Wer 2026 eine neue Photovoltaikanlage für 2027 plant, sollte nicht nur auf Modulpreise, Dachfläche und installierbare Leistung schauen. Mit der geplanten EEG-Novelle 2027 und dem Netzanschlusspaket will die Bundesregierung neue PV-Anlagen stärker in den Strommarkt integrieren, den Ausbau besser mit den verfügbaren Netzkapazitäten abstimmen und einen flexibleren Anlagenbetrieb fördern.
Die Richtung ist damit klar: Für neue Projekte werden künftig nicht nur die installierten Kilowattpeak entscheidend sein. Auch Inbetriebnahmezeitpunkt, Fördermodell, Direktvermarktung, Netzanschluss sowie Mess- und Steuertechnik können früher in die Planung einfließen.
Dabei ist eine Unterscheidung besonders wichtig: Die Bundesregierung hat EEG-Novelle und Netzanschlusspaket am 29. Juli 2026 im Kabinett beschlossen. Die vorgesehenen Änderungen sind jedoch noch nicht mit dem heute geltenden EEG gleichzusetzen. Das weitere Gesetzgebungsverfahren läuft. [1]
Für Betreiber, Unternehmen, Installateure und Projektentwickler stellt sich deshalb vor allem eine praktische Frage: Welche Regeln gelten heute – und worauf sollte sich ein Projekt mit geplanter Inbetriebnahme 2027 bereits vorbereiten?
Inhaltsverzeichnis
1. EEG 2027: Was gilt heute – und was ist noch geplant?
2. Was die EEG-Novelle 2027 für neue PV-Anlagen verändern soll
3. Direktvermarktung: Warum sie auch für kleinere PV-Anlagen wichtiger werden könnte
4. Netzanschlusspaket: Warum der Netzanschluss früher in die Projektplanung gehört
5. Bestandsanlage oder Neuanlage: Wen betreffen die geplanten Änderungen?
6. PV-Projekte 2026/2027 planen: Was jetzt geprüft werden sollte
1. EEG 2027: Was gilt heute – und was ist noch geplant?
Das ist vor allem deshalb wichtig, weil viele Schlagzeilen derzeit den Eindruck vermitteln, die bisherige PV-Förderung werde 2027 vollständig abgeschafft. So einfach ist es nicht.
Nach geltendem Recht können Solaranlagen bis 100 kW weiterhin die EEG-Einspeisevergütung in Anspruch nehmen, sofern die jeweiligen Voraussetzungen erfüllt sind. Für Anlagen, die zwischen dem 1. August 2026 und dem 31. Januar 2027 in Betrieb genommen werden, veröffentlicht die Bundesnetzagentur weiterhin konkrete Vergütungssätze. Bei Gebäudeanlagen in Teileinspeisung liegen diese aktuell beispielsweise bei 7,70 ct/kWh bis 10 kW, 6,66 ct/kWh bis 40 kW und 5,44 ct/kWh bis 100 kW. [2]
Parallel dazu verfolgt die Bundesregierung mit der EEG-Novelle einen deutlich anderen Ansatz für neue Anlagen. Kleinere PV-Systeme sollen weniger dauerhaft über eine feste Einspeisevergütung gefördert und stärker auf Eigenverbrauch, Marktintegration und Direktvermarktung ausgerichtet werden. Bestandsanlagen sollen ihre bereits zugesagte Förderung dagegen grundsätzlich behalten. [5]
Damit ist der wichtigste Punkt für Projektplaner nicht die Jahreszahl 2027 allein. Entscheidend ist, wann eine Anlage tatsächlich in Betrieb geht und welche Fassung des EEG zu diesem Zeitpunkt gilt.
Warum der Inbetriebnahmezeitpunkt wichtiger wird
Bei Projekten rund um den Jahreswechsel 2026/2027 sollte der geplante Inbetriebnahmetermin frühzeitig in die Wirtschaftlichkeitsrechnung einfließen.
