EEG 2027: Jetzt wird es konkret – Was kommt auf Photovoltaik, Speicher und das Solarhandwerk zu?

🇩🇪 Dieser Beitrag betrifft die Rechtslage in Deutschland. Das EEG ist ein deutsches Bundesgesetz. Wenn du in Österreich baust, gelten mit EAG und ElWG andere Regeln – die Unterschiede findest du weiter unten.

Die Bundesregierung hat am 29. Juli 2026 den Entwurf für ein neues Erneuerbare-Energien-Gesetz beschlossen. Es soll am 1. Januar 2027 in Kraft treten und heißt in der Branche kurz EEG 2027. Für Photovoltaik ändert sich damit etwas Grundsätzliches: Die feste Einspeisevergütung für neue Anlagen soll wegfallen.

Damit kippt die Logik, nach der PV-Anlagen seit über zwanzig Jahren geplant wurden. Bisher galt: PV-Anlage → Eigenverbrauch → Überschuss → Einspeisung → feste Vergütung über 20 Jahre. Der eingespeiste Strom war eine kalkulierbare Größe.

Künftig sieht die Kette nach dem aktuellen Entwurf eher so aus: PV-Anlage → Eigenverbrauch → Batteriespeicher → Wallbox und Wärmepumpe → intelligentes Energiemanagement → erst dann das Netz.

Der Grund ist einfach: Wenn eingespeister Strom weniger einbringt, wird jede selbst genutzte Kilowattstunde wertvoller. Und wenn die Einspeiseleistung zusätzlich technisch gedeckelt wird, brauchst du einen Ort, an dem der Mittagsstrom bleiben kann. Dieser Ort ist der Batteriespeicher – gesteuert von einem Energiemanagementsystem.

Wichtig vorab: Das EEG 2027 ist zum Zeitpunkt dieser Veröffentlichung ein Regierungsentwurf, kein geltendes Recht. Der Bundesrat hat den Entwurf am 14. August 2026 als Drucksache 470/26 erhalten, das Verfahren im Bundestag läuft. Änderungen sind möglich und nach Einschätzung mehrerer Verbände auch wahrscheinlich. Alle Angaben in diesem Beitrag beziehen sich auf den Kabinettsentwurf vom 29. Juli 2026.

Die geplanten Änderungen im Überblick

Die folgende Übersicht fasst die wichtigsten geplanten Änderungen für Dach-Photovoltaik zusammen. Sie betrifft Neuanlagen, also Anlagen mit Inbetriebnahme ab dem 1. Januar 2027.

Die 50-%-Regel: Was sie wirklich bedeutet

Dieser Punkt sorgt derzeit für die meisten Missverständnisse. Deshalb Schritt für Schritt.

Was der Entwurf vorsieht

Nach § 9 Absatz 2b des Entwurfs müssen Betreiber neuer Dachanlagen mit weniger als 100 kW, die Strom ins Netz einspeisen, die Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt dauerhaft auf maximal 50 Prozent der installierten Leistung der Solaranlage begrenzen.

Drei Details sind entscheidend:

• Bezugsgröße ist die installierte Leistung der Solaranlage, also die Modulleistung in Kilowatt-Peak – nicht die Wechselrichterleistung.
• Die Begrenzung gilt dauerhaft, also auch nach dem Einbau eines intelligenten Messsystems und unabhängig davon, ob der Strom vergütet oder direkt vermarktet wird.
• Sie gilt nur für Neuanlagen ab dem 1. Januar 2027, nicht für bestehende Anlagen.

Steckersolargeräte bis 2 kW Modulleistung und 800 VA Wechselrichterleistung sind ausgenommen, ebenso reine Nulleinspeiseanlagen.

Die vier Leistungsbegriffe – kurz erklärt

Wer über die 50-%-Regel spricht, muss diese vier Größen sauber trennen. Sie werden im Alltag ständig verwechselt:

• Installierte PV-Leistung (kWp): Die Summe der Nennleistungen aller Module unter Standard-Testbedingungen. Diese Zahl steht auf dem Datenblatt und ist die Bezugsgröße für die 50-%-Regel.
• Erzeugte PV-Leistung (kW): Was die Anlage in diesem Moment tatsächlich liefert. In der Praxis erreicht sie selten die installierte Leistung, weil Einstrahlung, Temperatur, Ausrichtung und Verschattung mitspielen.
• Wechselrichterleistung (kW oder kVA): Was der Wechselrichter maximal auf die Wechselstromseite bringt. Sie ist häufig kleiner als die installierte Modulleistung.
• Einspeiseleistung (kW): Was am Netzverknüpfungspunkt tatsächlich ins öffentliche Netz fließt. Nur diese Größe wird gedeckelt.

Ein Rechenbeispiel

Eine neue Dachanlage mit 10 kWp installierter Modulleistung. Nach dem Entwurf dürfte sie am Netzverknüpfungspunkt höchstens 5 kW einspeisen.

