungen” zu schaffen, was den Ausbau der Erneuerbaren eher abwürge als befördere.⁸

9. Alternative Lösungsansätze und Marktdesigns

Die offensichtliche und fundamentale Dissonanz zwischen den berechtigten, makroökonomischen Zielen der Marktintegration einerseits und der offenkundigen finanziellen wie bürokratischen Überforderung des Kleinstanlagensegments andererseits erfordert zwingend alternative Denkansätze. Es stellt sich die politische Frage, wie ein intelligenter Kompromiss aussehen könnte, der die Netze entlastet, ohne die Bürgerenergie und die private Investitionsbereitschaft zu opfern.

9.1. Der 5-Punkte-Plan und Energy Sharing

Aus dem politischen Raum, unterstützt von zahlreichen zivilgesellschaftlichen Organisationen und der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS), erfährt der sogenannte 5-Punkte-Plan des Energiewende-Pioniers und ehemaligen Bundestagsabgeordneten Hans-Josef Fell große Beachtung.²⁷ Dieser detaillierte Plan formuliert einen strikten und praktikablen Gegenentwurf zur hochkomplexen Marktintegration der Ministerin Reiche.

Fell plädiert für eine bewusste “Rückkehr zu den Wurzeln” der dezentralen Energiewende. Sein Plan fordert die sofortige Abschaffung komplizierter, ausbremsender EEG-Ausschreibungen und deren Ersatz durch volkswirtschaftlich vertretbare, feste Standardvergütungssätze, die wie bisher über 20 Jahre garantiert werden (ähnlich dem ursprünglichen EEG-Gedanken).²⁷ Dies würde den Verbänden und Investoren sofortige Planungssicherheit zurückgeben.

Zusätzlich fordert der Plan ein gesetzlich verbrieftes Recht für Betreiber, ihren Netzanschluss vollständig zu überbauen, sowie Repowering-Maßnahmen (den Ersatz alter Anlagen durch neue, leistungsstärkere Komponenten) bei PV, Wind und Biogas genehmigungsfrei zu stellen.²⁷ Ein besonders zukunftsweisender Aspekt des Plans ist die Forderung nach der EU-rechtskonformen nationalen Umsetzung von Kundenanlagen im Sinne einer “Quartierslösung” oder des sogenannten “Energy Sharing”.²⁷ Beim Energy Sharing könnten Haushalte mit großen PV-Anlagen ihren überschüssigen Strom unbürokratisch und ohne die astronomischen Gebühren der Börsenvermarktung direkt an ihre Nachbarn, Mieter oder lokale Gewerbebetriebe verkaufen oder teilen.²⁷ Dies würde den massiven Druck von den übergeordneten Übertragungsnetzen nehmen, den dezentralen Verbrauch stärken und regionale Wertschöpfung generieren, ohne Kleininvestoren an die volatilen Finanzmärkte zu zwingen.²⁷

9.2. Hybridmodelle zur Risikominderung

Das Fraunhofer ISE empfiehlt in seiner vielbeachteten Studie eine behutsame, iterative Transition anstelle einer Schocktherapie. Die Experten plädieren nachdrücklich dafür, dass, bevor die EEG-Vergütung für kleine PV-Dachanlagen überhastet gestrichen und der Zwang zur Direktvermarktung etabliert wird, zunächst die administrativen und technischen Voraussetzungen (flächendeckender Smart-Meter-Rollout, standardisierte und hochautomatisierte Vermarktungsprozesse bei den Netzbetreibern) geschaffen werden müssen.¹

Um einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen weiterhin zu ermöglichen und gleichzeitig die gewünschte Systemdienlichkeit zu sichern, sollten hybride Förderoptionen intensiv geprüft werden. Das Fraunhofer ISE bringt beispielsweise einen Festpreistarif ins Spiel, der jedoch zwingend mit der Nutzung eines dynamischen Strombezugstarifs durch den Anlagenbetreiber gekoppelt werden muss.²³ Eine weitere vielversprechende Option wäre die Einführung einer zeitlich flexibilisierten Einspeisevergütung (Time-of-Use-Tarife).²³ Bei diesem Modell wäre die staatliche Einspeisevergütung in den Mittagsstunden (Peak-Zeiten der Sonnenstrahlung) sehr gering oder läge bei null, während sie in den Abendstunden oder an bewölkten Wintertagen deutlich höher ausfiele.²³ Ein solches System böte den Betreibern einen starken, direkten finanziellen Anreiz, Batteriespeicher zu installieren und das Netz zu entlasten, ohne sie in das starre, teure und bürokratische Korsett der professionellen Börsenvermarktung zu zwängen.

