EEG 2027: Solaranlagen ohne Förderung – was Privatanleger wissen müssen

Das neue Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2027) sorgt für Aufruhr in der Solarbranche. Wirtschafts- und Energieministerin Katherina Reiche (CDU) hat einen Gesetzentwurf vorgelegt, der die staatliche Einspeisevergütung für neue Solaranlagen auf Hausdächern ab dem 1. Januar 2027 im Wesentlichen abschafft. Ihre Begründung: Die erneuerbaren Energien seien „erwachsen" geworden und bräuchten keine staatliche Förderung mehr. Das Bundeskabinett hat den Entwurf bereits abgenickt, im September soll der Bundestag abstimmen.

Wer sich nach dem 31. Dezember 2026 eine neue Solaranlage installiert und Strom ins Netz einspeisen möchte, erhält keine garantierte Vergütung mehr über 20 Jahre. Bisher bekommen Betreiber einer 10-Kilowatt-Anlage bei Teileinspeisung noch 7,7 Cent pro Kilowattstunde. Künftig soll der erzeugte Strom entweder vollständig selbst verbraucht oder über einen Direktvermarkter an der Strombörse verkauft werden. Als Übergangslösung sind maximal 36 Monate lang bis zu 5,2 Cent pro Kilowattstunde vorgesehen.

Was bedeutet Direktvermarktung für Hausbesitzer?

Bei der Direktvermarktung beauftragt der Anlagenbesitzer einen Zwischenhändler, seinen Strom an der Strombörse zu verkaufen. Technische Voraussetzung dafür ist ein intelligentes Messsystem (iMSys) – bestehend aus einem digitalen Smart Meter und einem Smart-Meter-Gateway. Dieses System übermittelt in der Regel viertelstündlich Verbrauchsdaten an Messstellenbetreiber und Direktvermarkter. Das geplante EEG senkt die Schwelle für den Pflichteinbau: Künftig müssen bereits Anlagen mit mehr als 2 Kilowatt Leistung ein solches System einbauen.

Die Kosten für Einbau und Betrieb sind gedeckelt. Für ein intelligentes Messsystem bei Pflichteinbau gilt für die meisten Verbraucher mit einer Erzeugungsanlage bis 15 Kilowatt eine Obergrenze von 100 Euro jährlich: 50 Euro für Smart Meter plus Gateway und maximal 50 Euro für eine Steuerbox. Diese Obergrenzen gelten allerdings nur für grundzuständige Messstellenbetreiber – bei wettbewerblichen Anbietern können die Preise höher ausfallen.

Im Idealfall funktioniert das System so: Eine Software – das sogenannte Home Energy Management System (HEMS) – steuert, wann Strom verbraucht, gespeichert oder verkauft wird. Verkauft wird dann, wenn die Börsenpreise hoch sind, typischerweise in den frühen Abendstunden. Unternehmen wie Enpal oder 1Komma5 Grad setzen auf dieses Geschäftsmodell, das unter dem Begriff „Virtual Power Plant" (VPP) bekannt ist: Der Strom vieler Kleinanlagen wird gebündelt und gemeinsam vermarktet.

Die Branche schlägt Alarm

Grundsätzlich stört sich die Solarbranche weniger daran, dass die Förderung wegfällt. Benjamin Merle-Oberheide, Produktchef beim Berliner Energie-Startup Enpal, sagt, nach 25 Jahren könnten die „dezentralen Erneuerbaren Energien" auch ohne Förderung am Markt bestehen. Filip Thon, Chef des deutschen E.On-Vertriebs, betont, Direktvermarktung dürfe „kein Spezialthema für Experten" sein, sondern müsse „massentauglich werden".

Der eigentliche Kritikpunkt ist ein anderer: Mehrere Unternehmen bemängeln, wie die Direktvermarktung im Gesetz konkret ausgestaltet ist. Bei Enpal ist von einem „handwerklichen Fehler" die Rede. Das Hamburger Energie-Startup 1Komma5 Grad wirft der Regierung vor, ihr eigenes Regulierungsziel zu „sabotieren". Octopus Energy Deutschland nennt Teile des Gesetzes schlicht „absurd". Bastian Gierull, Deutschland-Chef von Octopus Energy, bringt es auf den Punkt: „Wenn man der Fotovoltaik die Förderung nimmt und mehr Markt fordert, dann muss man auch mehr Markt ermöglichen."

Die umstrittene Wirkleistungsbegrenzung

Der zentrale Streitpunkt ist die sogenannte Wirkleistungsbegrenzung in Paragraf 9 des novellierten EEG. Sie besagt: Solaranlagen mit weniger als 100 Kilowatt Leistung dürfen am Netzverknüpfungspunkt maximal 50 Prozent ihrer installierten Leistung ins Netz einspeisen. Diese Kappung gilt dauerhaft – unabhängig davon, ob ein Smart Meter installiert ist und unabhängig davon, ob die Anlage in der Direktvermarktung ist.

