EEG-Novelle 2027: Was die beschlossenen Änderungen für Mieterstrom, Photovoltaik und die Energiewende bedeuten

Das Wichtigste in Kürze

• Die feste Einspeisevergütung entfällt für alle neuen PV-Anlagen – nicht nur für kleine
• Neu gegenüber dem Frühjahrsentwurf: eine befristete Übergangszahlung für maximal 36 Monate, gestaffelt nach Inbetriebnahmejahr
• Neu: ein Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh für Anlagen unter 25 kW
• Die 50-Prozent-Kappung der Einspeiseleistung betrifft Dachanlagen unter 100 kW – sie gilt nur für die Einspeisung, nicht für Eigenverbrauch und Speicherung
• Der Mieterstromzuschlag nach § 21 EEG bleibt bestehen – auch für Neuanlagen unter 25 kW
• Neu für große Quartiersanlagen: Über 1 MW installierter Leistung wird der Mieterstromzuschlag anteilig gedeckelt
• Eigenverbrauch mit Speicher wird endgültig zum zentralen Erfolgsfaktor – Mieterstrom bleibt wirtschaftlich und zukunftssicher

Disclaimer – Stand der Gesetzgebung: Das Bundeskabinett hat die EEG-Novelle am 29. Juli 2026 gemeinsam mit dem Netzanschlusspaket beschlossen. Damit liegt ein Regierungsentwurf vor, aber noch kein geltendes Recht. Bundestag und Bundesrat beraten nach der Sommerpause, zentrale Förderregelungen stehen zusätzlich unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission. Das Inkrafttreten ist zum 1. Januar 2027 geplant. Änderungen im parlamentarischen Verfahren sind ausdrücklich möglich, und werden von der Branche aktiv gefordert.

Was sind die wichtigsten Änderungen der EEG-Novelle 2027?

Mit der EEG-Novelle plant die Bundesregierung, die Förderung von Photovoltaikanlagen grundlegend neu auszurichten. Statt einer festen Einspeisevergütung soll die Direktvermarktung künftig zum Regelfall werden. Gleichzeitig setzt die Reform stärker auf Eigenverbrauch, Batteriespeicher und eine netzdienliche Nutzung von Solarstrom.

Für Eigentümer von Mehrfamilienhäusern, Wohnungsunternehmen und Anlagenbetreiber bedeutet das: Die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für neue Photovoltaikanlagen verändern sich deutlich. Während klassische Einspeisemodelle an Bedeutung verlieren, bleiben Mieterstrom und andere Konzepte mit hohem Eigenverbrauch weiterhin attraktiv. Die gute Nachricht: Der Mieterstromzuschlag nach § 21 EEG bleibt grundsätzlich erhalten und schafft auch künftig Planungssicherheit für viele Projekte.

Gegenüber dem ersten Gesetzesentwurf aus dem Frühjahr hat die Bundesregierung zwar an einigen Stellen nachgebessert. So sind unter anderem eine befristete Übergangszahlung und ein Direktvermarktungsbonus für kleinere PV-Anlagen hinzugekommen. An der grundsätzlichen Stoßrichtung der Reform hat sich jedoch nichts geändert: Die Förderung neuer Solaranlagen soll schrittweise zurückgefahren und stärker durch marktwirtschaftliche Mechanismen ersetzt werden.

Rückblick: Vom Gesetzesleak zur beschlossenen EEG-Novelle

Ende Februar 2026 wurde ein 442 Seiten umfassender Referentenentwurf aus dem Bundeswirtschaftsministerium öffentlich. Das als „Verschlusssache – Nur für den Dienstgebrauch" eingestufte Dokument sorgte in der Solarbranche für erhebliche Diskussionen. Besonders die geplante Abschaffung der festen Einspeisevergütung für neue PV-Anlagen unter 25 Kilowatt stieß auf deutliche Kritik. Auch wir haben uns bereits im Frühjahr ausführlich mit den geplanten Änderungen der EEG-Novelle auseinandergesetzt.

Nach mehreren Monaten politischer Verhandlungen hat das Bundeskabinett die Reform am 29. Juli 2026 gemeinsam mit dem Netzanschlusspaket beschlossen. Gegenüber dem ursprünglichen Entwurf enthält der Kabinettsbeschluss einige wichtige Nachbesserungen. Dazu gehören vor allem eine befristete Übergangszahlung für kleinere Photovoltaikanlagen sowie ein Direktvermarktungsbonus für Anlagen unter 25 Kilowatt.

An der grundsätzlichen Richtung der EEG-Novelle hat sich jedoch nichts geändert. Die Bundesregierung möchte die feste Einspeisevergütung schrittweise beenden und den Ausbau neuer PV-Anlagen stärker über Direktvermarktung, Eigenverbrauch und Batteriespeicher steuern. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche brachte diesen Kurs bei der Vorstellung des Kabinettsbeschlusses auf den Punkt: „Wir beenden das EEG als Rundum-sorglos-Paket."