Ein Projekt, das noch unter den bisherigen Förderbedingungen in Betrieb geht, kann andere Rahmenbedingungen haben als eine technisch vergleichbare Anlage, die erst nach Inkrafttreten neuer Regeln startet.
Das bedeutet jedoch nicht, dass Projekte künstlich auf einen früheren Termin gedrängt werden sollten. Sinnvoller ist eine Szenarioplanung:
- Welche Wirtschaftlichkeit ergibt sich nach geltendem EEG?
- Welche Änderungen wären nach der geplanten EEG-Novelle relevant?
- Welche Auswirkungen hätten Direktvermarktung oder andere Einspeisebedingungen?
Gerade bei Projekten, deren Inbetriebnahme erst 2027 realistisch ist, sollte die Wirtschaftlichkeitsberechnung deshalb nicht ausschließlich auf heutigen Vergütungssätzen beruhen.
2. Was die EEG-Novelle 2027 für neue PV-Anlagen verändern soll
Das BMWE begründet die Reform damit, dass erneuerbare Energien inzwischen einen wesentlich größeren Anteil am Stromsystem haben und stärker markt- und netzorientiert betrieben werden sollen. Für kleine PV-Anlagen unter 25 kW sieht der Regierungsentwurf deshalb keine dauerhafte Förderung nach dem bisherigen Modell mehr vor. Gleichzeitig soll der Übergang in stärker marktbasierte Vermarktungsformen schrittweise erfolgen.
Für Anlagenbetreiber ist dabei entscheidend, drei Begriffe nicht miteinander zu vermischen: Einspeisevergütung, Marktprämie und Direktvermarktung sind unterschiedliche Vermarktungs- beziehungsweise Fördermodelle.
Die geplante Reform bedeutet daher nicht automatisch, dass eingespeister Solarstrom künftig „nicht mehr bezahlt“ wird. Vielmehr soll sich ändern, über welchen Mechanismus der Strom vermarktet wird und wie stark der Betreiber selbst am Marktgeschehen beteiligt ist.
Wird die Einspeisevergütung 2027 abgeschafft?
Die kurze Antwort lautet: Nach dem Regierungsentwurf soll die bisherige feste Einspeisevergütung für neue Anlagen deutlich zurückgedrängt werden. Sie verschwindet aber nicht einfach zum 1. Januar 2027 für jede PV-Anlage in Deutschland.
Dafür gibt es mehrere Gründe.
1. Erstens gilt die heutige Einspeisevergütung weiterhin, solange die aktuelle Rechtslage maßgeblich ist.
2. Zweitens sollen bereits bestehende Anlagen ihre zugesagte Förderung behalten.
3. Drittens sieht die Reform Übergangsregelungen für kleinere neue Anlagen vor, damit diese nicht unmittelbar auf einen vollständig entwickelten Direktvermarktungsmarkt angewiesen sind. Das BMWE spricht ausdrücklich von einer befristeten Übergangszahlung beim Wechsel von der Einspeisevergütung zur Direktvermarktung.
Für einen privaten Anlagenbetreiber oder ein kleines Unternehmen ist deshalb die Frage „Gibt es 2027 noch Einspeisevergütung?“ zu allgemein.
Sinnvoller sind drei konkretere Fragen:
1. Wann soll die Anlage in Betrieb genommen werden?
2. Wie groß ist die Anlage?
3. Welches Förder- oder Vermarktungsmodell gilt zu diesem Zeitpunkt?
Erst daraus lässt sich beurteilen, welche Regelung tatsächlich relevant ist.
3. Direktvermarktung: Warum sie auch für kleinere PV-Anlagen wichtiger werden könnte
Heute ist die Situation für viele kleine Dachanlagen vergleichsweise einfach: Der nicht selbst verbrauchte Solarstrom wird eingespeist und über die EEG-Einspeisevergütung vergütet. Eine aktive Vermarktung des Stroms ist für typische kleine Hausdachanlagen nicht notwendig.