Ein sonniger Mittag, die Anlage erzeugt gerade 8 kW:

• Dein Haus verbraucht in diesem Moment 2 kW – Kühlschrank, Umwälzpumpen, Standby.
• Es bleiben 6 kW Überschuss.
• Eingespeist werden dürfen aber nur 5 kW.
• 1 kW muss also anderweitig verwendet werden – oder die Anlage wird abgeregelt und die Energie ist weg.

Genau hier kommt der Batteriespeicher ins Spiel: Er nimmt die Leistung auf, die nicht eingespeist werden darf. Ebenso können ein Warmwasserspeicher, eine Wärmepumpe oder ein ladendes Elektroauto die Spitze aufnehmen.

Wie groß der tatsächliche Ertragsverlust ohne Speicher ausfällt, lässt sich nicht pauschal beziffern. Er hängt von der Dachausrichtung, dem Verhältnis von Anlagengröße zu Verbrauch, dem Lastprofil und dem Wetterjahr ab. Seriöse Aussagen dazu setzen eine Simulation mit deinen konkreten Anlagendaten voraus – Prozentangaben ohne diese Grundlage sind Schätzungen, keine Berechnungen.

Ein Kritikpunkt, den du kennen solltest

Die Begrenzung gilt nach dem Entwurfswortlaut für die gesamte Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt. Das schließt Strom ein, der abends aus dem Batteriespeicher zurück ins Netz fließt. Mehrere Unternehmen und Verbände kritisieren genau das: Ein Speicher, der abends netzdienlich entladen könnte, wäre durch dieselbe starre Grenze gebremst wie die Mittagsspitze. Gefordert werden stattdessen dynamische Grenzen, die sich am tatsächlichen Netzzustand orientieren. Ob dieser Punkt im parlamentarischen Verfahren noch geändert wird, ist offen.

Und die 70 Prozent?

Parallel zum EEG läuft ein zweiter Gesetzentwurf, das sogenannte Netzpaket (Bundesrats-Drucksache 471/26). Darin ist für Freiflächenanlagen eine Begrenzung des Netzanschlusses auf 70 Prozent der installierten Leistung vorgesehen. Diese Regel betrifft private Dachanlagen nicht – die beiden Prozentwerte werden in der Berichterstattung aber häufig vermischt.

Warum Batteriespeicher wichtiger werden – und wann nicht

Unter den geplanten Rahmenbedingungen verschiebt sich die Rechnung zugunsten des Speichers. Der Grund ist nicht, dass Speicher billiger geworden wären, sondern dass die Alternative schlechter wird: Wenn eine eingespeiste Kilowattstunde nach Ablauf der dreijährigen Übergangszahlung nur noch den Börsenpreis abzüglich Vermarktungskosten einbringt, während eine selbst genutzte Kilowattstunde den vollen Bezugspreis spart, wächst die Differenz zwischen beiden Verwendungen. Kommt die 50-%-Begrenzung hinzu, entsteht ein zweiter, technischer Grund: Ein Teil des Mittagsstroms darf schlicht nicht eingespeist werden.

Trotzdem gilt: Ein Speicher lohnt sich nicht automatisch. Ob und in welcher Größe er sinnvoll ist, hängt von mehreren Faktoren ab:

• Jahresstromverbrauch und Lastprofil: Ein Haushalt, der tagsüber leer steht und abends viel verbraucht, profitiert stärker als einer mit hohem Tagesverbrauch.
• PV-Leistung im Verhältnis zum Verbrauch: Eine kleine Anlage produziert selten genug Überschuss, um einen großen Speicher zu füllen.
• Speichergröße: Entscheidend ist, wie oft der Speicher pro Jahr wirklich vollständig geladen und entladen wird.
• Strompreis: Je höher dein Bezugspreis, desto wertvoller jede gespeicherte Kilowattstunde.
• Verbleibende Einspeisevergütung: Je weniger die Einspeisung bringt, desto attraktiver die Speicherung.
• Batteriekosten pro kWh nutzbarer Kapazität – nicht pro kWh Nennkapazität.
• Lade- und Entladeverluste: Ein Teil der eingespeicherten Energie geht im Wandlungsprozess verloren.
• Eigenverbrauchsquote und Autarkiegrad: Zwei verschiedene Kennzahlen, die gerne verwechselt werden. Die Eigenverbrauchsquote sagt, welcher Anteil des erzeugten Stroms selbst genutzt wird. Der Autarkiegrad sagt, welcher Anteil des Verbrauchs aus eigener Erzeugung gedeckt wird.

Größer ist nicht automatisch besser

Das ist der am häufigsten übersehene Punkt. Ein Speicher verdient sein Geld über Vollzyklen. Ein doppelt so großer Speicher wird bei unverändertem Verbrauch nicht doppelt so oft geladen – er wird seltener voll und steht im Winter monatelang halbleer.

