Seit dem 7. September 2026 liegt dem Bundestag ein Regierungsentwurf vor, der das Erneuerbare-Energien-Gesetz in EEG 2027 umbenennen und seine Förderlogik umbauen soll. Für private Dachanlagen wird darüber viel geschrieben. Für gewerbliche Anlagen ab 100 kWp steht jedoch ein anderer Punkt im Mittelpunkt, der in der allgemeinen Berichterstattung untergeht: der Refinanzierungsbeitrag nach § 21d — ein zweiseitiger Differenzvertrag, der genau bei 100 Kilowatt ansetzt. Dieser Beitrag trennt, was heute gilt, was im Entwurf steht und was davon für ein Direktinvestment tatsächlich zählt.
Das Wichtigste vorweg, weil es in vielen Beiträgen verwischt wird: Das EEG 2027 ist derzeit ein Regierungsentwurf im frühen parlamentarischen Stadium. Geltendes Recht ist unverändert das EEG 2023. Gleichzeitig ist der Zeitplan ungewöhnlich straff — und die Gründe dafür liegen nicht in Berlin, sondern in Brüssel.
Für Anlagen ab 100 kWp ist die entscheidende Neuerung nicht das Ende der Einspeisevergütung — die gibt es in dieser Größenklasse ohnehin nicht —, sondern der Refinanzierungsbeitrag nach § 21d: Liegt der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert, wird die Differenz abgeschöpft. Die Förderung sichert damit weiterhin nach unten ab, deckelt aber künftig nach oben.
Warum der Zeitdruck entsteht. Zwei Fristen laufen zusammen. Erstens ist die beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 durch die Europäische Kommission nach dem Beschlusstext auf den Zeitraum vom 1. Januar 2023 bis zum 31. Dezember 2026 befristet.[7] Zweitens verlangt das Unionsrecht ab dem 17. Juli 2027 zweiseitige Differenzverträge für neue Anlagen.[6] Das erklärt, warum der Entwurf dem Bundesrat ausdrücklich als „besonders eilbedürftig" nach Artikel 76 Abs. 2 Satz 4 GG zugeleitet wurde.[2]
Was dieser Beitrag nicht tut. Er sagt nicht voraus, wie das Gesetz am Ende aussieht. Der Entwurf ist eine Vorabfassung, jede Seite trägt den Hinweis, dass sie durch die lektorierte Fassung ersetzt wird. Paragrafennummern und Zahlen können sich im Verfahren noch ändern — mehrere Verbände fordern bereits substanzielle Korrekturen. Alles Folgende ist deshalb als Stand 24. September 2026 zu lesen, nicht als Endergebnis.
„EEG 2027" ist kein Branchenbegriff, sondern der vorgesehene amtliche Kurztitel. Artikel 1 Nr. 1 des Entwurfs bestimmt, dass die Gesetzesüberschrift ersetzt wird durch „Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz — EEG 2027)".[1] Das Artikelgesetz selbst trägt einen anderen, längeren Titel.
Der amtliche Titel lautet „Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor". Der Weg bis heute:
Die Bundesregierung beschließt den Entwurf gemeinsam mit einem flankierenden Netzanschlusspaket.
BR-Drucksache 470/26, ausdrücklich als besonders eilbedürftige Vorlage nach Art. 76 Abs. 2 Satz 4 GG.[2]
Erste Lesung im Bundestag mit anschließender Überweisung an den Ausschuss für Wirtschaft und Energie; erster Durchgang im Bundesrat am Folgetag.
Der Entwurf ist nach seiner Begründung auf die konkurrierende Gesetzgebungskompetenz gestützt und enthält keinen Zustimmungstatbestand; sämtliche Verordnungsermächtigungen sind „ohne Zustimmung des Bundesrates" ausgestaltet. Alles spricht damit für ein Einspruchsgesetz — der Bundesrat kann Stellung nehmen, das Vorhaben aber nicht blockieren. Artikel 7 sieht das Inkrafttreten zum 1. Januar 2027 vor.[1]
Eine Einordnung, die man mitlesen sollte: Die Verbändeanhörung zum Referentenentwurf lief im Juli 2026 über eine Frist von drei Werktagen. Entsprechend deutlich fallen die Stellungnahmen aus. Am 23. September 2026 forderten neun Energieverbände gemeinsam einen „fairen Risikopuffer" im künftigen Differenzvertrag.[10] Der Bundesverband Solarwirtschaft und der Bundesverband Erneuerbare Energie fordern übereinstimmend, die Schwelle des Refinanzierungsbeitrags von 100 auf 200 Kilowatt anzuheben.[10] Ob der Gesetzgeber dem folgt, ist offen — für die Planung eines Investments ist es die wichtigste offene Variable.
