EEG-Reform 2027: Lohnt sich eine neue PV-Anlage noch?

Was der Regierungsentwurf konkret vorsieht#

Das Bundeswirtschaftsministerium unter Ministerin Katharina Reiche arbeitet an einer Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Ein interner Arbeitsentwurf wurde Ende Februar 2026 publik. Die Kernpunkte bestätigte das Ministerium am 23. März 2026. Stand 31. Juli 2026 liegt ein Regierungsentwurf vor: Der ursprünglich für den 10. Juni geplante Kabinettsbeschluss wurde mehrfach vertagt und schließlich am 29. Juli 2026 gefasst, in der letzten Kabinettssitzung vor der Sommerpause. Der Zeitdruck bleibt hoch. Die beihilferechtliche Genehmigung des aktuellen EEG durch die EU-Kommission läuft Ende 2026 aus. Das Folgegesetz muss also bis Jahresende durch Bundestag und Bundesrat, die Beratung ist ab September 2026 geplant. Zusätzlich braucht es eine neue EU-Notifizierung, bevor die Regeln am 1. Januar 2027 greifen können.

Die Kernpunkte für Hausbesitzer im Überblick: Ab dem 1. Januar 2027 sollen neue PV-Anlagen bis 25 kWp keine garantierte Einspeisevergütung mehr bekommen. Stattdessen wird die Direktvermarktung über einen zugelassenen Dienstleister zur Pflicht. Der Entwurf sieht außerdem eine dauerhafte Kappung der Einspeiseleistung auf 50 Prozent der installierten Nennleistung vor. Für Anlagen unter 25 kWp entfällt damit das bisher verlässlichste Kalkulations-Element. Gemeint ist der über 20 Jahre garantierte Cent-Betrag pro eingespeister Kilowattstunde. Aktuell (Vergütungsregime 02/2026 bis 07/2026) liegt dieser bei 7,78 Cent für Teileinspeisung und 12,34 Cent bei Volleinspeisung, jeweils bis 10 kWp. Für Anlagen zwischen 10 und 40 kWp gelten 6,73 und 10,35 Cent.

Betroffen sind praktisch alle typischen Einfamilienhaus-PV-Anlagen mit meist 6 bis 15 kWp, dazu Doppelhaushälften, Reihenhäuser und kleinere Mehrfamilienhäuser unter der 25-kWp-Grenze. Wer bereits einspeist, bleibt vom Entwurf unberührt. Besonders sensibel sind Mieterstrom-Projekte in kleinen Mehrfamilienhäusern, die ihre Renditeplanung über die Einspeisevergütung absichern. Größere Anlagen über 25 kWp laufen ab 2027 in ein neues Fördersystem. Sogenannte zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) garantieren einen Mindestpreis. Liegen die Marktpreise darüber, fordert der Staat die Differenz zurück.

Diese Übergangsregeln gelten auf einen Blick#

Wer die Reform nicht trifft, bleibt entspannt. Alle PV-Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb gehen und beim Netzbetreiber angemeldet sind, bekommen vollen Bestandsschutz. Die zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme geltende Einspeisevergütung läuft 20 Kalenderjahre plus Inbetriebnahmejahr weiter. Entscheidend ist nicht das Bestelldatum, sondern die reale Inbetriebnahme mit Zählersetzung und Meldung ans Marktstammdatenregister.

Wer aktuell plant, sollte den Vorlauf realistisch einkalkulieren. Zwischen verbindlicher Beauftragung und tatsächlicher Inbetriebnahme eines typischen Einfamilienhaus-Systems liegen drei bis neun Monate. Entscheidend sind Region, Handwerker-Auslastung und Zähler-Termin des Netzbetreibers. Ab Herbst 2026 zieht die Nachfrage voraussichtlich deutlich an. Kapazitätsengpässe sind wahrscheinlich. Details zur Amortisationsrechnung unter den geltenden Konditionen stehen im Ratgeber zu aktuellen PV-Kosten und Amortisation.