Faustregel für die Praxis: Dimensioniere den Speicher so, dass er in der Übergangszeit regelmäßig einen vollen Zyklus schafft – nicht so, dass er im Hochsommer den maximalen Überschuss aufnehmen könnte. Wächst dein Verbrauch später durch Wärmepumpe oder Elektroauto, ist ein erweiterbares System die bessere Antwort als ein von Anfang an überdimensionierter Speicher. In unserem Sortiment findest du Systeme von 5 bis 10 kWh bis 10 bis 20 kWh, sowohl als Hochvolt-System als auch als Niedervolt-System.

Hybridwechselrichter: Warum die Gerätewahl langfristig gedacht werden muss

Ein Hybridwechselrichter vereint zwei Funktionen in einem Gerät: Er wandelt den Gleichstrom der Solarmodule in Wechselstrom und verwaltet gleichzeitig die Lade- und Entladevorgänge eines Batteriespeichers.

Was er dabei koordiniert:

• PV-Eingang: Der Strom der Module, meist über mehrere MPP-Tracker für unterschiedlich ausgerichtete Dachflächen.
• Batteriespeicher: Direkt auf der Gleichstromseite angebunden – dadurch entfällt bei der Speicherung ein Wandlungsschritt und damit ein Teil der Verluste.
• Hausverbrauch: Wird vorrangig aus PV und Speicher gedeckt.
• Netz: Bezug und Einspeisung, künftig unter Beachtung der Einspeisegrenze.
• Energiemanagement: Viele Geräte bringen Steuerlogik bereits mit oder lassen sich an ein übergeordnetes System anbinden.
• Dynamische Stromtarife: Moderne Geräte können den Speicher gezielt aus dem Netz laden, wenn der Börsenpreis niedrig ist.
• Lade- und Entladestrategien: Prognosebasiertes Laden nutzt die Wetterprognose, um den Speicher morgens nicht zu früh vollzuladen und mittags Platz für die Spitze zu lassen.

Warum das jetzt wichtig ist: Ein Wechselrichter bleibt zehn bis fünfzehn Jahre im Technikraum. Die Rahmenbedingungen ändern sich schneller. Wenn du 2026 oder 2027 eine Anlage planst, prüfe deshalb, ob das Gerät später um einen Speicher erweitert werden kann, ob es Ersatzstrom bereitstellt, ob es offene Schnittstellen wie Modbus TCP oder eine dokumentierte API besitzt und ob der Hersteller Firmware-Updates zuverlässig liefert.

Wer heute einen reinen String-Wechselrichter ohne Speicherfähigkeit einbaut und in drei Jahren einen Speicher nachrüsten will, steht vor der Wahl zwischen einem zusätzlichen AC-gekoppelten Speichersystem und einem Gerätetausch. Beides kostet Geld, das eine vorausschauende Planung gespart hätte. Eine Übersicht über alle Geräte findest du in unserer Kategorie Wechselrichter.

EMS: Energiemanagement wird zum Schlüssel

Was ist ein EMS?

Ein Energiemanagementsystem (EMS) ist die Steuerungsebene über allen Komponenten deiner Energieanlage. Es misst laufend, was erzeugt und was verbraucht wird, und entscheidet, wohin die Energie fließt.

Ohne EMS arbeitet jede Komponente für sich: Der Wechselrichter speist ein, die Wallbox lädt mit voller Leistung, sobald das Auto angesteckt wird, die Wärmepumpe heizt, wenn der Thermostat es sagt. Mit EMS werden diese Entscheidungen aufeinander abgestimmt.

Was ein EMS konkret tut

• PV → Hausverbrauch: Die Grundlast wird immer zuerst aus der Erzeugung gedeckt.
• PV → Speicher: Überschuss wird gespeichert, statt unter die Einspeisegrenze zu fallen.
• PV → Wallbox: Das Auto lädt mit dem Überschuss, der gerade da ist – bei mehrphasigen Wallboxen mit dynamischer Anpassung der Ladeleistung.
• PV → Wärmepumpe: Der Warmwasserspeicher wird mittags aufgeheizt, wenn Strom im Überfluss vorhanden ist, statt nachts aus dem Netz.
• Netzstrom → Speicher: Bei einem dynamischen Tarif kann der Speicher in einer günstigen Stunde aus dem Netz geladen werden.
• Speicher → Haus: In teuren Stunden wird aus dem Speicher versorgt statt aus dem Netz.

Bei begrenzter Einspeiseleistung wird diese Koordination von einer Komfortfunktion zur wirtschaftlichen Notwendigkeit: Was nicht eingespeist werden darf, muss verbraucht oder gespeichert werden – sonst ist es weg. Passende Komponenten findest du unter Energiemanagement und Software.