Wer verstehen will, was sich ändert, muss zuerst wissen, was schon heute gilt. Die 100-kW-Grenze ist keine Erfindung des Entwurfs — sie ist seit Jahren die entscheidende Schwelle im EEG, und der Entwurf lädt sie lediglich zusätzlich auf.
§ 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG 2023 gewährt den Anspruch auf Einspeisevergütung nur für „Strom aus Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 100 Kilowatt, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt worden ist".[3] Oberhalb dieser Grenze bleiben zwei Wege: die Marktprämie nach § 20 EEG — also die geförderte Direktvermarktung — oder die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG ohne Förderanspruch. Das ist der Grund, warum jedes gewerbliche PV-Investment dieser Größenordnung ohnehin in der Direktvermarktung stattfindet.
Als Auffangnetz existiert heute die Ausfallvergütung nach § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 EEG 2023: Funktioniert die Direktvermarktung vorübergehend nicht, greift für höchstens drei aufeinanderfolgende und sechs Kalendermonate im Jahr ein reduzierter Vergütungsanspruch. Dieses Auffangnetz soll nach dem Entwurf entfallen — dazu später mehr.
Seit dem Solarspitzengesetz vom 21. Februar 2025 gilt § 51 Abs. 1 EEG in der Fassung: „Für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert auf null."[4] Die frühere Mindestdauer — vier oder sechs zusammenhängende Stunden — ist damit entfallen. Für kleinere Anlagen sieht § 51 Abs. 2 einen Aufschub vor, aber nur bis zum Einbau eines intelligenten Messsystems und nur unterhalb von 100 Kilowatt. Anlagen ab 100 kW trifft die Regelung ohne Übergangsfrist.
Für den geplanten Refinanzierungsbeitrag ist eine Größe entscheidend, die viele Investoren bislang nicht auf dem Schirm haben: der Jahresmarktwert Solar. Er lag 2024 bei 4,624 ct/kWh und 2025 bei 4,508 ct/kWh.[9] Der Grund für den Abstand zum allgemeinen Spotmarktniveau ist strukturell: Photovoltaik erzeugt dann, wenn viel Photovoltaik erzeugt — der sogenannte Kannibalisierungseffekt drückt den Wert der eigenen Erzeugung.
Diese Zahl ist deshalb so wichtig, weil der Entwurf die Abschöpfung nicht an den individuell erzielten Verkaufserlös knüpft, sondern an den pauschalen Jahresmarktwert. Genau daran setzt die Kritik der Verbände an: Wer schlechter vermarktet als der Durchschnitt, zahlt auf Erlöse, die er nie erzielt hat.[10]
Dies ist der Punkt, an dem sich für Anlagen ab 100 kWp tatsächlich etwas ändert. Er setzt die unionsrechtliche Pflicht zum zweiseitigen Differenzvertrag um — und macht aus der Förderung ein Instrument, das in beide Richtungen wirkt.
„Betreiber von Anlagen mit einer installierten Leistung ab 100 Kilowatt sind verpflichtet, für Kalenderjahre, in denen der Jahresmarktwert über dem für die Anlage im jeweiligen Kalenderjahr geltenden anzulegenden Wert liegt, […] einen Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber zu zahlen."[1]
Ausgenommen sind nach § 21d Abs. 2 Nr. 1 Biomasseanlagen mit Ausnahme von Klär- und Deponiegasanlagen — Klär- und Deponiegas zahlen also sehr wohl — sowie nach Nr. 2 Fälle des § 19 Abs. 4 oder 5. Die Ausnahme für Biomasse hat einen unionsrechtlichen Grund: Artikel 19d Abs. 4 der EU-Strommarktverordnung zählt die erfassten Technologien abschließend auf — Windenergie, Solarenergie, Geothermie, Wasserkraft ohne Speicher und Kernenergie. Biomasse ist dort nicht genannt.[6]
Bisher war die Marktprämie eine Einbahnstraße: Lag der Marktwert unter dem anzulegenden Wert, zahlte der Netzbetreiber die Differenz. Lag er darüber, durfte der Betreiber den Mehrerlös behalten. Künftig kehrt sich der zweite Fall um. Das ist die Logik eines zweiseitigen Differenzvertrags.