Direktvermarktung funktioniert anders. Dabei wird der eingespeiste Strom über einen Direktvermarkter am Strommarkt vermarktet. In der geförderten Direktvermarktung kann die Marktprämie hinzukommen; daneben gibt es die sonstige Direktvermarktung. [4]
Der Regierungsentwurf verfolgt das Ziel, diese Marktintegration auf weitere Neuanlagen auszudehnen. Gleichzeitig soll der Übergang für kleinere Anlagen nicht abrupt erfolgen.
Was bedeutet Direktvermarktung praktisch?
Für den Betreiber ist Direktvermarktung nicht nur ein anderes Abrechnungsmodell.
Sie kann zusätzliche Anforderungen mit sich bringen, etwa an:
- Messung der eingespeisten Strommengen
- Kommunikation mit dem Direktvermarkter
- Fernsteuerbarkeit der Anlage
- Zähler- und Messkonzept
- Wechselrichter und Energiemanagement
- Vertragliche Regelungen zur Vermarktung
Genau deshalb ist die Ausweitung auf kleinere Anlagen politisch und praktisch relevant. Was bei einer großen Gewerbe- oder Freiflächenanlage wirtschaftlich problemlos darstellbar sein kann, sieht bei einer 10- oder 20-kW-Anlage anders aus. Fixe Kosten für Messung, Kommunikation und Vermarktung wirken sich dort stärker auf die Rendite aus.
Für kleinere neue PV-Anlagen wird daher nicht nur entscheidend sein, ob Direktvermarktung rechtlich vorgesehen ist, sondern auch, ob ausreichend standardisierte und kostengünstige Angebote am Markt verfügbar sind.
Bei Projekten mit Inbetriebnahme 2027 sollte dieser Punkt bereits bei der Planung berücksichtigt werden. Wer erst nach Fertigstellung der Anlage prüft, welche Mess- oder Steuerungstechnik der Direktvermarkter benötigt, riskiert unnötige Nachrüstungen.
4. Netzanschlusspaket: Warum der Netzanschluss früher in die Projektplanung gehört
Für viele neue PV-Projekte könnte der Netzanschluss künftig genauso entscheidend werden wie die Förderung.
Der Hintergrund ist einfach: Eine große Dachfläche oder eine hohe installierbare PV-Leistung bedeutet nicht automatisch, dass diese Leistung am Standort auch vollständig in das öffentliche Netz eingespeist werden kann.
Netzbetreiber erhalten gleichzeitig Anschlussanfragen von PV-Anlagen, Windparks, Batteriespeichern, Industrieunternehmen, Ladeinfrastruktur und neuen Großverbrauchern. Die Bundesregierung will den Ausbau deshalb stärker mit der tatsächlich verfügbaren Netzkapazität koordinieren. [3]
Der Entwurf zum Netzanschlusspaket sieht unter anderem vor, Netzanschlüsse stärker priorisieren zu können. Als Kriterien werden beispielsweise gesetzliche Ausbauziele, Netzdienlichkeit oder raumplanerische Festlegungen genannt. [6]
Warum „first ready, first served“ für Projektentwickler wichtig ist
Bisher spielt bei vielen Netzanschlussverfahren der Zeitpunkt des Anschlussbegehrens eine wichtige Rolle. Das neue Konzept soll stärker berücksichtigen, wie weit ein Projekt tatsächlich entwickelt ist.
Für Projektentwickler bedeutet das: Nicht nur früh beantragen, sondern früh anschlussreif werden.
Dazu können beispielsweise gehören:
- belastbare technische Projektdaten
- ein realistischer Zeitplan
- notwendige Genehmigungen
- gesicherte Flächen oder Dachrechte
- ein nachvollziehbares Anschlusskonzept
Ein Netzanschlussbegehren soll damit weniger als reine Reservierung von Kapazität funktionieren.