Wichtig ist außerdem: Mit dem Kabinettsbeschluss vom 29. Juli 2026 ist die EEG-Novelle noch nicht rechtskräftig. Nach der Sommerpause beraten Bundestag und Bundesrat über den Gesetzentwurf. Zudem stehen zentrale Förderregelungen unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission. Nach aktuellem Stand soll die Reform zum 1. Januar 2027 in Kraft treten. Bis dahin sind im parlamentarischen Verfahren noch Änderungen möglich.

Was ist das EEG und warum wird es reformiert?

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bildet seit dem Jahr 2000 die Grundlage für den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland. Es regelt unter anderem, unter welchen Bedingungen Strom aus Photovoltaik-, Windkraft-, Biomasse- oder Wasserkraftanlagen ins öffentliche Netz eingespeist wird und wie Betreiber dafür vergütet werden.

Vor allem die feste Einspeisevergütung hat den Ausbau der Photovoltaik in den vergangenen 25 Jahren maßgeblich vorangetrieben. Sie gab privaten Eigentümern, Unternehmen und Investoren die Sicherheit, dass sie für eingespeisten Solarstrom über viele Jahre eine gesetzlich garantierte Vergütung erhalten. Millionen Photovoltaikanlagen wurden auf dieser Grundlage wirtschaftlich.

Nach Auffassung der Bundesregierung passt dieses Fördersystem jedoch nicht mehr zu einem Strommarkt, in dem erneuerbare Energien längst einen großen Teil der Stromerzeugung ausmachen. Solarstrom ist heute deutlich günstiger als noch vor einigen Jahren. Gleichzeitig entstehen immer häufiger Situationen, in denen an sonnigen Tagen mehr Strom produziert wird, als das Netz aufnehmen kann. Die Folge sind zunehmende Netzengpässe und häufiger negative Börsenstrompreise.

Mit der im Juli 2026 beschlossenen EEG-Novelle verfolgt die Bundesregierung deshalb das Ziel, den Ausbau erneuerbarer Energien stärker am Strommarkt auszurichten. Neue Photovoltaikanlagen sollen überschüssigen Strom künftig möglichst direkt vermarkten oder vor Ort nutzen, statt ihn dauerhaft zu einer festen Vergütung ins öffentliche Netz einzuspeisen. Eigenverbrauch, Batteriespeicher und eine flexiblere Nutzung von Solarstrom gewinnen dadurch deutlich an Bedeutung.

Ein weiterer Grund für die Reform ist die auslaufende beihilferechtliche Genehmigung des bisherigen EEG-Fördersystems durch die Europäische Union. Ohne eine Nachfolgeregelung könnte die Förderung neuer Anlagen ab 2027 nicht in ihrer bisherigen Form fortgeführt werden.

Genau an diesem Punkt beginnt aus unserer Sicht das Problem. Grundsätzlich ist es sinnvoll, Solarstrom künftig stärker dort zu verbrauchen, wo er erzeugt wird. Genau dafür stehen Mieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und Batteriespeicher. Kritisch wird es jedoch, wenn bestehende Förderinstrumente von der Bundesregierung zurückgebaut werden, bevor die notwendigen Alternativen in der Praxis funktionieren. Genau hier setzt unsere Kritik an der EEG-Novelle an. Denn Direktvermarktung, Smart Meter und die notwendige Infrastruktur sind insbesondere für kleinere Photovoltaikanlagen vielerorts noch nicht so weit, dass sie die bisherige Förderung ersetzen können. Warum wir diese Entwicklung kritisch sehen und welche Folgen sie für Photovoltaik, Mieterstrom und die Energiewende haben kann, zeigen wir im weiteren Verlauf dieses Artikels.

Die größte Veränderung der EEG-Novelle betrifft die Art, wie neue Photovoltaikanlagen künftig Geld für ihren eingespeisten Strom erhalten. Bisher konnten Betreiber den überschüssigen Solarstrom je nach Anlagengröße dauerhaft zu einer gesetzlich festgelegten Vergütung ins öffentliche Netz einspeisen. Dieses System wird nun grundlegend umgebaut.

Künftig soll die Direktvermarktung zur Regel werden. Das bedeutet: Betreiber verkaufen ihren Strom nicht mehr zu einer festen Vergütung, sondern über einen Direktvermarkter am Strommarkt. Die bisherige Grenze von 100 Kilowatt entfällt. Damit gilt dieses Prinzip künftig grundsätzlich für alle neuen PV-Anlagen, unabhängig von ihrer Größe.

Um den Übergang abzufedern, enthält die EEG-Novelle zwei neue Instrumente: die befristete Übergangszahlung statt dauerhafter Einspeisevergütung und den Direktvermarktungsbonus für kleinere Anlagen. Beide Neuerungen erklären wir im Folgenden:

Befristete Übergangszahlung statt dauerhafter Einspeisevergütung

Neue Photovoltaikanlagen, die ab 2027 in Betrieb gehen, können für einen begrenzten Zeitraum weiterhin eine Zahlung vom Netzbetreiber erhalten. Sie orientiert sich an der bisherigen Einspeisevergütung, fällt jedoch niedriger aus und ist zeitlich auf maximal 36 Monate begrenzt.