Die entscheidende Frage lautet daher: Wie wahrscheinlich ist es, dass der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert liegt? Bei einem Jahresmarktwert Solar von 4,624 ct/kWh (2024) und 4,508 ct/kWh (2025) ist die Antwort für die jüngere Vergangenheit eindeutig: Der Mechanismus hätte nicht ausgelöst. Er greift erst in Jahren mit außergewöhnlich hohem Preisniveau — also in genau jenen Szenarien, in denen Betreiber bislang überdurchschnittlich verdient haben.
Die nüchterne Übersetzung für ein Direktinvestment: Der Entwurf nimmt das Aufwärtspotenzial in Ausnahmejahren und lässt die Absicherung nach unten unberührt. Wer eine Investition auf Basis des anzulegenden Werts kalkuliert hat — und nicht auf Basis von Sonderjahren wie 2022 —, verliert in der Grundrechnung wenig. Wer dagegen erhebliche Aufwärtsszenarien eingepreist hat, muss neu rechnen. Für die Beurteilung eines konkreten Angebots heißt das: Prüfen Sie, welches Preisniveau die Prognoserechnung unterstellt.
Der Entwurf sieht in § 21e einen Verzicht vor: einmalig, unwiderruflich, in Textform, möglich bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach der Inbetriebnahme, wirksam ab dem ersten Kalendertag des Folgejahres.[1] Der Haken: Der Verzicht erfasst nicht nur die Zahlungspflicht, sondern auch den Förderanspruch. Wer aussteigt, gibt damit die Absicherung nach unten auf und trägt das Marktpreisrisiko vollständig selbst.
Ein verbreiteter Irrtum sei hier ausdrücklich angesprochen: Ein Wechsel in die sonstige Direktvermarktung nach § 21a allein befreit nicht. Nach dem Entwurf besteht die Zahlungspflicht auch dort fort; erst der förmliche Verzicht nach § 21e beendet sie. Ein PPA ist damit kein Fluchtweg aus dem Refinanzierungsbeitrag.
Vieles, worüber derzeit geschrieben wird, betrifft kleine Anlagen und ist für ein gewerbliches Direktinvestment ohne Belang. Die folgende Gegenüberstellung trennt beides.
Ein Detail, das in vielen Zusammenfassungen falsch wiedergegeben wird. Die viel zitierte Absenkung des anzulegenden Werts „von 7 auf 6,2 ct/kWh" betrifft § 48 Abs. 1 EEG — und damit Freiflächen- beziehungsweise Erste-Segment-Anlagen. Die Vergütungssätze für Dachanlagen stehen in § 48a und werden von dieser Änderung nicht berührt; dort läuft die bestehende Halbjahresdegression unverändert weiter. Wer die 6,2 ct pauschal auf Gewerbedächer überträgt, rechnet mit der falschen Zahl.
Zur Einordnung der Ausschreibungswerte: Im Gebotstermin vom 1. Juli 2026 wurden im ersten Segment 2.134.567 kW ausgeschrieben und 261 Zuschläge erteilt. Der zulässige Höchstwert lag bei 5,90 ct/kWh, der mengengewichtete Durchschnitt der Zuschlagswerte bei 4,79 ct/kWh, die Spanne zwischen 4,38 und 4,97 ct/kWh.[5] Der Markt bietet also bereits deutlich unter dem Deckel — ein Argument, das in der Debatte um die Höhe der Höchstwerte auf beiden Seiten verwendet wird.
Für jeden, der heute eine Investitionsentscheidung trifft, ist dies die wichtigste Norm des ganzen Entwurfs.