Für private Dachanlagen dürfte diese Problematik in vielen Fällen weniger ausgeprägt sein als für größere Gewerbe-, Speicher- oder Freiflächenprojekte. Für Unternehmen und Projektentwickler kann die Netzanschlussreife dagegen zu einem deutlich wichtigeren Faktor werden.
Wichtig ist auch hier: Die vorgesehenen Priorisierungsregeln sind noch nicht flächendeckend geltende Praxis aller deutschen Netzbetreiber. Das Netzanschlusspaket befindet sich im Gesetzgebungsverfahren.
Installierte Leistung ist nicht automatisch Netzanschlussleistung
Für die technische Planung wird außerdem die Unterscheidung zwischen mehreren Leistungsgrößen wichtiger:
PV-Modulleistung, Wechselrichterleistung und maximale Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt sind nicht automatisch identisch.
Ein Gewerbedach kann beispielsweise genügend Fläche für eine große PV-Anlage bieten, obwohl am Standort nur eine geringere Einspeiseleistung zur Verfügung steht.
Das muss eine größere PV-Anlage nicht automatisch unwirtschaftlich machen. Entscheidend ist, was mit der erzeugten Energie passiert.
Bei hohem Eigenverbrauch kann eine größere DC-Leistung weiterhin sinnvoll sein. Auch Batteriespeicher oder Energiemanagement können dazu beitragen, Erzeugung und Netzeinspeisung zeitlich voneinander zu entkoppeln.
Umgekehrt ist eine maximale Dachbelegung nicht automatisch die beste Lösung, wenn ein erheblicher Teil der zusätzlichen Stromproduktion weder vor Ort genutzt noch gespeichert oder wirtschaftlich eingespeist werden kann.
Für größere Projekte sollte deshalb möglichst früh geklärt werden: Welche Einspeiseleistung kann der Netzbetreiber am konkreten Standort tatsächlich bereitstellen?
Erst danach lässt sich sinnvoll entscheiden, wie PV-Generator, Wechselrichter, Speicher und Verbrauchsprofil aufeinander abgestimmt werden sollten.
5. Bestandsanlage oder Neuanlage: Wen betreffen die geplanten Änderungen?
Die EEG-Novelle richtet sich vor allem an neue Anlagen. Bestehende PV-Anlagen verlieren ihre zugesagte Förderung nicht automatisch durch das EEG 2027.
Das BMWE stellt ausdrücklich klar, dass Bestandsanlagen geschützt werden und ihre zugesagte Förderung grundsätzlich für die vorgesehene Laufzeit behalten sollen.
Das ist wichtig, weil Schlagzeilen über das Ende der Einspeisevergütung bei Betreibern bestehender Anlagen schnell für Verunsicherung sorgen können.
Für Betreiber bestehender Systeme besteht deshalb kein Anlass, allein wegen der angekündigten EEG-Novelle von einem Wegfall ihrer laufenden Vergütung auszugehen.
Anders sieht es bei Anlagen aus, die sich heute noch in Planung befinden. Je näher die geplante Inbetriebnahme am Jahr 2027 liegt, desto wichtiger wird es, den aktuellen Stand des Gesetzgebungsverfahrens in die Projektentscheidung einzubeziehen.
6. PV-Projekte 2026/2027 planen: Was jetzt geprüft werden sollte
Die wichtigste Konsequenz für neue Projekte lautet nicht „möglichst schnell bauen“, sondern „früher vollständig planen“.
Bisher beginnt die Planung einer PV-Anlage häufig mit zwei Fragen: Wie groß ist das Dach? Und wie viele kWp passen darauf?
Diese Fragen bleiben wichtig. Für Projekte ab 2027 reichen sie allein jedoch immer weniger aus.
Sinnvoll ist es, mindestens acht Punkte gemeinsam zu betrachten:
1. Inbetriebnahmetermin: Welche Rechtslage wird voraussichtlich gelten, wenn die Anlage tatsächlich ans Netz geht?
2. Anlagengröße: Welche Förder-, Vermarktungs- und technischen Anforderungen gelten für die jeweilige Leistungsklasse?
3. Förder- und Vermarktungsmodell: Ist Einspeisevergütung möglich, ist Direktvermarktung erforderlich oder kommt ein anderes Modell infrage?