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Nach Ablauf dieser Frist müssen Betreiber ihren überschüssigen Strom grundsätzlich direkt vermarkten. Die Höhe der Übergangszahlung entspricht dem anzulegenden Wert abzüglich 1 Cent pro Kilowattstunde. Zum Start sind das 5,2 ct/kWh. Anschließend sinkt der Wert halbjährlich.

Positiv ist, dass die Bundesnetzagentur die Übergangsregelung bei Bedarf verlängern kann, wenn sich die Direktvermarktung für kleinere Anlagen bis dahin noch nicht ausreichend etabliert hat. Außerdem sieht der Gesetzentwurf eine Härtefallregelung vor.

Direktvermarktungsbonus für kleinere Anlagen

Um die zusätzlichen Kosten der Direktvermarktung zumindest teilweise auszugleichen, führt die Bundesregierung einen neuen Direktvermarktungsbonus ein. Anlagen unter 25 Kilowatt erhalten für maximal 48 Monate einen Zuschlag von 1,5 ct/kWh auf den direkt vermarkteten Strom.

Dieser Bonus gehört zu den wichtigsten Änderungen gegenüber dem ursprünglichen Gesetzesentwurf aus dem Frühjahr. Er zeigt, dass die Bundesregierung die Kritik aus der Branche zumindest teilweise aufgegriffen hat. Gleichzeitig bleibt aus unserer Sicht die grundsätzliche Herausforderung bestehen: Ein befristeter Bonus ersetzt keinen funktionierenden Markt für die Direktvermarktung kleiner Photovoltaikanlagen.

Weitere wichtige Änderungen

Neben der neuen Förderlogik enthält die EEG-Novelle weitere Änderungen:

• Die Ausfallvergütung für Neuanlagen entfällt.
• Die Nulleinspeisung wird vereinfacht und bürokratische Hürden sollen abgebaut werden.
• Der Smart-Meter-Rollout wird auf Erzeugungsanlagen ab mehr als 2 kW ausgeweitet.
• Kommunen sollen künftig mit 0,3 statt 0,2 ct/kWh an neuen Projekten beteiligt werden.
• Am Ausbauziel von 80 Prozent erneuerbarem Strom bis 2030 hält die Bundesregierung fest. Ergänzend ist eine Sonderausschreibung für 12 GW Windenergie an Land vorgesehen.

Die wichtigsten Auswirkungen dieser Änderungen unterscheiden sich je nach Anlagengröße und Nutzung deutlich. Im nächsten Abschnitt schauen wir deshalb darauf, was die EEG-Novelle konkret für kleine und große Photovoltaikanlagen sowie für Mieterstromprojekte bedeutet.

Was hat sich seit dem ersten Gesetzesentwurf geändert?

Als der erste Entwurf der EEG-Novelle Anfang 2026 öffentlich wurde, fiel die Kritik aus der Solarbranche deutlich aus. Vor allem die geplante Abschaffung der festen Einspeisevergütung für neue Photovoltaikanlagen unter 25 Kilowatt ohne Übergangsregelung sorgte für erhebliche Unsicherheit. Zahlreiche Unternehmen und Branchenverbände warnten davor, den Ausbau kleiner und mittlerer Dachanlagen auszubremsen und die Energiewende unnötig zu gefährden. Auch wir haben den ursprünglichen Entwurf bereits im Frühjahr kritisch eingeordnet.

Mit dem Kabinettsbeschluss vom 29. Juli 2026 hat die Bundesregierung den ursprünglichen Gesetzentwurf an einigen Stellen angepasst. Neu hinzugekommen sind unter anderem eine befristete Übergangszahlung für kleinere PV-Anlagen sowie ein Direktvermarktungsbonus für Anlagen unter 25 Kilowatt. Außerdem wurde die 50-Prozent-Kappung konkretisiert und der Mieterstromzuschlag für Anlagen unter 25 Kilowatt ausdrücklich bestätigt.

Diese Änderungen sorgen zwar für mehr Klarheit und entschärfen einzelne Regelungen. Am grundlegenden Kurs der EEG-Novelle ändern sie jedoch nichts. Die Bundesregierung hält weiterhin daran fest, die feste Einspeisevergütung schrittweise abzuschaffen und die Direktvermarktung zum Regelfall für neue Photovoltaikanlagen zu machen.

Genau darin liegt aus unserer Sicht das eigentliche Problem. Wir teilen die Kritik vieler Unternehmen und Verbände der Solarbranche nicht nur, wir erleben diese Herausforderungen in der Praxis selbst. Die EEG-Novelle setzt auf Direktvermarktung als neues Leitmodell, obwohl Smart-Meter-Rollout, Marktinfrastruktur und wirtschaftliche Lösungen für kleinere Photovoltaikanlagen vielerorts noch nicht ausreichend entwickelt sind. Statt zunächst die Voraussetzungen für diesen Systemwechsel zu schaffen, verlagert die Reform das wirtschaftliche Risiko zunehmend auf die Anlagenbetreiber.