Das ist die Feinheit, die in der Due Diligence zählt: Geschützt wird entweder über die Inbetriebnahme oder über den Gebotstermin. Bei ausschreibungspflichtigen Anlagen kommt es nach dem Wortlaut auf den Gebotstermin an — nicht auf das Datum der Zuschlagserteilung und nicht auf den Netzanschluss. Praktisch bedeutsam ist das für Zuschläge aus dem Gebotstermin 1. Dezember 2026, die erst im Jahr 2027 bekanntgegeben werden: Sie fallen nach dem Wortlaut noch unter das alte Recht.
Die Vorschrift beginnt mit den Worten „Soweit sich aus den nachfolgenden Absätzen nichts anderes ergibt". Das ist kein Formelkram. § 100 EEG ist historisch eine Vorschrift mit Dutzenden von Absätzen, die den Bestand punktuell durchbrechen — etwa bei Fernsteuerbarkeit, Messwesen oder der Berechnung von Marktwerten. Als Faustregel aus der bisherigen Praxis: Geschützt wird regelmäßig die Vergütungshöhe und die Förderdauer; technische, mess- und meldetechnische Pflichten werden dagegen immer wieder auf Bestandsanlagen erstreckt.
Ein realer Präzedenzfall für den Zugriff auf laufende Erlöse ist die Erlösabschöpfung nach dem Strompreisbremsengesetz für Strommengen zwischen Dezember 2022 und Juni 2023. Sie traf Bestandsanlagen unabhängig vom Inbetriebnahmedatum. Das Bundesverfassungsgericht hat die entsprechenden Verfassungsbeschwerden mit Urteil vom 28. November 2024 zurückgewiesen und die Regelung als zulässige Maßnahme in einer Ausnahmesituation eingeordnet.[11] Wer aus „Bestandsschutz" ableitet, künftige Erlöse laufender Anlagen seien unantastbar, überdehnt den Begriff.
Dieser Punkt taucht in kaum einer Zusammenfassung auf, ist aber für die Planbarkeit eines Investments möglicherweise wichtiger als alle Einzelparameter.
„Die Bestimmungen des Teils 3 sowie der §§ 85a, § 100 Absatz 6 und 9, § 102 und der Anlagen 1 bis 4 dürfen erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission und nur nach Maßgabe dieser Genehmigung angewandt werden."[1]
Teil 3 ist der gesamte Förder- und Ausschreibungsteil des Gesetzes. Ein zum 1. Januar 2027 in Kraft getretenes EEG 2027 kann in seinem Kern also zunächst unanwendbar bleiben.
Dass dies kein theoretisches Risiko ist, zeigt ein laufender Fall. Die durch das Solarpaket I im Mai 2024 eingeführten erhöhten Ausschreibungsvolumina sind bis heute nicht beihilferechtlich genehmigt. Die Bundesnetzagentur weist in ihren Bekanntmachungen ausdrücklich darauf hin: „Für die Anwendung der durch das Solarpaket I eingeführten erhöhten Ausschreibungsvolumen in den Jahren 2024 bis 2029 (§ 28b Abs. 2 EEG 2023) fehlt die beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission."[5] Die Folge: Es gilt weiterhin das niedrigere Volumen. Auch weitere Teile des Solarpakets sind aus demselben Grund nicht anwendbar.
Für die Beurteilung des EEG 2027 heißt das: Zwischen „im Bundesgesetzblatt verkündet" und „auf mein Projekt anwendbar" kann eine erhebliche Lücke liegen. Eine Notifizierung des EEG 2027 bei der Kommission ist im öffentlichen Beihilferegister bislang nicht auffindbar; sicher ist nur, dass eine Genehmigung noch nicht vorliegt.
Keine Empfehlung, sondern die Fragen, die sich aus dem Entwurf für eine konkrete Investitionsentscheidung ergeben.
Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2027 oder Zuschlag aus einem Gebotstermin davor — dann greift nach § 100 Abs. 1 des Entwurfs das bisherige Recht. Lassen Sie sich das Inbetriebnahme- beziehungsweise Gebotsdatum belegen, nicht zusagen.
Der Refinanzierungsbeitrag greift nur, wenn der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert liegt. Eine Kalkulation, die auf dem anzulegenden Wert basiert, ist davon kaum betroffen. Eine, die Sonderjahre fortschreibt, schon.
Fällt die Ausfallvergütung weg, entscheidet die Qualität des Vermarktungsvertrags. Prüfen Sie Bonität des Vermarkters, Kündigungsfristen, Insolvenzregelungen und Wechselrechte.