Das Bundeswirtschaftsministerium selbst hat in einer frühen Phase der Vorbereitung auf das EEG 2027 vier theoretische Optionen modelliert und diskutiert ⁸:

1. Die Beibehaltung des aktuellen EEG-Systems mit nur geringfügigen, graduellen Anpassungen.
2. Die Einführung eines flexibleren Fördermodells mit variablen Einspeisetarifen (ähnlich dem Vorschlag des Fraunhofer ISE).
3. Die vollständige Umstellung auf ein komplexes Ausschreibungsmodell für sämtliche erneuerbaren Energien.
4. Die vollständige und ungedämpfte Integration erneuerbarer Energien in den freien Markt.

Während Verbände wie der BEE und der BSW-Solar für einen pragmatischen Mittelweg aus Option 1 und 2 plädieren, um die Dynamik des Ausbaus nicht abzuwürgen, tendiert der aktuelle Vorstoß der Ministerin Reiche eindeutig und radikal zu Option 4, was die tiefe Kluft zwischen Industrie und Ministerium erklärt.⁸

10. Synthese und strategischer Ausblick

Die von Wirtschaftsministerin Katherina Reiche im Rahmen der EEG-Novelle 2027 vorgelegten Reformpläne markieren den radikalsten Eingriff in die Förderarchitektur der deutschen Energiewende seit der Verabschiedung des ursprünglichen Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Die geplante Ersetzung der festen, auf 20 Jahre garantierten Einspeisevergütung durch eine verpflichtende, marktbasierte Direktvermarktung an der Strombörse reagiert auf eine unbestreitbare volkswirtschaftliche Realität: Die gigantische Masse des ungesteuert produzierten Sonnen- und Windstroms überlastet zunehmend die physikalischen Verteilnetze und erzeugt extreme negative Preisphasen, die das staatliche Umlagesystem in Milliardenhöhe belasten. Die strategische Neuausrichtung auf Systemdienlichkeit, maximalen Eigenverbrauch, Flexibilisierung durch Speicher und konsequente Marktintegration ist die logische makroökonomische Konsequenz für eine Technologie, die den Kinderschuhen entwachsen ist und nun systemprägend wirkt.

Die gewählte Methodik der radikalen Marktintegration birgt jedoch gravierende Implementierungsrisiken, die das Erreichen der gesetzlich verankerten Klimaziele (80 Prozent erneuerbarer Strom bis 2030) ernsthaft gefährden könnten. Die empirische Analyse der Daten belegt eindeutig, dass der abrupte Zwang zur Direktvermarktung das Segment der Kleinstanlagen und der Bürgerenergie strukturell, informationstechnisch und vor allem finanziell massiv überfordert. Hohe, unverhältnismäßige Fixkosten für externe Vermarktungsdienstleister, die noch völlig unzureichende flächendeckende Implementierung von intelligenten Messsystemen sowie die damit einhergehende wirtschaftliche Entwertung des am Mittag eingespeisten Überschussstroms drohen den weiteren dynamischen Ausbau der Photovoltaik auf privaten Dächern abrupt zum Stillstand zu bringen.

Die unausweichliche Konsequenz dieses regulatorischen Drucks wird ein stark verändertes Investitionsverhalten der Verbraucher sein. Anstatt das vorhandene physikalische Potenzial der Hausdächer im Sinne einer gesamtgesellschaftlichen Energiewende voll auszuschöpfen (“Shrinking Roof”-Effekt), werden PV-Anlagen künftig primär verkleinert und exakt auf die Grundlast des jeweiligen Haushalts zugeschnitten, um die Amortisation ausschließlich über vermiedene Stromzukäufe abzusichern. Dem Energiesystem wird dadurch essenzielle Erzeugungskapazität, insbesondere in den kritischen Wintermonaten, entzogen.

Für Endverbraucher und die Industrie ergeben sich aus dieser Gemengelage sofortige strategische Imperative. Das Jahr 2026 öffnet ein kritisches, schließendes Zeitfenster: Investoren, die sich die hohe finanzielle Planungssicherheit und die für 20 Jahre garantierte feste Vergütung des alten Systems sichern möchten, müssen ihre PV-Anlagen zwingend vor Inkrafttreten der EEG-Novelle Anfang 2027 installieren und ordnungsgemäß in Betrieb nehmen. Dies wird mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit zu einem massiven Vorzieheffekt (einer künstlichen Boom-Phase) im Jahr 2026 führen, angetrieben durch die Torschlusspanik hunderttausender Eigenheimbesitzer. Ein solches Marktszenario führt historisch betrachtet zu akuten Lieferengpässen bei Komponenten, stark steigenden Handwerkerpreisen und einer anschließenden tiefen Marktdelle (der sogenannten “Altmaier-Delle”) ab 2027, vor deren Wiederholung bereits jetzt eindringlich gewarnt wird.

