Am Freitag hat der Bundesrat die geplante EEG-Novelle 2027 sowie das begleitende Netzpaket intensiv geprüft. Dabei stellte die Länderkammer klar, dass die vorgesehene 50-Prozent-Begrenzung der Wirkleistung für Dachanlagen unter 100 kW, die Reduzierung des Ausschreibungsvolumens im zweiten Segment und die verfrühte Ablösung fester Vergütungen erhebliche Risiken für den Ausbau von Photovoltaik-Dachanlagen und die Direktvermarktung kleiner Anlagen bergen. Die nachfolgenden Abschnitte fassen die zentralen Forderungen, den politischen Zeitdruck und die wirtschaftlichen Hintergründe zusammen – alles ausschließlich auf Basis der vorliegenden Informationen.
Zentrale Forderungen des Bundesrats zur EEG-Novelle 2027
- Streichung der 50-Prozent-Wirkleistungsbegrenzung für Dachanlagen unter 100 kW. Der Bundesrat argumentiert, dass die Begrenzung unverhältnismäßig sei, weil Anlagen bereits über § 14a EnWG und Smart-Meter steuerbar sind.
- Beibehaltung des bisherigen Ausschreibungsvolumens im zweiten Segment (Dachanlagen) bei 2,3 GW. Die geplante Senkung auf 1,5 GW wird abgelehnt.
- Verlängerung und Anhebung der Übergangszahlung für Kleinanlagen, bis die Bundesnetzagentur die Massenmarkttauglichkeit der digitalen Direktvermarktung bestätigt.
- Für Anlagen < 7 kW soll eine marktwertbezogene Netzbetreiberabnahme eingeführt werden; Anlagen < 25 kW sollen Zugang zur Marktprämie erhalten.
- Erhöhung des Prämienwerts für besondere Solaranlagen um 2,5 Cent/kWh.
- Ein eigenes Ausschreibungsuntersegment für Agri-Photovoltaik und andere besondere Solaranlagen.
Verfahrensdruck durch das Auslaufen der EU-Beihilfegenehmigung
Die aktuelle Beihilfegenehmigung für das EEG-Fördersystem (EEG 2023) läuft am 31. Dezember 2026 aus. Ohne einen rechtzeitigen Beschluss und die Notifizierung eines neuen EEG-Modells droht ab Januar 2027 ein finanzielles und rechtliches Vakuum. Dieser Ablauf erklärt den hohen Zeitdruck, mit dem Bundesregierung und Bundestag die Novelle vorantreiben – ein Umstand, den der Bundesrat als kritischen Faktor für seine Änderungsforderungen hervorhebt.
Technische Hürden: Smart-Meter-Rollout und Direktvermarktung
Die verpflichtende Direktvermarktung kleiner PV-Anlagen setzt eine viertelstundengenaue, steuerbare Messung voraus. Der Monitoringbericht der Bundesnetzagentur (2026) zeigt jedoch, dass:
- weniger als 6 % aller Messstellen mit intelligenten Messsystemen (iMSys) ausgestattet sind.
- in den gesetzlich verpflichtenden Fällen die Quote bei etwa 26 % liegt.
Diese Zahlen verdeutlichen, dass die technische Infrastruktur für eine massentaugliche Direktvermarktung noch stark hinter den Anforderungen zurückbleibt. Der Bundesrat sieht hierin ein wesentliches Hindernis, das die geplanten Übergangszahlungen und die Verlängerung der Vergütungsmodelle rechtfertigt.
Redispatch-Kosten und ihre Bedeutung für die Gesetzgebung
Die Bundesregierung begründet die geplanten Einspeisekappungen unter anderem mit den hohen Engpasskosten. Laut Antwort auf eine Kleine Anfrage betragen die Gesamtkosten des Engpassmanagements im Jahr 2025 3,08 Mrd. Euro, davon 435 Mio. Euro für Entschädigungszahlungen an abgeregelte Erneuerbare-Energien. Diese Zahlen verdeutlichen, dass ein unkontrollierter Zubau von dezentralen Anlagen ohne geeignete Steuerungsinstrumente zu erheblichen Mehrkosten im Stromnetz führen kann – ein Argument, das die Bundesregierung zur Beibehaltung von Kappungs- und Steuerungsinstrumenten heranzieht.
Statistiken und Kennzahlen im Überblick
- Gesetzlicher Ausbau im 2. Segment (Dach-EEG): 1,5 GW (geplanter Wert des Bundes)
- Bundesrats-Forderung im 2. Segment: 2,3 GW (Beibehaltung)
- Erhöhung des Prämienwerts für spezielle Solaranlagen: +2,5 Cent/kWh
- Engpasskosten 2025 gesamt: 3,08 Mrd. Euro
- Smart-Meter-Quote in Pflichtfällen 2026: 26 %
Gegenargumente und Risiken
- Förderstopps wegen Verfahrensverzögerungen: Verzögerungen könnten dazu führen, dass das neue EEG-Modell nicht rechtzeitig umgesetzt wird, was einen beihilferechtlichen Stopp bedeutet.
- Zunahme der Netzkosten durch fehlende Steuerungsinstrumente: Ohne klare Vorgaben zur Integration von Dachstrom könnten Netzengpässe und Redispatch-Kosten weiter steigen und letztlich alle Endkunden belasten.
Häufig gestellte Fragen (FAQ)
Was passiert mit alten Anlagen vor Inkrafttreten der Novelle?Bestandsanlagen bis zum 31. Dezember 2026 bleiben schutzumfassend geregelt und behalten die volle, 20-jährige Förderung.Warum will der Bundesrat die 50-Prozent-Wirkleistungsbegrenzung entfernen?Dachanlagen sind bereits über § 14a EnWG und Smart-Meter steuerbar. Die Kappung wirke unverhältnismäßig und mindere die Erträge.Warum ist die Momentaufnahme zum Smart-Meter-Rollout 2026 von Bedeutung?Ein vollständiges digitales Vermarktungssystem fehlt. Ohne digitale Direktvermarktung sind die Kosten für kleine Anlagen höher als die Erträge, was den Ausbau blockiert.
Fazit
Die EEG-Novelle 2027 steht im Spannungsfeld zwischen dem politischen Wunsch nach schneller Umsetzung und den praktischen, technischen sowie wirtschaftlichen Hürden, die der Bundesrat in seinen Forderungen klar adressiert. Die drohende Auslaufzeit der EU-Beihilfegenehmigung, das schleppende Smart-Meter-Rollout und die erheblichen Redispatch-Kosten bilden ein Netzwerk von Risiken, das ohne die vom Bundesrat geforderten Anpassungen den Zubau von Dach-Photovoltaik stark bremsen könnte. Gleichzeitig zeigen die Gegenargumente, dass ein unkontrollierter Ausbau ohne geeignete Steuerungsinstrumente zu höheren Netzkosten und Belastungen für Endverbraucher führen würde. Die abschließende Bewertung hängt davon ab, ob ein ausgewogener Kompromiss gefunden wird, der sowohl die technische Machbarkeit als auch die wirtschaftliche Tragfähigkeit der erneuerbaren Energien sicherstellt.