Zwei Dinge, die sich durch den Entwurf nicht ändern. Erstens bleibt die steuerliche Seite eines Direktinvestments unberührt: Der Investitionsabzugsbetrag nach § 7g EStG hängt an der Gewerblichkeit und an den Voraussetzungen des Steuerrechts, nicht am EEG. Zweitens verschiebt das EEG 2027 die Gewichte tendenziell weiter in Richtung jener Modelle, die ihren Erlös nicht allein aus der Einspeisung ziehen — also in Richtung Eigenverbrauch, Direktlieferung und Kombination mit Speicher. Dabei ist allerdings zu beachten, dass der Entwurf zwischengespeicherte Mengen nicht generell ausnimmt.
Und eine Einordnung ohne Beschönigung: Der Entwurf erhöht die Komplexität für Betreiber spürbar. Er beseitigt ein Auffangnetz, führt eine Zahlungspflicht ein und stellt den Förderteil unter einen Genehmigungsvorbehalt, dessen Dauer niemand vorhersagen kann. Gleichzeitig ändert er an der Grundmechanik einer sauber kalkulierten Anlage wenig, weil die Absicherung nach unten bestehen bleibt. Was er verlangt, ist eine ehrlichere Prognoserechnung — und die genaue Kenntnis des eigenen Stichtags.
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Nein. Es handelt sich um einen Regierungsentwurf. Das Kabinett hat ihn am 29. Juli 2026 beschlossen, dem Bundesrat wurde er am 14. August 2026 als besonders eilbedürftig nach Art. 76 Abs. 2 Satz 4 GG zugeleitet (BR-Drs. 470/26), dem Bundestag am 7. September 2026 als BT-Drs. 21/7867.[1][2]
Die erste Lesung im Bundestag war für den 24. September 2026 angesetzt, der erste Durchgang im Bundesrat für den 25. September 2026. Artikel 7 sieht ein Inkrafttreten zum 1. Januar 2027 vor. Bis zum Abschluss des Verfahrens und der beihilferechtlichen Genehmigung gilt unverändert das EEG 2023.
Die deutsche Umsetzung des zweiseitigen Differenzvertrags. Nach § 21d Abs. 1 des Entwurfs sind Betreiber von Anlagen ab 100 Kilowatt verpflichtet, für Kalenderjahre, in denen der Jahresmarktwert über dem für die Anlage geltenden anzulegenden Wert liegt, einen Beitrag an den Netzbetreiber zu zahlen.[1]
Die Förderung wirkt damit in beide Richtungen: Sie sichert nach unten ab und schöpft nach oben ab. Ausgenommen sind nach § 21d Abs. 2 Nr. 1 Biomasseanlagen mit Ausnahme von Klär- und Deponiegasanlagen sowie nach Nr. 2 Fälle des § 19 Abs. 4 oder 5.
Ab 100 Kilowatt installierter Leistung. Das ist dieselbe Schwelle, ab der schon heute nach § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG 2023 keine Einspeisevergütung mehr gewährt wird.[3] Für Investoren ab 100 kWp ist der Refinanzierungsbeitrag deshalb der zentrale Punkt der Novelle.
Mehrere Verbände, darunter BSW-Solar und BEE, fordern in ihren Stellungnahmen eine Anhebung der Schwelle auf 200 Kilowatt.[10] Ob der Gesetzgeber dem folgt, ist offen.
Nur in Kalenderjahren, in denen der Jahresmarktwert Solar über dem anzulegenden Wert der Anlage liegt. Der Jahresmarktwert Solar lag 2024 bei 4,624 ct/kWh und 2025 bei 4,508 ct/kWh.[9] Bei diesen Werten hätte der Mechanismus nicht ausgelöst.
Er greift erst in Jahren mit deutlich höherem Preisniveau. Wirtschaftlich bedeutet das: Die Absicherung nach unten bleibt, das Aufwärtspotenzial in Ausnahmejahren entfällt. Eine belastbare Aussage für ein konkretes Projekt setzt eine Prognoserechnung über die gesamte Laufzeit voraus.