Für die Hersteller von Solarmodulen, Wechselrichtern und Batteriespeichern erzwingt die drohende Reform eine rasante Produktdiversifizierung. Die physikalische Hardware verliert an relativer Bedeutung und wird zur reinen Commodity; der eigentliche Mehrwert und die Marge verlagern sich auf die intelligente Software-Ebene. Unternehmen, die es schaffen, hochintegrierte, nutzerfreundliche Energiemanagementsysteme (HEMS) anzubieten, die den produzierten Photovoltaikstrom vollautomatisiert und KI-gestützt mit der Wärmepumpe, dem bidirektionalen Elektroauto und einem dynamischen Börsenstromtarif orchestrieren, werden zu den großen Gewinnern dieser Novelle gehören. Der einfache Batteriespeicher wandelt sich vom reinen, passiven Eigenverbrauchs-Puffer zum aktiven Trading-Asset im Smart Home.

Der ultimative politische Erfolg des EEG 2027 wird maßgeblich davon abhängen, ob es dem Gesetzgeber in den kommenden Monaten gelingt, in den parlamentarischen Beratungen die berechtigten, makroökonomischen Anforderungen der Marktintegration mit der zwingenden Notwendigkeit einer niedrigschwelligen, unbürokratischen und finanziell attraktiven Beteiligung der Zivilgesellschaft in Einklang zu bringen. Ohne signifikante administrative Erleichterungen bei der Direktvermarktung, klare und investitionsfreundliche Regelungen bei den Netzentgelten für Speicher im Rahmen des AgNes-Prozesses sowie die Einführung alternativer, dezentraler Vermarktungsinstrumente wie Energy Sharing droht die Novelle den dynamischsten Motor der deutschen Energiewende empfindlich und nachhaltig ins Stottern zu bringen.

Referenzen

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2. Einspeisevergütung Abschaffung 2027? Was Du jetzt wissen musst und warum Eigenverbrauch der neue Goldstandard wird – Priwatt, Zugriff am Februar 26, 2026, https://priwatt.de/blog/einspeiseverguetung-abschaffung-2027-folgen/
3. Umbruch bei der Einspeisevergütung ab 2027 | heimWatt News, Zugriff am Februar 26, 2026, https://heim-watt.de/news/umbruch-bei-der-einspeiseverguetung/
4. Lohnt sich Photovoltaik 2026? Kosten, Rendite & Experten-Analyse – ENnergy GmbH, Zugriff am Februar 26, 2026, https://ennergy.de/lohnt-sich-photovoltaik/
5. Warum Wirtschaftsministerin Reiche die EEG-Mindestvergütung für kleine Photovoltaik-Anlagen wirklich abschaffen will, Zugriff am Februar 26, 2026, https://www.iwr.de/news/warum-wirtschaftsministerin-reiche-die-eeg-mindestverguetung-fuer-kleine-photovoltaik-anlagen-wirklich-abschaffen-will-news39520
6. Warum Wirtschaftsministerin Reiche die EEG-Mindestvergütung für kleine Photovoltaik-Anlagen wirklich abschaffen will – Solarbranche.de, Zugriff am Februar 26, 2026, https://www.solarbranche.de/news/nachrichten/artikel-39520-warum-wirtschaftsministerin-reiche-die-eeg-mindestvergtung-fr-kleine-photovoltaik-anlagen-wirklich-abschaffen-will
7. Fraunhofer ISE: Verpflichtende Direktvermarktung führt zu kleineren Dachanlagen, Zugriff am Februar 26, 2026, https://www.pv-magazine.de/2026/02/03/fraunhofer-ise-verpflichtende-direktvermarktung-fuehrt-zu-kleineren-dachanlagen/
8. Die Überarbeitung des Erneuerbare Energien Gesetzes 2027: Fluch oder Segen? – Leipziger Zeitung, Zugriff am Februar 26, 2026, https://www.l-iz.de/wirtschaft/verbraucher/2026/02/die-uberarbeitung-des-erneuerbare-energien-gesetzes-2027-fluch-segen-646691
9. Solarförderung: Bund will fixe Einspeisevergütung abschaffen – ADAC, Zugriff am Februar 26, 2026, https://www.adac.de/news/fixe-einspeiseverguetung-pv-anlagen-vor-dem-aus/
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