Die Bundesregierung will die feste Einspeisevergütung für neue Photovoltaikanlagen schrittweise zurückdrängen und kleine Anlagen stärker in die Direktvermarktung führen. Der Kabinettsbeschluss zur EEG-Novelle 2027 markiert einen tiefen Eingriff in das bisherige Fördermodell. Ob daraus mehr Effizienz entsteht oder der private Solarausbau gebremst wird, hängt jedoch an Details, die noch nicht endgültig feststehen.
Berlin, 1. August 2026. Für viele Betreiber privater Solaranlagen wirkt die Rechnung widersprüchlich: Für eingespeisten Solarstrom erhalten sie nur wenige Cent je Kilowattstunde, während Strom aus dem Netz ein Mehrfaches kostet. Genau dieser Abstand nährt seit Jahren die Kritik an der Einspeisevergütung. Doch der Vergleich greift zu kurz.
Im Haushaltsstrompreis stecken nicht nur die Kosten für die erzeugte Energie. Hinzu kommen Netzentgelte, Steuern, Messung, Vertrieb und weitere Preisbestandteile. Die Einspeisevergütung bezahlt dagegen im Kern den erzeugten Strom. Entscheidend ist außerdem, wann dieser Strom ins Netz fließt. Photovoltaikanlagen produzieren besonders viel zur Mittagszeit – also häufig dann, wenn das Angebot ohnehin hoch und der Börsenpreis niedrig ist.
Aus Sicht der Bundesregierung liegt genau darin das strukturelle Problem. Die feste Einspeisevergütung unterscheidet nicht danach, ob Strom im Netz gerade knapp oder im Überfluss vorhanden ist. Sie setzt damit kaum Anreize, Strom zu speichern, den Eigenverbrauch zu erhöhen oder die Einspeisung zeitlich zu verschieben.
Die Einspeisevergütung soll für neue Anlagen zurückgedrängt werden
Nach Angaben der Bundesregierung sieht die am 29. Juli beschlossene EEG-Novelle vor, neue Photovoltaikanlagen stärker an Marktpreise und Netzbedarf zu koppeln. Besonders betroffen wären kleine Anlagen unter 25 Kilowatt, wie sie auf vielen Ein- und Mehrfamilienhäusern installiert werden.
Für diese Anlagen soll die feste Einspeisevergütung nicht mehr dauerhaft das zentrale Förderinstrument bleiben. Stattdessen ist eine Übergangsphase mit einem vierjährigen Direktvermarktungsbonus vorgesehen. Betreiber müssten ihren überschüssigen Strom dann stärker über Vermarktungsmodelle am Strommarkt absetzen.
Zugleich soll die maximale Einspeiseleistung kleiner und mittlerer Dachanlagen auf 50 Prozent der installierten Leistung begrenzt werden. Die Regelung zielt auf die ausgeprägten Mittagsspitzen im Solarsystem. Produzieren zahlreiche Anlagen gleichzeitig auf voller Leistung, geraten lokale Netze unter Druck, während der Marktwert des Stroms sinkt.
Der politische Ansatz lautet deshalb: weniger starre Vergütung, mehr Reaktion auf Preise und Netzlage. Batteriespeicher, Wärmepumpen, Elektroautos und intelligentes Energiemanagement sollen künftig stärker darüber entscheiden, wann Solarstrom genutzt oder eingespeist wird.
Warum die Vergütung niedrig erscheint
Für Gebäudeanlagen bis zehn Kilowatt lag die feste Einspeisevergütung zuletzt bei 7,78 Cent je Kilowattstunde, wenn nur überschüssiger Strom ins Netz abgegeben wurde. Bei einer Volleinspeisung waren es 12,34 Cent. Für größere Anlagen gelten gestaffelte Sätze.
Dem steht ein deutlich höherer Haushaltsstrompreis gegenüber. Für Anlagenbetreiber ist der Eigenverbrauch deshalb meist wirtschaftlich attraktiver als die Einspeisung. Wer den selbst erzeugten Strom im eigenen Haus nutzt, ersetzt teuren Netzstrom. Wer ihn einspeist, erhält lediglich die festgelegte Vergütung.
Trotzdem wäre es falsch, den eingespeisten Strom gedanklich direkt mit dem Endkundenpreis gleichzusetzen. Der Strom wird nicht einfach in der Nachbarschaft zum vollen Haushaltsstromtarif weiterverkauft. Er fließt in ein komplexes System aus Bilanzkreisen, Netzen und Stromhandel. Sein wirtschaftlicher Wert hängt davon ab, wann er verfügbar ist und wie hoch das übrige Angebot ausfällt.
Solarstrom ist nicht zu jeder Stunde gleich viel wert
Gerade an sonnigen Tagen kann der Börsenpreis stark fallen. In einzelnen Stunden wird er sogar negativ. Dann ist mehr Strom verfügbar, als kurzfristig nachgefragt wird. Eine feste Einspeisevergütung kann in solchen Situationen deutlich über dem Marktwert liegen.