Auswirkungen der EEG-Novelle 2027 auf Photovoltaikanlagen

Nicht jede Photovoltaikanlage ist von der EEG-Novelle gleichermaßen betroffen. Während Bestandsanlagen ihre zugesicherte Förderung behalten, verändern sich die Rahmenbedingungen vor allem für neue Projekte, die ab 2027 in Betrieb gehen. Wie stark die Auswirkungen ausfallen, hängt unter anderem von der Anlagengröße und davon ab, wie der erzeugte Solarstrom genutzt wird.

Besonders deutlich werden die Änderungen bei kleineren Dachanlagen. Genau dort setzt die Bundesregierung auf einen schnellen Wechsel von der festen Einspeisevergütung zur Direktvermarktung.

Anlagen unter 25 kW: Direktvermarktung statt fester Einspeisevergütung

Für neue Photovoltaikanlagen unter 25 Kilowatt bringt die EEG-Novelle die größte Veränderung. Die bisherige feste Einspeisevergütung soll schrittweise entfallen. Stattdessen erhalten Betreiber zunächst die bereits beschriebene Übergangszahlung. Anschließend muss überschüssiger Solarstrom grundsätzlich direkt vermarktet werden.

Die Bundesregierung begründet diesen Schritt damit, dass kleinere PV-Anlagen heute durch sinkende Anlagenkosten und einen hohen Eigenverbrauch häufig auch ohne dauerhafte Förderung wirtschaftlich betrieben werden könnten.

Diese These zur Wirtschaftlichkeit kleinerer PV-Anlagen mag in bestimmten Konstellationen stimmen; sie ignoriert aber vollständig, dass Direktvermarktung für Privathaushalte heute technisch und organisatorisch noch kaum praktikabel ist. Der Smart-Meter-Rollout, der dafür die Grundvoraussetzung wäre, ist in Deutschland noch längst nicht abgeschlossen.

Bemerkenswert ist, dass das Ministerium das selbst weiß. Die Übergangszahlung wird in der Gesetzesbegründung ausdrücklich damit gerechtfertigt, dass sich der Markt für Direktvermarktungsdienstleistungen für kleinere Anlagen überhaupt erst noch bilden muss. Eine Förderung zu streichen und im selben Dokument einzuräumen, dass die Alternative noch nicht existiert, bedeutet folglich nur, dass das Risiko schlicht auf die Betreiber verschoben wird. Der Bundesverband Solarwirtschaft rechnet damit, dass die Nachfrage im privaten und gewerblichen Dachsegment um mehr als zwei Drittel einbrechen könnte.

Anlagen ab 25 kW: Vereinheitlichung auf niedrigem Niveau

Für Dachanlagen ab 25 kW, die nicht in die Ausschreibungen müssen, gilt künftig ein einheitlicher anzulegender Wert von 6,2 ct/kWh, unabhängig von der Anlagengröße. Die bisherigen Vergütungsklassen bis 10 kW und bis 40 kW entfallen ebenso wie der Bonus für Volleinspeiseanlagen.

Für Betreiber bedeutet das: Es gibt weiterhin ein Sicherheitsnetz nach unten über die Marktprämie, aber auf einheitlich niedrigerem Niveau. Für die Direktvermarktung ist zusätzliche Hardware zur Fernsteuerbarkeit nötig, was mit weiteren Kosten verbunden ist. Für Wohngebäude und kleinere Gewerbeobjekte, die auf Mieterstrom setzen, ist dieses Segment besonders relevant.

Die 50-Prozent-Kappung für Anlagen unter 100 kW

Neu installierte Dachanlagen unter 100 kW dürfen am Netzverknüpfungspunkt dauerhaft maximal 50 Prozent ihrer installierten Leistung einspeisen. Drei Punkte sind dabei wichtig:

1. Die Kappung betrifft nur die Einspeisung. Wird der Strom im Gebäude verbraucht oder gespeichert, kann die Anlage ihre volle Leistung nutzen.
2. Sie gilt unabhängig davon, ob ein intelligentes Messsystem verbaut ist und welche Veräußerungsform gewählt wurde.
3. Steckersolargeräte bis 2 kW Modulleistung und 800 VA Wechselrichterleistung sind ausgenommen.

Für die Praxis wichtig: Mehrere Solaranlagen desselben Betreibers am selben Standort, die gleichzeitig in Betrieb genommen werden, gelten für die Ermittlung der 100-kW-Grenze als eine Anlage. Bei Quartiersprojekten mit mehreren Dächern lohnt sich hier ein genauer Blick in die Planung.