Dynamische Stromtarife und EPEX Spot – kurz erklärt

Der Großhandelspreis für Strom wird an der Strombörse gebildet, in Europa im Wesentlichen an der EPEX Spot. Im Day-Ahead-Handel wird für jede Stunde des Folgetages ein Preis ermittelt. Dieser Preis schwankt stark: Bei viel Wind und Sonne und wenig Nachfrage kann er sehr niedrig oder sogar negativ werden, in Knappheitsstunden deutlich steigen.

Dynamische Stromtarife geben diese Schwankung an dich weiter. Du zahlst einen an den Börsenpreis gekoppelten Arbeitspreis plus Netzentgelte, Abgaben und Steuern – die zusammen einen erheblichen Teil des Endpreises ausmachen und nicht schwanken.

Realistische Einordnung: Ein dynamischer Tarif senkt deine Stromkosten nicht automatisch. Er belohnt Verbrauchsverlagerung. Wer seinen Verbrauch nicht verschieben kann oder will, zahlt unter Umständen mehr als mit einem Festpreistarif. Der Nutzen entsteht erst in Kombination mit steuerbaren Verbrauchern und einem EMS, das die Verlagerung automatisch vornimmt. Konkrete Ersparnisse hängen von deinem Lastprofil ab und lassen sich seriös nur mit deinen eigenen Verbrauchsdaten berechnen.

Was bedeutet das für das Solarhandwerk?

Dieser Abschnitt richtet sich an Elektrofachbetriebe, PV-Installateure und Energieberater. Die kurze Version: Der Installateur verkauft künftig weniger eine PV-Anlage und stärker ein Energiesystem. Das verändert Beratung, Kalkulation, Ausführung und Service.

Beratung wird zum eigentlichen Wertbeitrag. Solange es eine feste Einspeisevergütung gab, war die Wirtschaftlichkeit weitgehend eine Frage der Anlagengröße und des Preises pro kWp. Diese Rechnung funktioniert nicht mehr. Wer künftig verlässlich beraten will, braucht das Lastprofil des Kunden, eine Ertragssimulation und eine ehrliche Aussage dazu, welche Speichergröße sich rechnet – und welche nicht.

Aus einfachen Anlagen werden Systeme. Eine PV-Anlage mit Speicher, Wallbox, Wärmepumpenanbindung, Ersatzstromfunktion und EMS hat deutlich mehr Schnittstellen als eine reine Aufdachanlage. Fehler entstehen heute seltener am Modul und häufiger in der Kommunikation zwischen Komponenten.

Speicherberatung wird zur Kernkompetenz. Dazu gehört auch, einem Kunden von einem zu großen Speicher abzuraten. Die Zahl der Vollzyklen, das Verhältnis von nutzbarer zu nomineller Kapazität, die Entladeleistung und das Verhalten im Ersatzstrombetrieb sind die relevanten Größen – nicht die Kilowattstundenzahl auf dem Typenschild.

Smart Meter und Steuerbarkeit werden Standard. Wenn der Pflichteinbau intelligenter Messsysteme nach dem Entwurf bereits ab mehr als 2 kW installierter Leistung greift, betrifft das praktisch jede neue Anlage. Plane die Abstimmung mit dem Messstellenbetreiber als festen Prozessschritt ein, nicht als Ausnahme. Passende Hardware findest du unter Smart Meter.

Netzanschluss und Anmeldeprozess werden formalisierter. Das begleitende Netzpaket sieht verbindliche Informationsfristen und ab 2028 ein digitales Netzanschlussportal vor. Das entlastet mittelfristig, erfordert kurzfristig aber die Umstellung interner Abläufe.

Dynamische Tarife, Wallbox, Wärmepumpe. Kunden erwarten zunehmend, dass diese Komponenten zusammenspielen. Wer nur die PV-Anlage montiert und die Integration dem Kunden überlässt, verliert den wertvollsten Teil des Auftrags.

Softwarekenntnisse und Monitoring. Portalanbindung, Firmware-Stände, Schnittstellenkonfiguration, Fehlerdiagnose aus der Ferne: Das sind heute reale Arbeitsinhalte im Elektrohandwerk. Betriebe, die Monitoring aktiv anbieten, erkennen Ausfälle vor dem Kunden.

Service nach der Installation. Wartungs- und Betreuungsverträge werden vom Zusatzangebot zum wiederkehrenden Umsatz – und sind bei komplexeren Systemen auch fachlich geboten.

Die Verbände sehen die Novelle kritisch. Der Bundesverband Solarwirtschaft warnte am 24. Juli 2026 vor einem „massiven Einbruch des Photovoltaikausbaus“, der ZVEH vor einem Markteinbruch bei kleinen PV-Anlagen. Für Fachbetriebe heißt das zweierlei: Die Nachfrage kann kurzfristig schwanken, und die Anforderungen an die eigene Beratungsqualität steigen dauerhaft.

Was bedeutet das für dich als Privatkunde?

Die wichtigste Konsequenz: Der Preis pro Kilowatt-Peak taugt nicht mehr als alleiniges Entscheidungskriterium.