4. Netzanschluss: Welche Einspeiseleistung steht am Standort tatsächlich zur Verfügung?
5. Mess- und Steuertechnik: Welche technischen Voraussetzungen sind für Vermarktung und Netzbetrieb erforderlich?
6. Eigenverbrauch: Wie viel Solarstrom kann das Gebäude oder Unternehmen direkt selbst nutzen?
7. Speicher und Energiemanagement: Können Erzeugungsspitzen verschoben und Netzbezug beziehungsweise Netzeinspeisung optimiert werden?
8. Technische Systemauslegung: Passen Modulanzahl, Wechselrichterleistung, DC/AC-Verhältnis und Einspeiselimit zum geplanten Betrieb?
Förderung, Netzanschluss und Technik gemeinsam betrachten
Besonders bei Gewerbeprojekten sollten diese Fragen nicht nacheinander, sondern parallel bearbeitet werden.
Ein großes Dach kann technisch Platz für 500 kWp bieten. Wenn am Netzanschlusspunkt jedoch deutlich weniger Einspeiseleistung verfügbar ist, muss geprüft werden, ob ein hoher Eigenverbrauch, ein Speicher oder eine andere Systemauslegung die zusätzliche PV-Leistung wirtschaftlich sinnvoll nutzbar macht.
Hier spielt auch die Moduleffizienz eine Rolle – allerdings mit einer klaren Grenze.
Hocheffiziente Module können bei begrenzter Dachfläche mehr installierte Leistung pro Quadratmeter ermöglichen. Sie erhöhen jedoch nicht die verfügbare Netzkapazität.
Bei der Anlagenplanung müssen deshalb Flächennutzung und Netzanschluss getrennt betrachtet werden. Erst im Zusammenspiel mit Wechselrichter, Verbrauchsprofil, Speicher und Energiemanagement lässt sich beurteilen, welche installierte PV-Leistung tatsächlich sinnvoll ist.
Genau darin liegt die wichtigste Veränderung für neue Projekte: Die Planung verschiebt sich von einer reinen Frage der maximal installierbaren Leistung hin zu einer Gesamtbetrachtung aus Erzeugung, Verbrauch, Vermarktung und Netzanschluss.
Fazit
Die geplante EEG-Novelle 2027 bedeutet nicht, dass Deutschland die Photovoltaikförderung 2026 bereits abgeschafft hat. Sie zeigt aber deutlich, wohin sich der regulatorische Rahmen entwickelt: Neue PV-Anlagen sollen stärker in den Strommarkt integriert, besser auf die verfügbaren Netzkapazitäten abgestimmt und flexibler betrieben werden.
Für neue Projekte verändert sich damit auch die Planungslogik. Anlagenleistung und verfügbare Dachfläche bleiben wichtig, reichen als Entscheidungsgrundlage aber zunehmend nicht mehr aus. Inbetriebnahmedatum, Fördermodell, Direktvermarktung, Netzanschluss, Mess- und Steuertechnik sowie Speicher- und Energiemanagement sollten früher gemeinsam betrachtet werden.
Besonders bei Projekten mit geplanter Inbetriebnahme 2027 empfiehlt es sich deshalb, die weitere Gesetzgebung genau zu verfolgen und zentrale Fragen zu Vermarktung und Netzanschluss nicht erst kurz vor der Inbetriebnahme zu klären.
Das Netzanschlusspaket verstärkt diesen Trend zusätzlich: Verfügbare Netzkapazität und die tatsächliche Projektreife sollen künftig stärker beeinflussen, wie neue Anlagen an das Netz angeschlossen werden.
2026 ist damit vor allem das Jahr, in dem Projekte für 2027 auf einen stärker markt- und netzorientierten PV-Ausbau vorbereitet werden sollten.