Auf den ersten Blick erscheint das sinnvoll: Zur Mittagszeit, wenn die Sonne scheint, soll eine Überlastung des Netzes verhindert werden. Auf den zweiten Blick trifft die Regelung aber auch Batteriespeicher. Wer seinen Speicher am frühen Abend entladen möchte, wenn die Strompreise hoch sind, kann dies nur mit halber Leistung tun. Merle-Oberheide beschreibt das Problem präzise: „Wenn ich meine Batterie am frühen Abend entladen will, weil die Strompreise dann hoch sind und die Nachfrage groß ist, benötige ich eine maximal schnelle Entladungsleistung. Wenn der Wechselrichter gedrosselt ist, kann ich aber auch den Speicher nur halb so schnell entladen."

Jannik Schall, Produktchef und Mitgründer von 1Komma5 Grad, ergänzt: „Die 50-Prozent-Kappung nimmt die PV-Anlage und alle Flexibilitätsoptionen hinter dem Netzverknüpfungspunkt in Geiselhaft und führt zu höheren Stromkosten für alle." Gierull von Octopus Energy nennt die Regelung einen „Rückschritt": „Kleine Erzeuger sollen nicht am Markt teilnehmen. Die gewaltige Flexibilität, die tausende Heimspeicher zusammen liefern könnten, wird klein gemacht."

Digitalisierung als Flaschenhals

Neben der Wirkleistungsbegrenzung kämpft die Branche mit einem weiteren strukturellen Problem: der mangelnden Digitalisierung bei den rund 850 Verteilnetzbetreibern in Deutschland. „Stand heute gibt es für den Strom aus Kleinanlagen keinen funktionierenden Markt, weil massentaugliche Prozesse fehlen", sagt Merle-Oberheide. Die Ummeldeverfahren mit den Verteilnetzbetreibern dauerten zwischen sechs und 18 Monaten.

Enpal hat eigene Daten zur tatsächlichen Bearbeitungsdauer erhoben. Das Ergebnis ist ernüchternd: Ein Lieferantenwechsel soll eigentlich binnen eines Tages möglich sein, im Schnitt gibt es aber 10,5 Tage Verzug. Die Einrichtung einer Smart-Meter-Viertelstundenbilanzierung soll maximal zwei Tage dauern – der tatsächliche Verzug liegt laut Enpal-Daten im Schnitt bei 181,6 Tagen. Die Einrichtung der Direktvermarktung soll binnen eines Tages erfolgen, dauert aber im Schnitt 65,8 Tage länger. Merle-Oberheide fasst zusammen: „Wenn ein Kunde im Januar eine Anlage kauft, die im Februar in Betrieb geht, wird er im Schnitt neun Monate warten, bis der Vermarkter seinen Strom vermarkten kann."

Das neue EEG sieht nach Einschätzung der Kritiker keine wirksamen Maßnahmen vor, um diese Prozesse zu beschleunigen. Konkrete Fristen oder Strafgelder für säumige Netzbetreiber fehlen. Merle-Oberheide findet das „erstaunlich", denn Ministerin Reiche war vor ihrer Ernennung Chefin der E.On-Tochter Westenergie – also selbst Chefin eines Verteilnetzbetreibers.

Was können Anlagenbetreiber verdienen?

Die Frage nach dem konkreten Verdienst lässt sich nicht pauschal beantworten. Enpal nennt als Beispiel einen Haushalt ohne Wärmepumpe mit einer 13-Kilowatt-Anlage und einem 16-Kilowattstunden-Speicher: Dieser könnte eine zugesicherte Vergütung von mindestens 700 bis maximal 1.050 Euro pro Jahr erhalten. Durch die geplante Wirkleistungsdrosselung würden nach Enpal-Berechnungen mindestens 20 Prozent des Erlöses wegfallen.

Octopus Energy setzt auf ein einfacheres Modell: eine Pauschale von 40 Euro pro Kilowattpeak pro Jahr. „Je mehr Haushalte wir direktvermarkten und je besser wir mit unseren Prognosen werden, desto günstiger wird es", sagt Gierull. Die Bundesregierung plant zudem einen Bonus von 1,5 Cent pro Kilowattstunde für die ersten 48 Monate der Direktvermarktung – allerdings nur für Anlagen unter 25 Kilowatt Leistung.

Was sagt das Ministerium?

Auf Anfrage der Wirtschaftswoche antwortete ein Sprecher des Wirtschafts- und Energieministeriums zur Wirkleistungsbegrenzung: „Die im Kabinettsbeschluss zum EEG 2027 vorgesehene Wirkleistungsbegrenzung für PV-Dachanlagen gilt unabhängig von der Vermarktungsform. Hintergrund ist, dass hierdurch ein hoher Eigenverbrauch, insbesondere durch Speicher, Wärmepumpen und E-Mobilität angereizt wird." Von einem Markt für die Direktvermarktung kleiner Anlagen ist dabei keine Rede.

Das Ziel des Ministeriums scheint damit klar: Kleinere Solaranlagen sollen primär für den Eigenverbrauch genutzt werden, nicht für die Vermarktung am Markt. Für die Energie-Startups hätte das spürbare Folgen – ihr Geschäftsmodell basiert gerade auf der flexiblen Vermarktung des erzeugten Stroms. Ob der Bundestag im September noch Änderungen vornimmt, bleibt abzuwarten. Aus dem Ministerium heißt es dazu lediglich: „Über etwaige Anpassungen entscheidet damit der parlamentarische Gesetzgeber."