Eine günstige Anlage ohne Speicheroption, ohne EMS-Fähigkeit und ohne Erweiterungsmöglichkeit kann über zwanzig Jahre teurer sein als eine durchdachte Anlage mit etwas höherem Anschaffungspreis. Diese Fragen solltest du vor der Unterschrift klären:

• Wie hoch ist dein realistischer Eigenverbrauch? Grundlage sollte dein tatsächlicher Jahresverbrauch sein, idealerweise mit Lastgang – nicht eine Pauschalannahme.
• Ist ein Speicher sinnvoll – und welche Größe? Die Antwort ergibt sich aus Verbrauch und Lastprofil, nicht aus der Anlagengröße allein.
• Ist der Wechselrichter erweiterbar? Kannst du später einen Speicher ergänzen, ohne das Gerät zu tauschen?
• Welche EMS-Funktionen sind vorhanden? Ist die Steuerung im Wechselrichter integriert oder brauchst du ein separates System?
• Werden dynamische Stromtarife unterstützt? Kann das System auf Preissignale reagieren?
• Ist PV-Überschussladen möglich? Und lädt die Wallbox dynamisch mit dem verfügbaren Überschuss oder nur mit fester Leistung?
• Ist eine spätere Wallbox-Integration vorgesehen? Auch wenn heute noch kein Elektroauto geplant ist.
• Ist Ersatzstrom oder Notstrom relevant? Und wenn ja: Reicht eine Notstromsteckdose oder soll das ganze Haus weiterlaufen?
• Wie ist die Smart-Meter-Anbindung gelöst? Und wer koordiniert den Einbau?

Drei Szenarien im Vergleich

Das folgende Beispiel ist qualitativ. Es zeigt Richtungen, keine Euro-Beträge – denn die tatsächlichen Ergebnisse hängen von Faktoren ab, die sich nur individuell ermitteln lassen.

Annahmen (frei gewählt, zur Veranschaulichung): Einfamilienhaus mit vier Personen, PV-Anlage 10–15 kWp, Batteriespeicher 10–15 kWh nutzbare Kapazität, Hybridwechselrichter, Wallbox vorhanden, Elektroauto überwiegend abends und am Wochenende zu Hause, Jahresverbrauch inklusive Ladestrom im mittleren vierstelligen Kilowattstundenbereich, Neuanlage unter den geplanten Bedingungen des EEG 2027 mit 50-%-Einspeisegrenze.

Szenario A – PV ohne Speicher

• Eigenverbrauch: niedrig. Der größte Teil der Erzeugung fällt mittags an, wenn im Haus wenig verbraucht wird.
• Einspeisung: hoch, aber durch die 50-%-Grenze gedeckelt. Ein Teil der Mittagsspitze kann weder verbraucht noch eingespeist werden.
• Netzbezug: hoch, weil abends und nachts nichts aus eigener Erzeugung zur Verfügung steht.
• Nutzung des Solarstroms: der geringste Anteil der drei Szenarien.

Szenario B – PV mit Speicher

• Eigenverbrauch: deutlich höher. Der Mittagsüberschuss wird gespeichert und abends genutzt.
• Einspeisung: geringer, dafür seltener durch die Kappungsgrenze verloren.
• Netzbezug: spürbar reduziert, vor allem abends und in der Übergangszeit.
• Nutzung des Solarstroms: deutlich verbessert. Der Speicher entschärft genau die Zeiten, in denen die Einspeisegrenze greift.

Szenario C – PV mit Speicher und intelligentem Energiemanagement

• Eigenverbrauch: am höchsten. Zusätzlich zum Speicher werden Wallbox und Warmwasserbereitung in die Überschusszeiten verlagert.
• Einspeisung: am niedrigsten – was unter den neuen Bedingungen wirtschaftlich gewollt ist.
• Netzbezug: am niedrigsten, und die verbleibenden Bezugsmengen können bei einem dynamischen Tarif in günstigere Stunden verschoben werden.
• Nutzung des Solarstroms: am besten. Prognosebasiertes Laden hält mittags Kapazität frei, statt den Speicher schon vormittags zu füllen.

Ehrliche Einordnung: Der Sprung von A nach B ist in der Regel deutlich größer als der von B nach C. Das EMS holt den letzten Teil heraus – und es entfaltet seinen Wert vor allem dann, wenn tatsächlich mehrere steuerbare Verbraucher vorhanden sind. Wenn du weder Wallbox noch Wärmepumpe hast, wirst du von einem aufwendigen EMS wenig merken.

Ist eine PV-Anlage 2027 noch sinnvoll?

Ja – aber die Planung wird wichtiger.

Der Wegfall der festen Einspeisevergütung macht Photovoltaik nicht unwirtschaftlich. Er verschiebt den wirtschaftlichen Schwerpunkt: weg von der Einspeisung, hin zum Eigenverbrauch.