Was kommt statt der Einspeisevergütung? Direktvermarktung erklärt#

Direktvermarktung funktioniert so: Der Anlagenbetreiber verkauft seinen Überschussstrom nicht mehr zu einem festen Cent-Betrag an den Netzbetreiber. Stattdessen läuft der Verkauf über einen Dienstleister an der europäischen Strombörse EPEX Spot. Der Erlös richtet sich nach dem Day-Ahead- oder Intraday-Preis. Typisch sind 2 bis 15 Cent pro Kilowattstunde. Bei Mittagsspitzen mit hoher Sonneneinstrahlung rutscht der Preis auch in den negativen Bereich. Bisher greift die Pflicht zur Direktvermarktung erst ab 100 kWp. Der Referentenentwurf senkt diese Schwelle faktisch auf 0 Kilowatt. Jede neue Anlage ab 2027 wäre betroffen.

Für einen typischen 8-kWp-Betrieb auf einem Einfamilienhaus entstehen dabei drei konkrete Probleme. Erstens: Der Direktvermarkter berechnet eine Marge, die bei Kleinstanlagen prozentual hoch ausfällt. Branchenschätzungen sprechen von bis zu 69 Prozent der Bruttoerlöse, die Vermarktungsgebühren auffressen. Zweitens: Für die Anbindung an den Spotmarkt ist ein intelligentes Messsystem Pflicht. Der Smart-Meter-Rollout für Kleinstanlagen ist regional unterschiedlich weit. Zähleraustausch und Messstellenbetrieb kosten zwischen 600 und 5.000 Euro einmalig plus laufende Gebühren. Drittens: Die Marktprozesse zwischen Messstellenbetreiber, Netzbetreiber und Direktvermarkter sind für private Kleinstanlagen laut Dienstleister-Aussagen noch nicht zuverlässig etabliert.

Als Brücke plant der Entwurf eine befristete Netzbetreiber-Abnahme. Für Anlagen bis 25 kWp gilt sie bis Ende 2027, für Anlagen bis 10 kWp bis Ende 2028. In dieser Zeit brauchen Betreiber keinen Direktvermarkter. Eine garantierte Vergütung gibt es aber auch nicht mehr. Stattdessen fließt nur der jeweilige Marktpreis, den der Netzbetreiber auszahlt. Ab 2029 (bei 10-kWp-Anlagen) beziehungsweise 2028 (bei 25-kWp-Anlagen) endet auch diese Brücke. Hintergründe zum Börsenhandel und zum Day-Ahead-Marktmechanismus erklärt der Artikel Strombörse EPEX und Börsenstrompreis.

Aus dem Schwenk folgt eine klare Strategie-Verschiebung: weg von der Einspeisung, hin zum Eigenverbrauch. Eine selbst genutzte Kilowattstunde ist bei aktuellen Haushaltsstrompreisen rund 30 Cent wert. Eine eingespeiste bringt nur 7,70 Cent (Teileinspeisung bis 10 kWp, Inbetriebnahme ab 1. August 2026). Das Verhältnis von knapp 4 zu 1 macht den Eigenverbrauch zum wirtschaftlichen Hauptargument jeder neuen Anlage, unabhängig von der Reform. Der Ratgeber Eigenverbrauch auf 70 Prozent steigern geht auf die konkreten Stellschrauben ein.

Lohnt sich eine PV-Anlage 2027 ohne Einspeisevergütung?#

Ein Rechenbeispiel macht die Zahlen greifbar. Typische 10-kWp-Anlage auf einem Einfamilienhaus in Süddeutschland, Jahresertrag rund 10.000 Kilowattstunden, Haushaltsverbrauch 4.500 Kilowattstunden pro Jahr, Strompreis 30 Cent brutto pro Kilowattstunde. Ohne Batteriespeicher liegt die Eigenverbrauchsquote bei 30 bis 35 Prozent. Etwa 1.500 Kilowattstunden nutzt der Haushalt selbst. Mit einem 8-kWh-Speicher steigt der Wert auf 65 bis 70 Prozent, also rund 3.100 Kilowattstunden. Der Rest geht ins Netz. Unter dem alten Regime wird er vergütet. Bei Direktvermarktung hängt der Erlös am Marktpreis.