Nach § 100 Abs. 1 des Entwurfs sind die Bestimmungen des EEG in der am 31. Dezember 2026 geltenden Fassung weiter anzuwenden für Strom aus Anlagen, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb genommen worden sind, oder deren anzulegender Wert in einem Zuschlagsverfahren eines Gebotstermins vor dem 1. Januar 2027 ermittelt worden ist.[1]
Die Vorschrift steht allerdings unter dem Vorbehalt „Soweit sich aus den nachfolgenden Absätzen nichts anderes ergibt" — der Bestandsschutz ist also nicht unbedingt, sondern wird durch die Folgeabsätze punktuell durchbrochen.
Beides sind gleichwertige Anknüpfungspunkte. Bei ausschreibungspflichtigen Anlagen kommt es nach dem Wortlaut auf den Gebotstermin an, nicht auf das Datum der Zuschlagserteilung und nicht auf die Inbetriebnahme.
Praktisch bedeutsam ist das für Zuschläge aus dem Gebotstermin 1. Dezember 2026, die erst im Jahr 2027 bekanntgegeben werden. Für nicht ausschreibungspflichtige Anlagen entscheidet die Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2027.
Für Neuanlagen ja. Das Vorblatt des Entwurfs formuliert: „Dafür wird die fixe Einspeisevergütung für Neuanlagen konsequent abgeschafft."[1] An ihre Stelle tritt eine befristete Übergangszahlung: nach § 25 Abs. 2 bis zum Ende des 36. auf die Inbetriebnahme folgenden Kalendermonats, nach § 53 Abs. 1 in Höhe des anzulegenden Werts abzüglich 1 Cent pro Kilowattstunde.
Sie gilt ohnehin nur für kleine Anlagen: bei Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2028 unter 50 kW, vor dem 1. Januar 2029 unter 25 kW, vor dem 1. Januar 2031 unter 7 kW. Für Anlagen ab 100 kWp ist sie ohne Bedeutung, weil dort schon heute keine Einspeisevergütung gewährt wird.
Nach dem Entwurf nicht. Das Vorblatt hält fest: „Die bisherige Ausfallvergütung wird im Gegenzug abgeschafft."[1] Heute erhalten Anlagen über 100 kW nach § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 EEG 2023 für höchstens drei aufeinanderfolgende und sechs Kalendermonate im Jahr eine Ausfallvergütung, wenn die Direktvermarktung vorübergehend nicht funktioniert.[3]
Fällt dieses Auffangnetz weg, werden Bonität, Kündigungsrechte und Insolvenzregelungen im Direktvermarktungsvertrag zu einem eigenständigen Erlösrisiko, das vor Vertragsschluss geprüft werden sollte.
§ 21e des Entwurfs sieht einen Verzicht vor: einmalig, unwiderruflich, in Textform, möglich bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach der Inbetriebnahme und wirksam ab dem ersten Kalendertag des Folgejahres.[1]
Der Verzicht erfasst allerdings nicht nur die Zahlungspflicht, sondern auch den Förderanspruch. Wer aussteigt, verliert die Absicherung nach unten und trägt das Marktpreisrisiko vollständig selbst. Ein Wechsel in die sonstige Direktvermarktung nach § 21a allein genügt nicht — die Zahlungspflicht besteht dort nach dem Entwurf fort.
Der Druck ist beihilfe- und unionsrechtlich begründet. Die Genehmigung des EEG 2023 durch die Europäische Kommission (SA.102084, Beschluss vom 21.12.2022) ist nach Randnummer 211 des Beschlusstextes auf den Zeitraum vom 1. Januar 2023 bis zum 31. Dezember 2026 befristet.[7]
Zusätzlich verlangt Art. 19d der Verordnung (EU) 2019/943 in der Fassung der Verordnung (EU) 2024/1747, dass direkte Preisstützungssysteme für neue Anlagen die Form zweiseitiger Differenzverträge haben — für Verträge, die am oder nach dem 17. Juli 2027 geschlossen werden.[6] Das erklärt sowohl die Einstufung als besonders eilbedürftig als auch das geplante Inkrafttreten zum 1. Januar 2027.
§ 104 Abs. 1 bestimmt, dass die Bestimmungen des Teils 3 sowie der §§ 85a, § 100 Abs. 6 und 9, § 102 und der Anlagen 1 bis 4 erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission und nur nach Maßgabe dieser Genehmigung angewandt werden dürfen.[1] Teil 3 ist der gesamte Förder- und Ausschreibungsteil.