Für ein durchschnittliches Einfamilienhaus ohne Speicher bedeutet die Kappung nach unserer Einschätzung einen Ertragsverlust von etwa 5 bis 12 Prozent. Mit Batteriespeicher sinkt dieser Verlust auf 1 bis 3 Prozent. Für Anlagenbetreiber, die gerade erst investiert haben oder mitten in der Planung stecken, ist das dennoch ein erheblicher Eingriff in die Wirtschaftlichkeitsrechnung – also in genau die Grundlage, auf der die Investitionsentscheidung getroffen wurde.

Großanlagen ab 100 kW: der neue CfD-Mechanismus

Für Anlagen ab 100 Kilowatt funktionierte die Förderung bisher wie eine Absicherung nach unten: War der Börsenstrompreis niedrig, glich der Staat die Differenz über die Marktprämie aus. Lagen die Preise hoch, blieb der Mehrgewinn vollständig beim Betreiber.

Künftig wirkt die Regelung in beide Richtungen. Die Absicherung nach unten bleibt. Neu ist die andere Seite: Übersteigt der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert, müssen Betreiber einen Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber zahlen. Damit bei sehr niedrigen Preisen kein Anreiz entsteht, die Anlage abzuschalten, passt sich die Rückzahlung dem aktuellen Spotmarktpreis an. Ein Mindesterlös bleibt immer beim Betreiber, bei Solaranlagen sind das 0,5 ct/kWh.

Zwei praktische Punkte: Betreiber müssen innerhalb von sechs Monaten nach Inbetriebnahme mitteilen, ob sie überhaupt eine Förderung in Anspruch nehmen wollen. Wer das versäumt, verliert den Anspruch auf die Marktprämie. Und: Biomasseanlagen sind von der Abschöpfung ausgenommen.

Weitere gesetzliche Neuerung: das Netzanschlusspaket

Parallel zur EEG-Novelle hat das Kabinett eine Novelle des Energiewirtschaftsrechts beschlossen, die als Netzanschlusspaket bekannt ist. Sie war im Februar-Gesetzesleak noch nicht enthalten, ist aber ebenfalls von hoher Relevanz für die Solarbranche.

Kernstück des Netzanschlusspakets ist die Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete: Regionen, in denen regelmäßig mehr erneuerbarer Strom erzeugt wird, als abtransportiert werden kann. Wer dort eine neue Anlage anschließt, verzichtet vertraglich auf einen Teil der Entschädigung bei Abregelung. Der Verzicht ist auf 20 Prozent des Jahresstromertrags gedeckelt, bei Windenergieanlagen in Windenergiegebieten auf 18 Prozent. Die Ausweisung ist auf sechs Jahre befristet.

Dazu kommen Verbesserungen: Netzbetreiber müssen freie Kapazitäten transparent und monatlich aktualisiert im Internet ausweisen, Netzanschlussverfahren sollen ab 2028 vollständig digital laufen, und Anschlussbegehren dürfen priorisiert statt rein chronologisch bearbeitet werden.

Auswirkungen auf Mieterstrom: Warum das Modell 2027 zum Gewinner der Reform wird

Für Immobilienunternehmen, Wohnbaugesellschaften und private Vermieter gibt es nach den Plänen der EEG-Novelle eine zentrale Entwarnung: Die wirtschaftliche Basis von Mieterstrom bleibt vollständig intakt.

Mehr noch: Weil die reine Netzeinspeisung spürbar unattraktiver wird, entwickelt sich der lokale Stromverkauf im Mehrfamilienhaus zur wirtschaftlichsten Option für PV-Dachflächen, insbesondere in den zahlreichen Bundesländern mit bestehender Solarpflicht.

1. Der Mieterstromzuschlag bleibt erhalten

Der gesetzliche Mieterstromzuschlag (§ 21 EEG) bleibt bestehen, und das ausdrücklich auch für Neuanlagen unter 25 kWp. Die Erlöse für den Strom, den Sie lokal an Ihre Mieterinnen und Mieter liefern, sind von den staatlichen Förderkürzungen also nicht betroffen.

Sonderregelung für Großprojekte: Bei Anlagen ab 1 Megawatt (MWp) Leistung wird der Mieterstromzuschlag künftig nur noch anteilig gewährt (im Verhältnis von 1 MW zur Gesamtleistung). Für ein klassisches Mehrfamilienhaus ist das irrelevant – für große Quartiers- und Gewerbeprojekte gehört es jedoch ab sofort in die Wirtschaftlichkeitsrechnung.

2. Druck auf Netzeinspeisung stärkt die Vor-Ort-Nutzung

Wie bereits beschrieben, bringt Überschussstrom, der ins Netz fließt, künftig kaum noch verlässliche Erträge (s. Pflicht zur Direktvermarktung, Wegfall der Einspeisevergütung für Kleinanlagen).