Der Grund ist eine simple Preisdifferenz. Eine selbst genutzte Kilowattstunde spart den vollen Strombezugspreis inklusive Netzentgelten, Abgaben und Steuern. Eine eingespeiste Kilowattstunde bringt nach dem Entwurf für höchstens drei Jahre eine Übergangszahlung und danach den Marktwert abzüglich Vermarktungskosten. Der Abstand zwischen diesen beiden Werten ist erheblich – und er ist der eigentliche Ertrag einer modernen PV-Anlage.

Was das praktisch bedeutet:

• Eine gut geplante Anlage mit hohem Eigenverbrauch kann sich weiterhin rechnen.
• Eine überdimensionierte Anlage ohne Speicher und ohne steuerbare Verbraucher rechnet sich schlechter als früher.
• Der Zeitpunkt spielt eine Rolle: Wer 2027 in Betrieb geht, hat nach dem Entwurf bis 50 kW Zugang zur vereinfachten Übergangszahlung, wer 2028 in Betrieb geht, nur noch bis 25 kW.

Wichtig bleibt: Diese Aussagen beruhen auf einem Gesetzentwurf. Eine Kaufentscheidung allein auf einen noch nicht beschlossenen Gesetzestext zu stützen, wäre riskant – ebenso wie das Abwarten in der Hoffnung, dass alles beim Alten bleibt.

Was passiert mit bestehenden PV-Anlagen?

Hier gibt der Entwurf eine klare Antwort. § 100 Absatz 1 bestimmt, dass für Strom aus bestehenden Anlagen bestehendes Recht weiter gilt. Das Bundeswirtschaftsministerium formuliert es in seiner Pressemitteilung vom 29. Juli 2026 so, dass bestehende Anlagen ihre bisherige Förderung über die gesamte Laufzeit behalten.

• Bestehende EEG-Anlage (Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2027): Die laufende Vergütung beziehungsweise Marktprämie bleibt nach dem Entwurf unverändert. Auch die 50-%-Einspeisebegrenzung soll ausdrücklich nur für Neuanlagen gelten.
• Neue Anlage (Inbetriebnahme ab dem 1. Januar 2027): Es gelten die neuen Regeln in vollem Umfang.
• Erweiterung einer bestehenden Anlage: Hier ist Vorsicht geboten. Der Entwurf enthält keine ausdrückliche Sonderregelung für PV-Erweiterungen. Nach der bisherigen EEG-Systematik gelten später ergänzte Module grundsätzlich als eigenständige Anlage mit eigenem Inbetriebnahmedatum – und würden damit dem neuen Recht unterliegen. Wie sich das im Einzelfall auswirkt, solltest du vor der Erweiterung mit deinem Netzbetreiber und einem Fachbetrieb klären. Pauschale Aussagen sind hier nicht möglich.

🇩🇪 Deutschland und 🇦🇹 Österreich – ein wichtiger Unterschied

🇩🇪 Deutschland: Das EEG ist ein deutsches Bundesgesetz. Alles, was in diesem Beitrag zur EEG-Novelle 2027 beschrieben wird – Wegfall der festen Einspeisevergütung, 50-%-Einspeisebegrenzung, Direktvermarktungspflicht, Übergangszahlung –, gilt ausschließlich für Anlagen in Deutschland.

🇦🇹 Österreich: Das EEG gilt in Österreich nicht. Österreich hat einen eigenen Rechtsrahmen mit anderer Systematik:

• EAG (Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz): regelt die Förderung. Kleine PV-Anlagen werden hier nicht über einen garantierten Einspeisetarif, sondern überwiegend über Investitionszuschüsse gefördert.
• ElWG (Elektrizitätswirtschaftsgesetz): der 2025 beschlossene neue marktrechtliche Rahmen, der das ElWOG 2010 ablöst – unter anderem mit Regelungen zur Spitzenkappung und zu Energiegemeinschaften, die gestaffelt in Kraft treten.
• OeMAG / EAG-Förderabwicklungsstelle: wickelt Investitionszuschüsse und Marktprämien ab.
• Netzbetreiber und TOR: Die technischen Anschlussbedingungen richten sich nach den Technischen und Organisatorischen Regeln (TOR), nicht nach der deutschen VDE-AR-N 4105.
• Einspeisung: Für kleine Anlagen gibt es keine gesetzlich garantierte Einspeisevergütung. Der Überschussstrom wird über einen frei verhandelten Vertrag mit einem Stromhändler verkauft.

Fazit: Die deutschen Regelungen sind nicht 1:1 auf Österreich übertragbar – weder die 50-%-Grenze noch die Direktvermarktungspflicht noch die Übergangszahlung. Wenn du in Österreich eine PV-Anlage planst, orientiere dich an den österreichischen Rahmenbedingungen und kläre sie mit einem Fachbetrieb oder deinem Netzbetreiber.