Das Ergebnis zeigt eine klare Richtung: Ohne Einspeisevergütung rechnet sich eine PV-Anlage nur dann, wenn der selbst genutzte Anteil einen deutlichen Sprung macht. Für reine Einspeiseanlagen ohne Speicher und ohne weitere Verbraucher (Wärmepumpe, E-Auto) fällt die Amortisation in den Bereich 14 bis 18 Jahre, statt wie bisher 10 bis 12 Jahre. Wer bereits einen Speicher oder eine Wärmepumpe plant, verschiebt sich dagegen nur minimal. Weitere Details zur Speicher-Wirtschaftlichkeit finden sich im Artikel Batteriespeicher 2025, lohnt sich die Investition?.

Wie stark das Ergebnis an politischen Detailentscheidungen hängt, zeigt die am 9. Juni 2026 veröffentlichte PV2027-Studie des Berliner Instituts aquu im Auftrag des Solarenergie-Fördervereins (SFV). Sie rechnet den härtesten Fall, die komplette Nulleinspeisung ohne jede Überschussverwertung: Dann verliert eine 10-kW-Anlage 69 Prozent ihres Jahresertrags, die Amortisationszeit steigt ohne Speicher auf über 30 Jahre. Unsere Tabelle oben rechnet dagegen mit der im Entwurf vorgesehenen Übergangsbrücke, bei der Netzbetreiber den Überschuss zum Marktpreis abnehmen. Die Studienergebnisse im Detail und die Reaktionen darauf bündelt unsere News-Analyse zur EEG-Vertagung.

Jetzt kaufen oder warten? Die Entscheidungshilfe#

Drei Gründe sprechen für eine Inbetriebnahme bis Ende 2026. Erstens: 20 Jahre Bestandsschutz mit dem aktuellen Vergütungssatz (7,70 bis 12,22 Cent pro Kilowattstunde, je nach Einspeisemodell) sind kalkulatorisch wertvoll. Zweitens: Die Auftragsbücher der Installateure sind aktuell noch überschaubar, ab Herbst 2026 ist mit deutlicher Auslastung zu rechnen. Drittens: Die chinesischen Export-Subventionen für PV-Module sind zum 1. April 2026 entfallen, Preisaufschläge auf neue Module werden bereits spürbar. Wer jetzt bestellt, bekommt noch Lagerware aus der Vor-April-Bestellung.

Vier Argumente sprechen dagegen, sofort zu handeln. Erstens: Der Entwurf ist noch nicht Gesetz, die parlamentarische Diskussion kann ihn deutlich entschärfen. Zweitens: Die Speicherpreise fallen weiter, eine spätere Anlage mit Speicher kann in Summe günstiger werden. Drittens: Neue Technologien wie bidirektionale Wallboxen (V2H) erweitern die Eigenverbrauchs-Strategie, brauchen aber noch Zeit bis zur Serienreife. Viertens: Wer aktuell einen Jahresverbrauch unter 3.000 Kilowattstunden hat, erreicht auch mit neuer Technik kaum 70 Prozent Eigenverbrauch, der wirtschaftliche Vorteil bleibt begrenzt.

Fünf Fragen zur eigenen Entscheidung:

1. Liegt der Jahresstromverbrauch über 4.000 Kilowattstunden oder ist eine Wärmepumpe oder ein E-Auto geplant?
2. Ist das Dach Süd-, Süd-West- oder Süd-Ost-orientiert mit weniger als 20 Prozent Verschattung?
3. Kann die Inbetriebnahme realistisch vor dem 1. Dezember 2026 abgeschlossen werden?
4. Ist das Budget für Anlage plus passenden Speicher im gleichen Zeitraum verfügbar?
5. Besteht Bereitschaft, ab 2027 einen Direktvermarkter-Vertrag zu schließen und zu warten?