Da Mieterstromanlagen von Natur aus darauf ausgelegt sind, den Strom direkt im Gebäude zu verbrauchen, fällt dieser Nachteil kaum ins Gewicht. Im Gegenteil: Mieterstrom wandelt den unrentabel gewordenen Netzüberschuss in eine verlässliche Einnahmequelle um. Das senkt die Energiekosten der Mieterschaft, steigert den Wert der Immobilie und sichert Eigentümern eine zukunftssichere Rendite.

3. Die neue Regelung zu negativen Börsenpreisen und ihre Bedeutung

Der Gesetzestext der EEG-Novelle sieht vor, dass die Einspeiseförderung künftig bereits ab der ersten Viertelstunde mit negativen Börsenstrompreisen entfällt. Für Mieterstrom-Betreiber ist das aus zwei Gründen gut verkraftbar:

• Lokaler Verbrauch schützt: Strom, der direkt im Gebäude genutzt wird, fließt gar nicht erst ins Netz – negative Börsenpreise spielen für diesen Anteil schlicht keine Rolle.
• Übergangsfrist für Wohngebäude (< 100 kWp): Der Viertelstunden-Entfall greift für kleinere Anlagen erst ab dem Jahr nach dem Einbau eines intelligenten Messsystems (iMSys). Zudem werden ausgefallene Förderzeiten am Ende der 20-jährigen Laufzeit nachgeholt (bei PV mit dem Faktor 0,5).

Interessanter Nebeneffekt der EEG-Gesetzesänderungen: Wenn klassische Einspeisemodelle für Dachanlagen unattraktiver werden, gewinnt Mieterstrom strukturell an Attraktivität. Vermieter, die eine PV-Anlage installiert und den Strom nicht mehr auskömmlich einspeisen können, haben jetzt starke Anreize, ihn lokal zu verbrauchen oder an Mieterinnen und Mieter zu liefern. In Gebäuden, für die Mieterstrom bisher nicht in Betracht kam, kann das Modell damit plötzlich die wirtschaftlichste Lösung sein, insbesondere in den Bundesländern mit Solarpflicht.

Eigenverbrauch und PV mit Batteriespeicher: der Hoffnungsträger ab 2027

Das Wirtschaftsministerium macht keinen Hehl daraus: Die neue Förderlogik soll Investitionen in Batteriespeicher massiv steigern. Die 50-Prozent-Kappung, das Auslaufen der Einspeisevergütung und die verpflichtende Direktvermarktung zielen alle darauf ab, dass PV-Anlagen künftig nicht mehr primär einspeisen, sondern speichern und eigenverbrauchen. Der Gesetzentwurf formuliert es klar: Speicher sollen bei Solaranlagen der Regelfall sein.

Energiewirtschaftlich ist diese Logik nicht unvernünftig, da Speicher das Netz stabilisieren und den Eigenverbrauchsanteil erhöhen, was Netzentgelte und Systemkosten senkt.

Für Eigentümer und Investoren bedeutet das: Wer künftig eine PV-Anlage plant, sollte den Batteriespeicher von Beginn an als integralen Bestandteil mitdenken, nicht als Add-on.

Die gute Nachricht: Die Kosten für Speicher sind in den letzten Jahren deutlich gefallen. Für Mehrfamilienhäuser und Gewerbeimmobilien gilt dasselbe Prinzip: Je höher der Eigenverbrauchsanteil, desto weniger hängt das Projekt von Einspeiseerlösen ab, und desto stabiler bleibt die Wirtschaftlichkeit auch unter den neuen Regeln.

Statement von metergrid: So bewerten wir die Auswirkungen der EEG-Novelle

Unsere Einschätzung bleibt kritisch: Förderungen zu streichen, bevor die Alternativen tragfähig sind, ist politisch der falsche Weg. Übergangszahlung und Direktvermarktungsbonus greifen den zentralen Einwand der Branche nicht auf, dass für kleine Anlagen bislang kein funktionierender Direktvermarktungsmarkt existiert. Sie verschaffen dem Markt aber Zeit, zu wachsen, und diese Zeit ist mehr wert, als es auf den ersten Blick scheint.

Denn mit dem Beschluss ist die Nachfrage nach Direktvermarktungslösungen für kleine Anlagen gesetzt. Solche Angebote entstehen erfahrungsgemäß dort, wo ein klarer Rahmen und ein absehbarer Stichtag zusammenkommen. Entscheidend ist jetzt, dass Politik, Netzbetreiber und Marktakteure den Aufbau in dieser Frist gemeinsam vorantreiben, denn daran wird sich letztendlich messen lassen, ob die Übergangsregelung ihren Zweck erfüllt.

Wir von metergrid setzen uns weiterhin dafür ein, dass der Ausbau erneuerbarer Energien nicht an zusätzlicher Bürokratie oder vorschnell gestrichenen Fördermitteln scheitert. Parallel arbeiten wir daran, dass unsere Kunden auf die neuen Rahmenbedingungen vorbereitet sind, damit aus der Übergangsfrist tatsächlich ein Übergang wird.