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FAQ
1. Ist das EEG 2027 bereits in Kraft?
Nein. Stand September 2026 sind die geplanten Änderungen der EEG-Novelle 2027 noch nicht vollständig geltendes Recht. Für aktuelle Projekte ist deshalb weiterhin zwischen dem heute gültigen EEG und den geplanten Neuregelungen zu unterscheiden. Besonders bei einer geplanten Inbetriebnahme 2027 sollte der weitere Gesetzgebungsprozess berücksichtigt werden.
2. Wird die Einspeisevergütung für Photovoltaik 2027 abgeschafft?
Nicht pauschal. Nach dem derzeitigen Reformansatz soll die feste Einspeisevergütung für neue Anlagen deutlich zurückgedrängt und die Direktvermarktung ausgeweitet werden. Für Bestandsanlagen ist grundsätzlich Bestandsschutz vorgesehen, und für kleinere Neuanlagen enthält der aktuelle Entwurf Übergangsregelungen. Entscheidend sind deshalb Inbetriebnahmezeitpunkt, Anlagengröße und die endgültig verabschiedete Gesetzesfassung.
3. Müssen kleine Photovoltaikanlagen ab 2027 in die Direktvermarktung?
Die Direktvermarktung soll nach dem aktuellen Regierungsentwurf auch für kleinere Neuanlagen deutlich wichtiger werden. Das bedeutet jedoch nicht, dass ab dem 1. Januar 2027 automatisch jede kleine PV-Anlage ohne Übergangsregelung direkt vermarkten muss. Welche Grenze und welche Übergangsfristen tatsächlich gelten, hängt von der endgültigen Gesetzesfassung ab.
4. Gilt das EEG 2027 auch für bestehende PV-Anlagen?
Bestehende Anlagen sollen ihre bereits zugesagten Förderbedingungen grundsätzlich behalten. Die geplante Reform richtet sich vor allem an neue Anlagen. Einzelne neue Anforderungen können je nach Vermarktungsform oder späteren Vertragsänderungen dennoch relevant werden, weshalb Bestandsanlage und Neuanlage getrennt betrachtet werden sollten.
5. Was bedeutet das Netzanschlusspaket für neue PV-Projekte?
Der Netzanschluss soll früher und stärker in die Projektplanung einbezogen werden. Verfügbare Netzkapazität, Projektreife und die tatsächlich mögliche Einspeiseleistung können künftig stärker beeinflussen, wann und unter welchen Bedingungen ein Projekt angeschlossen wird. Vor allem bei Gewerbe- und größeren PV-Projekten sollte die Netzanschlussfrage deshalb möglichst früh geklärt werden.
Autoritative Quellen und Rechtsgrundlagen
[1] BMWE – Die Bundesregierung schlägt das nächste Kapitel der Energiewende auf – EEG-Novelle und Netzanschlusspaket im Bundeskabinett beschlossen (29.07.2026) – https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2026/07/20260729-eeg-novelle-und-netzanschlusspaket.html
[2] Bundesnetzagentur – EEG-Förderung und -Fördersätze (Stand 09.09.2026) – https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/ErneuerbareEnergien/EEG_Foerderung/start.html
[3] BMWE – Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens (12.08.2026) – https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/2026/20260812-entwurf-netzanschlusspaket.html
[4] Gesetze im Internet – Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (EEG 2023) – geltende Fassung (Stand 09.09.2026) – https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/
[5] Bundesrat / Deutscher Bundestag – BR-Drucksache 470/26: Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor (14.08.2026) – https://dserver.bundestag.de/brd/2026/0470-26.pdf
[6] Deutscher Bundestag – Bundesrat will Vergabe von Netzanschlüssen neu regeln – mit Einordnung zum Netzanschlusspaket der Bundesregierung (Stand 09.09.2026) – https://www.bundestag.de/presse/hib/kurzmeldungen-1209238
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