Checkliste: Worauf du 2026/2027 beim Kauf achten solltest

• PV-Leistung passend zum Verbrauch – nicht nach verfügbarer Dachfläche allein dimensionieren
• Hybridwechselrichter – speicherfähig, auch wenn der Speicher erst später kommt
• Batteriespeicher – Größe am Lastprofil orientieren, nicht an der Anlagengröße
• Ausreichende Lade- und Entladeleistung – ein großer Speicher mit schwacher Entladeleistung deckt keine Lastspitzen
• Smart-Meter-Kompatibilität – Abstimmung mit dem Messstellenbetreiber früh einplanen
• EMS – integriert im Wechselrichter oder als separates System, aber vorhanden
• Dynamischer Stromtarif möglich – kann das System auf Preissignale reagieren?
• Wallbox-Integration – auch wenn heute noch kein Elektroauto vorhanden ist
• PV-Überschussladen – dynamisch und ein-/dreiphasig umschaltbar
• Wärmepumpenintegration – SG-Ready oder besser: echte Leistungsvorgabe
• Notstrom oder Ersatzstrom – Umfang vorher festlegen, Nachrüstung ist teuer
• Erweiterbarkeit – Module, Speicherkapazität, zweiter Wechselrichter
• Monitoring – lokal und über Portal, mit Zugriff für den Fachbetrieb
• Schnittstellen – Modbus TCP/RTU, dokumentierte API, sofern du eigene Automatisierung planst. Passendes Zubehör findest du bei uns

Häufige Fragen zum EEG 2027

Was ändert sich mit dem EEG 2027?

Nach dem Regierungsentwurf vom 29. Juli 2026 entfällt die feste Einspeisevergütung für neue PV-Anlagen in Deutschland. Stattdessen gibt es eine auf höchstens 36 Monate befristete Übergangszahlung und danach die Direktvermarktung. Neue Dachanlagen unter 100 kW sollen ihre Einspeiseleistung dauerhaft auf 50 Prozent der installierten Leistung begrenzen. Das Gesetz ist noch nicht beschlossen.

Gibt es ab 2027 keine Einspeisevergütung mehr?

Für neue Anlagen in Deutschland soll die feste Einspeisevergütung entfallen. Es bleibt nach dem Entwurf eine befristete Übergangszahlung von rechnerisch 5,2 ct/kWh für höchstens drei Jahre, gestaffelt nach Leistungsgrenzen: 2027 bis unter 50 kW, 2028 bis unter 25 kW, 2029 und 2030 bis unter 7 kW. Ab 2031 entfällt sie ganz. Bestehende Anlagen behalten ihre Vergütung.

Was bedeutet die 50-%-Regel für Photovoltaik?

Neue Dachanlagen unter 100 kW in Deutschland dürfen am Netzverknüpfungspunkt höchstens 50 Prozent ihrer installierten Modulleistung ins Netz einspeisen. Eine 10-kWp-Anlage also maximal 5 kW. Bezugsgröße ist die Modulleistung, nicht die Wechselrichterleistung. Die Regel gilt dauerhaft und nur für Neuanlagen ab 2027.

Brauche ich ab 2027 einen Batteriespeicher?

Vorgeschrieben ist er nicht. Wirtschaftlich wird er aber deutlich attraktiver, weil ein Teil des Mittagsstroms nicht mehr eingespeist werden darf und die Einspeisung insgesamt weniger einbringt. Der Entwurf nennt ausdrücklich das Ziel, dass PV-Anlagen künftig von Beginn an mit Speicher errichtet werden. Ob und wie groß sich ein Speicher rechnet, hängt von deinem Verbrauch ab.

Ist eine PV-Anlage 2027 noch wirtschaftlich?

Ja, aber die Wirtschaftlichkeit hängt stärker vom Eigenverbrauch ab. Eine selbst genutzte Kilowattstunde spart den vollen Bezugspreis, eine eingespeiste bringt künftig deutlich weniger. Eine gut geplante Anlage mit Speicher und Energiemanagement kann sich weiterhin rechnen – eine überdimensionierte Anlage ohne Speicher schlechter als bisher.

Was ist Direktvermarktung?

Bei der Direktvermarktung verkaufst du deinen Überschussstrom nicht zu einem festen Satz an den Netzbetreiber, sondern über einen Direktvermarkter an der Strombörse. Der Erlös richtet sich nach dem Marktpreis abzüglich Vermarktungskosten. Nach dem Entwurf sinkt die Leistungsschwelle für die Direktvermarktungspflicht in Deutschland schrittweise, bis ab 2031 faktisch alle einspeisenden Neuanlagen betroffen wären.

Was bedeutet das EEG 2027 für bestehende PV-Anlagen?

Nach § 100 des Entwurfs gilt für bestehende Anlagen bestehendes Recht weiter. Die laufende Vergütung bleibt über die volle Laufzeit erhalten, und die 50-%-Einspeisebegrenzung soll ausdrücklich nur für Neuanlagen gelten. Bei einer Erweiterung einer Bestandsanlage ist die Rechtslage komplexer – das solltest du vorab mit Netzbetreiber und Fachbetrieb klären.