Ein zum 1. Januar 2027 in Kraft getretenes Gesetz kann in seinem Kern also zunächst unanwendbar bleiben. Wie real dieses Risiko ist, zeigt das Solarpaket I: Dessen erhöhte Ausschreibungsvolumina sind nach Angaben der Bundesnetzagentur bis heute nicht genehmigt und deshalb nicht anwendbar.[5]
Für diese Größenklasse ändert sich an der Pflicht selbst nichts. Sie folgt schon heute daraus, dass § 21 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EEG 2023 die Einspeisevergütung auf Anlagen „bis zu 100 Kilowatt, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt worden ist" begrenzt.[3] Oberhalb bleibt nur die Marktprämie nach § 20 oder die sonstige Direktvermarktung nach § 21a.
Neu ist, dass dieselbe 100-kW-Schwelle im Entwurf zusätzlich den Refinanzierungsbeitrag auslöst — aus einer reinen Vermarktungsgrenze wird damit auch eine Belastungsgrenze.
Nach Angaben der Bundesnetzagentur gab es in Deutschland 301 Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen im Jahr 2023, 457 Stunden im Jahr 2024 und 573 Stunden im Jahr 2025.[8]
Für Anlagen ab 100 kW verringert sich der anzulegende Wert nach § 51 Abs. 1 EEG 2023 in der Fassung des Solarspitzengesetzes in jedem Zeitraum mit negativem Spotmarktpreis auf null — ohne den Aufschub, der für kleinere Anlagen bis zum Einbau eines intelligenten Messsystems gilt. § 51a gleicht das teilweise über eine Verlängerung des Vergütungszeitraums aus, bei Solaranlagen mit dem Faktor 0,5.[4]
Für das erste Segment (Freifläche) sieht § 28a Abs. 2 in den Jahren 2027 bis 2032 jeweils 14.000 MW vor, gegenüber 9.900 MW nach geltendem Recht. Für das zweite Segment (Gebäude, Lärmschutzwand) nennt § 28b Abs. 2 jeweils 1.500 MW.[1]
Der Höchstwert im ersten Segment bleibt nach § 37b bei höchstens 5,9 ct/kWh; im zweiten Segment sieht § 38e Abs. 1 für 2027 einen Wert von 9,9 ct/kWh vor. Zum Vergleich: In der Ausschreibung zum Gebotstermin 1. Juli 2026 lag der mengengewichtete Durchschnitt der Zuschlagswerte im ersten Segment bei 4,79 ct/kWh.[5]
Das lässt sich nicht pauschal beantworten und hängt an drei Größen: dem anzulegenden Wert der konkreten Anlage, dem realistisch erwartbaren Jahresmarktwert über die Laufzeit und der steuerlichen Struktur des Investments.
Der Entwurf senkt vor allem das Aufwärtspotenzial in Ausnahmejahren, während die Absicherung nach unten erhalten bleibt. Entscheidend ist im Einzelfall außerdem, ob eine Anlage noch unter den Bestandsschutz des § 100 fällt. Dieser Beitrag ersetzt keine Prüfung des konkreten Projekts.
Nein. Der Beitrag gibt den Stand des Gesetzgebungsverfahrens zum 24. September 2026 wieder und ordnet ihn allgemein ein. Er stellt keine Rechtsberatung, keine Steuerberatung und keine Anlageberatung dar.
Der zitierte Entwurf ist eine Vorabfassung; Paragrafennummern, Zahlen und Fristen können sich im parlamentarischen Verfahren und in der lektorierten Fassung noch ändern. Ob und wie sich die Novelle auf ein konkretes Projekt auswirkt, ist im Einzelfall anwaltlich und steuerlich zu prüfen. E.I.S. EnergyInvest Solutions GmbH erbringt selbst keine Rechts- oder Steuerberatung.
Alle Paragrafen, Drucksachennummern, Daten und Zahlen wurden gegen die folgenden öffentlich zugänglichen Primärquellen geprüft. Die Inline-Verweise [1]–[11] zeigen, an welcher Stelle welche Quelle die Aussage stützt. Der Gesetzentwurf ist eine Vorabfassung und kann sich im Verfahren noch ändern.