Pascal Stephan, Business Development Manager bei metergrid, betont die wachsende Bedeutung dezentraler Energielösungen angesichts den Neuerungen der EEG-Novelle:

»Mit den geplanten Änderungen im EEG wird ein Trend noch klarer: Strom sollte möglichst dort verbraucht werden, wo er entsteht. Mieterstrom setzt genau hier an – mit dezentralen Strukturen, geringer Netzbelastung und hoher Systemflexibilität.«

Auch Johannes Mewes, Co-Founder und Geschäftsführer von metergrid, ordnet die Novelle ein:

»Unser Kernziel bei metergrid war und ist es immer, Mieterstrom und gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (GGV) so einfach und wirtschaftlich zu gestalten wie möglich: So profitieren Vermieter von hohen Renditen, während Mieter günstigen Solarstrom beziehen und direkt Teil der Energiewende sein können. Aus dieser Überzeugung heraus entwickeln wir unsere Software und Services immer weiter und passen uns an aktuelle Herausforderungen und Neuregelungen flexibel an.« Mewes blickt optimistisch nach vorn: Durch unsere kontinuierliche Weiterentwicklung werden Mieterstrom und GGV zukünftig immer wirtschaftlicher und smarter – schneller, als die Politik bremsen kann.«

Allen Eigentümern, Vermietern und Genossenschaften, die mit uns Mieterstrom umsetzen, möchten wir eines versichern: Euer Projekt steht nicht auf wackeligem Boden. Der Mieterstromzuschlag bleibt. Bestandsanlagen behalten ihre zugesicherte Förderung über die gesamte Laufzeit. Und die Reform greift frühestens ab 2027 – es gibt also noch ein realistisches Zeitfenster, Projekte in 2026 unter den heutigen, verlässlichen Bedingungen umzusetzen.

In einem kostenlosen und unverbindlichen Beratungsgespräch gehen wir gerne auf deine Fragen zu deinem geplanten Mieterstromprojekt ein: Jetzt Termin vereinbaren.

Wie wirtschaftlich ist die PV-Direktvermarktung – und lohnt sich Eigenverbrauch mehr?

Die Erlöse aus der Direktvermarktung sind volatil: Sie hängen vom Börsenstrompreis ab, der stark schwankt und immer häufiger negativ wird. Insbesondere bei kleinen Anlagen sind die Erlöse überschaubar, und die Kosten für Direktvermarktungsdienstleister fressen einen Teil davon auf. Der neue Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh federt das für vier Jahre ab, danach nicht mehr.

Eigenverbrauch ist demgegenüber deutlich planbarer: Jede Kilowattstunde, die direkt im Gebäude verbraucht wird, ersetzt eine Kilowattstunde, die sonst zum Haushaltsstrompreis zugekauft werden müsste, derzeit im Bundesdurchschnitt rund 30 bis 35 Cent. Das ist ein Vielfaches des Direktvermarktungserlöses. Die Schlussfolgerung ist eindeutig: Wer hohe Eigenverbrauchsquoten realisiert, ist wirtschaftlich deutlich besser aufgestellt.

Was bedeutet die EEG-Novelle für die Energiewende?

Die energiepolitische Botschaft ist klar: weg von staatlicher Förderung für kleine Dachanlagen, hin zu einem marktgetriebenen Ausbaumodell mit Schwerpunkt auf Freiflächenanlagen. „Wir beenden das EEG als Rundum-sorglos-Paket", sagte Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) zum Kabinettsbeschluss. Die Begründung lautet, dass Solaranlagen heute günstig genug seien, um ohne Förderung auszukommen. Als Zielbild ist das nachvollziehbar – ein Photovoltaikmarkt, der ohne Subventionen funktioniert, ist am Ende genau das, worauf zwei Jahrzehnte Förderpolitik hingearbeitet haben.

In der Praxis riskiert die Novelle jedoch genau das zu zerstören, was in zwei Jahrzehnten mühsam aufgebaut wurde: das Vertrauen von Millionen privater Eigentümer und kleiner Investoren in die Verlässlichkeit der deutschen Energiepolitik, die immer mehr zur Lobbypolitik zugunsten der Öl- und Gasindustrie zu werden droht. Die Direktvermarktungsinfrastruktur für Kleinanlagen existiert bisher kaum – Anbieter, Prozesse und Digitalisierung sind auf dieses Segment nicht vorbereitet. Den Smart-Meter-Rollout, der technische Grundvoraussetzung wäre, hat Deutschland jahrelang verschleppt.

Genau hier liegt aber auch die Chance. Der Beschluss setzt erstmals einen verbindlichen Rahmen und einen konkreten Stichtag, und beides ist es, woran es dem Segment bisher gefehlt hat. Digitale Messtechnik, automatisierte Abrechnung und aggregierte Vermarktung sind technisch vorhanden – sie wurden für Kleinanlagen bislang nur nicht wirtschaftlich nachgefragt. Ob die Übergangsfrist reicht, um diese Lücke zu schließen, hängt davon ab, wie konsequent Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Marktakteure die verbleibende Zeit nutzen. Für Betreiber von Mehrfamilienhäusern verschiebt sich der wirtschaftliche Schwerpunkt damit weiter dorthin, wo er ohnehin am stabilsten liegt: in den Verbrauch vor Ort.