Die Differenz zwischen den Erlösen aus der Vermarktung und den gesetzlichen Zahlungen wird seit dem Ende der EEG-Umlage über den Bundeshaushalt finanziert. Für das gesamte EEG-System prognostizierten die Übertragungsnetzbetreiber für 2026 einen Finanzierungsbedarf von rund 16,15 Milliarden Euro.
Diese Summe umfasst allerdings weit mehr als private Solardächer. Sie schließt unterschiedliche erneuerbare Energien, Förderjahrgänge und Anlagentypen ein. Als Beleg dafür, dass kleine Dachanlagen allein Milliardenkosten verursachen, taugt sie nicht. Sie zeigt jedoch, welche Größenordnung das gesamte Fördersystem inzwischen erreicht hat.
Warum eine Abschaffung nicht automatisch alternativlos ist
Dass die feste Einspeisevergütung Fehlanreize setzen kann, ist das stärkste Argument für eine Reform. Daraus folgt aber nicht zwingend, dass ihre weitgehende Abschaffung für kleine Neuanlagen die einzige sachgerechte Lösung ist.
Kritiker verweisen auf den Aufwand der Direktvermarktung. Wer Solarstrom am Markt verkaufen will, benötigt geeignete Mess- und Steuerungstechnik sowie einen Dienstleister, der die Vermarktung übernimmt. Bei großen Anlagen lassen sich solche Kosten eher verteilen. Bei kleinen Dachanlagen können sie einen erheblichen Teil der Einnahmen aufzehren.
Hinzu kommt ein sehr unterschiedliches Verbrauchsprofil der Haushalte. Nicht jeder Betreiber kann seinen Eigenverbrauch ohne Weiteres steigern. Wer tagsüber wenig Strom benötigt, kein Elektroauto besitzt und keinen Batteriespeicher finanzieren kann, bleibt stärker auf verlässliche Einnahmen aus der Einspeisung angewiesen.
Der Bundesverband Solarwirtschaft warnt deshalb davor, dass zusätzliche Technik, Vertragsmodelle und Vermarktungskosten den Bau privater Photovoltaikanlagen unattraktiver machen könnten. Ob diese Sorge eintritt, hängt von der konkreten Ausgestaltung ab: von der Höhe des Bonus, den Kosten der Dienstleister, den Vorgaben für Messsysteme und den Investitionskosten für Speicher.
Die Reform betrifft vor allem neue Photovoltaikanlagen
Von einer sofortigen Abschaffung der Einspeisevergütung für alle Betreiber kann nach dem bisherigen Stand keine Rede sein. Bestehende Photovoltaikanlagen sollen ihre zugesagten Vergütungsansprüche grundsätzlich behalten. Der geplante Systemwechsel richtet sich vor allem an Anlagen, die künftig neu in Betrieb genommen werden.
Auch sogenannte Ü20-Anlagen sind gesondert zu betrachten. Dabei handelt es sich um Anlagen, deren reguläre EEG-Förderung nach 20 Jahren endet. Für sie gelten eigene Anschluss- und Übergangsregelungen. Sie sind nicht mit den geplanten Vorgaben für neue Dachanlagen gleichzusetzen.
Der entscheidende Konflikt liegt in der Umsetzung
Die Bundesregierung verfolgt mit der EEG-Novelle ein nachvollziehbares Ziel. Solarstrom soll stärker dann genutzt werden, wenn er im Haushalt gebraucht wird, und dann ins Netz fließen, wenn er dort einen höheren Wert hat. Das kann Netze entlasten und die Kosten des Fördersystems senken.
Ob die Reform diesen Anspruch erfüllt, entscheidet sich jedoch nicht am politischen Leitbild, sondern an ihrer praktischen Ausgestaltung. Eine Direktvermarktung, die für private Betreiber kompliziert, teuer oder schwer zugänglich ist, könnte Investitionen bremsen. Ein einfaches Modell mit niedrigen Gebühren und verlässlicher Übergangsabsicherung könnte dagegen tatsächlich neue Marktanreize setzen.
Zwischen Kostendruck und Ausbauziel
Die Einspeisevergütung steht deshalb nicht vor dem Aus, weil sie grundsätzlich zu hoch oder nutzlos wäre. Sie gerät unter Druck, weil ein Stromsystem mit immer größeren Mengen Solarenergie andere Anreize benötigt als zu Beginn des Photovoltaikausbaus.
Der politische Streit dreht sich nun um die Grenze zwischen notwendiger Marktintegration und zusätzlicher Belastung. Die feste Einspeisevergütung ist einfach, berechenbar und für kleine Betreiber leicht verständlich. Die Direktvermarktung kann effizienter sein, verlangt aber mehr Technik, mehr Organisation und mehr wirtschaftliches Risiko.
Erst die endgültige Gesetzesfassung wird zeigen, ob die Bundesregierung diese Gegensätze ausbalanciert. Bis dahin bleibt die zentrale Frage offen: Schafft die Reform ein moderneres Fördersystem für Solarstrom – oder macht sie ausgerechnet jene Anlagen unattraktiver, die den Ausbau in den vergangenen Jahren in die Breite getragen haben?