Werden die ersten drei Fragen mit Ja beantwortet, ist ein Kauf 2026 wirtschaftlich attraktiv. Werden die Fragen 4 und 5 negativ beantwortet, gewinnt das Abwarten-Szenario an Gewicht. Eine ausführliche Finanzierungs-Betrachtung (Direktkauf, KfW-Kredit, Leasing) liefert der Ratgeber zur PV-Anlage-Finanzierung.

Was passiert, wenn der Entwurf nicht verabschiedet wird?#

Der Regierungsentwurf hat noch mehrere Hürden zu nehmen. Die erste ist genommen: Nach mehreren Vertagungen, zuletzt vom 10. Juni auf den 24. Juni, hat das Kabinett den Entwurf am 29. Juli 2026 beschlossen. Streitpunkte zwischen BMWE und Umweltministerium BMUKN waren der Redispatch-Vorbehalt und das Vergütungs-Aus für Kleinanlagen. Es folgen die parlamentarische Beratung ab September 2026 und die EU-Notifizierung der Beihilferegelung. Hintergrund: Die EU-Beihilfegenehmigung für das bisherige EEG läuft Ende 2026 aus, was einen neuen Rahmen erzwingt.

Der politische Widerstand gegen den Entwurf wächst. Auf der Energieministerkonferenz in Norderney (20. bis 22. Mai 2026) stimmten alle 16 Bundesländer einstimmig gegen den energiepolitischen Kurs von Bundesministerin Reiche. Konkret abgelehnt wurden: die geplanten Netzengpassgebiete, die Kürzungen bei kleinen Dach-PV-Anlagen unter 25 kWp und zusätzliche Offshore-Hürden. Sachsen brachte drei eigene Beschlüsse ein (strategische Gasreserve, Netzausbau-Beschleunigung, verbindlicher Energiewendefahrplan), die ebenfalls einstimmig angenommen wurden.

BSW-Präsident Jörg Ebel warnte am 23. April: 60 Prozent der potenziellen Investoren würden bei Umsetzung keine Solaranlage mehr auf dem Hausdach installieren. Eine YouGov-Umfrage von Ende März 2026 mit 2.248 Befragten ergab: Nur 9 Prozent der Befragten unterstützen die Pläne von Ministerin Reiche. Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) spricht von einem „Angriff auf die Energiewende". Das Bündnis Bürgerenergie (BBEn) sieht die dezentrale Bürgerenergie als Kernidee der Reform gefährdet.

Drei realistische Szenarien für den Ausgang des Verfahrens:

• Szenario Entwurf durch wie geplant: Keine Vergütung für PV unter 25 kWp ab 2027, Direktvermarktungspflicht. Speicher-Kopplung de facto Pflicht für neue Anlagen.
• Szenario entschärfter Entwurf: Der 25-kWp-Schwellenwert wird angehoben, etwa auf 40 oder 100 kWp. Kleinstanlagen behalten eine reduzierte Vergütung. Die Direktvermarktungspflicht gilt nur oberhalb des neuen Schwellenwerts.
• Szenario zeitliche Verschiebung: Das Inkrafttreten rutscht über den 1. Januar 2027 hinaus, weil das parlamentarische Verfahren ab September 2026 länger dauert oder die EU-Beihilfegenehmigung auf sich warten lässt. Für Planer bedeutet das ein längeres Bestandsschutz-Fenster.

Wer jetzt plant, sollte sich nicht am politischen Verfahren orientieren, sondern am Inbetriebnahme-Datum. Jede Anlage, die vor dem 1. Januar 2027 läuft, ist vollständig bestandsgeschützt, egal was danach beschlossen wird. Wer unter Zeitdruck plant, hat zwei robuste Optionen. Erstens: sofort beauftragen und noch 2026 in Betrieb gehen. Zweitens: bewusst abwarten und die Anlage 2027 oder 2028 mit voller Kenntnis der neuen Regelung planen. Dazwischen gibt es wenig sinnvolle Positionen. Die halbe Zuwartung kostet nur Zeit und Planungssicherheit.