Ein deutlicher Zielkonflikt in der politischen Priorisierung

Die Bundesregierung betont zwar, am 80-Prozent-Ausbauziel bis 2030 festhalten zu wollen, entzieht kleineren Dachanlagen jedoch verlässliche Förderstrukturen mit der Begründung, Erneuerbare seien inzwischen „erwachsen“ und müssten sich am Markt behaupten.

Hier zeigt sich ein kritischer Prioritätenkonflikt: Während für befristete Erleichterungen bei fossilen Energieträgern –  wie die Kraftstoffsteuersenkung im Frühjahr 2026 mit rund 1,6 Milliarden Euro Mindereinnahmen –  finanzielle Mittel bereitstehen, wird die dauerhafte PV-Förderung unter Verweis auf die Kosteneffizienz zurückgefahren.

Das strukturelle Problem dabei: Die digitale und marktliche Infrastruktur für eine unkomplizierte Direktvermarktung im Kleinanlagensegment ist noch nicht flächendeckend ausgereift. Wird die Einspeiseförderung reduziert, bevor praxistaugliche Marktmodelle etabliert sind, droht die Dynamik beim PV-Ausbau auf Wohngebäuden spürbar ins Stocken zu geraten.

Fazit: Die Politik muss nachbessern – sonst verliert die Energiewende ihr Fundament

Wir sagen das nicht leichtfertig: Die Novelle in der vom Kabinett beschlossenen Fassung setzt die dezentrale Energiewende einem erheblichen Risiko aus. Die Übergangsregelungen mildern den Aufprall, sie ändern aber nichts an der Richtung. Entscheidend wird deshalb das parlamentarische Verfahren im Herbst, und damit ein Zeitfenster, in dem sich noch einiges korrigieren lässt. Branchenverbände wie der BSW-Solar appellieren an Bundestag und Bundesrat, die vorgesehenen Einschnitte zu überarbeiten. Auch wir bei metergrid setzen uns dafür ein.

Was wir von der Politik fordern, ist klar:

1. Übergangsfristen an den tatsächlichen Marktaufbau koppeln, nicht an ein politisches Wunschdatum. Wer den Förderstopp terminiert, ohne den Markt parallel vorzubereiten, verlagert das Risiko auf die Betreiber. Die Festlegungskompetenz der Bundesnetzagentur zur Verlängerung ist der richtige Ansatz – sie braucht klare, überprüfbare Kriterien statt reines Ermessen.
2. Planungssicherheit für Investorinnen und Investoren – Systemwechsel brauchen Vorlauf, keinen Stichtag von heute auf morgen.
3. Das 80-Prozent-Ziel mit Instrumenten für alle Anlagensegmente hinterlegen, nicht nur mit Ausschreibungsmengen für Freiflächenanlagen. Die Energiewende findet auch auf Millionen von Dächern statt.
4. Mieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeversorgung und Energy Sharing weiterentwickeln. Sie verbinden dezentrale Erzeugung und lokalen Verbrauch – ein stabiler Rahmen dafür fehlt in dieser Novelle bislang.

Diese Punkte können erreicht werden, vorausgesetzt, der politische Wille ist da. Denn eine Energiewende, die vor allem aus Großprojekten besteht, verschenkt genau die Beteiligung, die sie über zwei Jahrzehnte getragen hat.

metergrids Zukunftsversprechen

Wir wissen, dass solche Meldungen Unsicherheit erzeugen, gerade wenn du mitten in der Planung eines Mieterstromprojekts steckst oder bereits investiert hast. Deshalb möchten wir eines klarstellen: Wir lassen dich nicht allein.

metergrid steht in engem Austausch mit Branchenverbänden wie dem BSW-Solar und weiteren Akteuren, um sicherzustellen, dass die Stimmen der dezentralen Energiewende in diesem politischen Prozess gehört werden. Gleichzeitig arbeiten wir intensiv daran, unsere Lösungen stetig so weiterzuentwickeln, dass Mieterstrom und gemeinschaftliche Gebäudeversorgung auch unter den neuen Rahmenbedingungen wirtschaftlich attraktiv und zukunftssicher bleiben; sei es durch optimierte Eigenverbrauchssteuerung, eine mögliche Integration von Direktvermarktungsoptionen oder neue Modelle zur Erlösoptimierung.

Die Grundlogik von Mieterstrom, lokal erzeugten Strom direkt zu nutzen, Mieterinnen und Mieter zu entlasten und eine attraktive Rendite zu erzielen, wird auch 2027 intakt bleiben. Das Potenzial, das wir in der Weiterentwicklung sehen, ist größer als die bremsenden Faktoren, die eine rückwärtsgewandte Bundespolitik uns in den Weg stellen kann.