Wird ein Smart Meter Pflicht?

Der Entwurf senkt die Schwelle für den Pflichteinbau intelligenter Messsysteme im deutschen Messstellenbetriebsgesetz von mehr als 7 kW auf mehr als 2 kW installierter Leistung. Damit wäre praktisch jede neue PV-Anlage betroffen. Reine Nulleinspeiseanlagen bleiben ausgenommen.

Warum wird Energiemanagement wichtiger?

Weil nicht mehr alles eingespeist werden darf und Einspeisung weniger einbringt. Ein EMS sorgt dafür, dass der erzeugte Strom dort landet, wo er den höchsten Wert hat: im Haushalt, im Speicher, in der Wallbox oder in der Wärmepumpe. Bei dynamischen Stromtarifen kann es zusätzlich den Netzbezug in günstige Stunden verschieben.

Was müssen Installateure ab 2027 beachten?

Beratung, Systemplanung und Integration werden zum eigentlichen Wertbeitrag. Konkret: Lastprofile erfassen statt pauschal dimensionieren, Speichergrößen ehrlich rechnen, Smart-Meter-Abstimmung als festen Prozessschritt einplanen, Schnittstellen und EMS beherrschen und Monitoring sowie Service als eigenes Leistungspaket anbieten.

Lohnt sich ein größerer Batteriespeicher?

Nicht automatisch. Ein Speicher verdient über Vollzyklen – ein größerer Speicher wird bei gleichem Verbrauch seltener vollständig geladen und entladen. Sinnvoller ist meist eine Dimensionierung, die im Alltag regelmäßig genutzt wird, kombiniert mit einem erweiterbaren System für den Fall, dass später Wärmepumpe oder Elektroauto hinzukommen.

Gilt das EEG 2027 auch in Österreich?

Nein. Das EEG ist ein deutsches Bundesgesetz und gilt in Österreich nicht. Österreich hat mit dem EAG und dem ElWG einen eigenen Rahmen: Gefördert wird überwiegend über Investitionszuschüsse statt über einen garantierten Einspeisetarif, abgewickelt über die EAG-Förderabwicklungsstelle (OeMAG), und die technischen Anschlussbedingungen richten sich nach den TOR. Weder die 50-%-Grenze noch die Direktvermarktungspflicht sind auf Österreich übertragbar.

Fazit

Das EEG 2027 verändert nicht die Frage, ob sich Photovoltaik lohnt, sondern wovon es abhängt. Bisher war die Antwort weitgehend eine Rechnung mit festen Größen. Künftig wird sie zu einer Frage der Systemplanung: Wie viel deines Stroms nutzt du tatsächlich selbst, wie gut arbeiten Speicher, Wechselrichter und Verbraucher zusammen, und wie flexibel bleibt die Anlage über die nächsten zwanzig Jahre?

Das alles gilt für Anlagen in Deutschland. Für Österreich sind die Regeln andere – die Grundfrage ist dort aber dieselbe: Wie viel deines Solarstroms nutzt du selbst?

Wenn du 2026 oder 2027 eine Photovoltaikanlage planst, schau deshalb nicht nur auf die Größe der PV-Anlage. Entscheidend ist das Zusammenspiel aus PV, Speicher, Wechselrichter und Energiemanagement.

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Quellen

• Bundesregierung: Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket, 29.07.2026
• Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: EEG-Novelle und Netzanschlusspaket im Bundeskabinett, 29.07.2026
• Bundesrat: Drucksache 470/26 – Gesetzentwurf der Bundesregierung (EEG 2027), 14.08.2026
• Bundesrat: Drucksache 471/26 – Netzanschlusspaket, 14.08.2026
• Clearingstelle EEG|KWKG: Übersicht EEG 2027, Dokumentstand 18.07.2026
• Bundesverband Solarwirtschaft: EEG-Novelle und Netzpaket gefährden Solarausbau, 24.07.2026
• Bundesverband Solarwirtschaft: Kabinettsbeschluss bremst Solarenergie aus, 29.07.2026
• ZVEH: ZVEH warnt vor Markteinbruch bei kleinen PV-Anlagen, Stellungnahme 22.07.2026
• Rechtsinformationssystem des Bundes (Österreich): Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG), BGBl. I Nr. 91/2025, 23.12.2025
• BMWET (Österreich): Das Photovoltaik-Fördersystem im Überblick

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Hinweis: Die EEG-Novelle 2027 befindet sich zum Zeitpunkt der Veröffentlichung noch im Gesetzgebungsverfahren. Änderungen am endgültigen Gesetz sind daher möglich.

Dieser Beitrag dient der allgemeinen Information und stellt keine Rechts-, Steuer- oder Finanzberatung dar. Für verbindliche Auskünfte wende dich bitte an deinen Netzbetreiber, einen Fachbetrieb oder eine fachkundige Beratung.