EEG-Novelle 2027: Was Stromkosten dem Mittelstand zumuten

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Am 29. Juli 2026 hat das Kabinett die EEG-Novelle 2027 und das Netzanschlusspaket als Regierungsentwürfe beschlossen. Wer im Mittelstand Strom einkauft, Dach-PV plant oder Lieferverträge vorbereitet, muss den Entwurf jetzt in die Jahresplanung ziehen – bevor Bundestag und EU den Text endgültig festzurren.

Was der Kabinettsbeschluss am 29. Juli 2026 ändert

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) und die Bundesregierung haben am 29. Juli 2026 zwei Regierungsentwürfe auf den Weg gebracht: die EEG-Novelle 2027 und das Netzanschlusspaket. Das ist der politische Startschuss, nicht das Ziel. Der finale Gesetzestext liegt noch nicht vor und kann im Parlament verändert werden.

Die feste Einspeisevergütung für Wind, Photovoltaik und Biomasse endet. Alle Anlagen kommen schrittweise in die Direktvermarktung, also den Verkauf am Markt statt einer festen Vergütung. Ersatz sollen Contracts for Difference (CfD) sein, zweiseitige Differenzverträge. Das BMWE formuliert dazu: „Übergewinne in Phasen hoher Preise werden abgeschöpft, fließen zurück und senken die Förderkosten.“ Laut Clean Energy Wire vom 30.07.2026 gelten CfD unter anderem für Anlagen über 100 kW und folgen einer EU-Vorgabe ab 2027.

Parallel greift das Netzanschlusspaket in den Netzbetrieb ein. In Hot-Spot-Regionen entfallen Entschädigungszahlungen bei Abregelung. Zusätzlich will die Regierung 12 GW Wind an Land ausschreiben, mit Fokus auf den Süden. Das Ziel von 80 Prozent erneuerbarem Anteil am Stromverbrauch bis 2030 bleibt laut Entwurf bestehen.

Was die Regierung mit dem Entwurf erreichen will

Im Kern zielt das Paket auf niedrigere Systemkosten und netzdienlicheren Zubau. Die Regierung will, dass neue Anlagen dort und so gebaut werden, dass das Netz weniger oft eingreifen muss. Das betrifft vor allem Redispatch, also das kurzfristige Herauf- und Herunterfahren von Kraftwerken zur Netzstabilisierung.

Redispatch kostete 2025 mehr als 3 Milliarden Euro. Diese Summe tragen Verbraucher über die Netzkosten mit. Ein netzdienlicherer Ausbau soll diese Last senken. Ob das gelingt, entscheidet der endgültige Gesetzestext und die Praxis vor Ort.

Ein zweiter Hebel heißt Curtailment: die Abregelung von Anlagen, wenn das Netz den Strom nicht abnehmen kann. In Hot-Spot-Regionen entfallen laut Entwurf die Entschädigungszahlungen. Der Risiko-Deckel liegt maximal bei 20 Prozent des Jahresstromertrags, in Windvorranggebieten bei 18 Prozent, befristet auf sechs Jahre. Kapazitätslimitiert wird ab mehr als 5 Prozent nicht abgeführter Erzeugung des Vorjahres. Das melden Clean Energy Wire und pv magazine vom 29. bis 30.07.2026.

Für kleine Photovoltaik unter 25 kW sieht der Entwurf ab 2027 keine dauerhafte Förderung mehr vor, nur eine befristete Übergangszahlung. Bestandsanlagen behalten ihre 20-Jahres-Förderung. Im Entwurf steht zudem eine Einspeisebegrenzung am Netzanschluss auf 50 Prozent bei kleiner und mittlerer Dach-PV, berichtet von pv magazine. Dauer und Höhe der Übergangszahlung sind in den vorliegenden Quellen nicht deckungsgleich und deshalb hier nicht als feststehend zu lesen.

Was Verbände und Unternehmen am Entwurf kritisieren

Die Branche reagiert scharf. Alterric-CEO Dr. Frank May schreibt in einem Positionspapier vom 30.07.2026, berichtet von Baltic Wind am 02.08.2026: „Beide Vorhaben treiben in der aktuellen Fassung die Stromgestehungskosten in die Höhe und schwächen die Wettbewerbsfähigkeit unserer Industrie nachhaltig.“ May hält CfD ohne Marktwertkorridor für unzureichend und bemängelt fehlende Flankierung von PPA, also langfristigen Stromlieferverträgen direkt mit einem Erzeuger.

Laut Alterric fehlt zudem Transparenz über kapazitätslimitierte Gebiete. Ein Pachtdeckel von 3,5 Prozent der Anlagenerlöse gilt in der Position als marktfremd. Wirkung und gesetzliche Fassung dieses Deckels sind noch offen; die Quelle ist hier Alterric, nicht der finale Gesetzestext.

Der Bundesverband Erneuerbare Energie e. V. (BEE) sieht die Ausbauziele gefährdet. Präsidentin Ursula Heinen-Esser sagte am 29.07.2026: „Die Ausbauziele werden auf Grundlage dieses Gesetzentwurfs faktisch nicht zu erreichen sein.“ Direktbelieferung und PPA würden weiter erschwert. Der Bundesverband WindEnergie e. V. (BWE) legt nach. Präsidentin Bärbel Heidebroek: „Deutschland braucht mehr erneuerbaren Strom. Was wir stattdessen bekommen, sind weniger Ausbauperspektiven.“ Der BWE fordert unter anderem: PPA ermöglichen, CfD mit Marktwertkorridor, Wechseloption von CfD zu PPA und Direktbelieferung für den industriellen Mittelstand.

Der Bundesverband Solarwirtschaft e. V. (BSW-Solar) warnt vor Investitionsrisiken. Carsten Körnig sieht Einschnitte, die „Investitionen in Milliardenhöhe“ gefährden und „Zehntausende Arbeitsplätze“ aufs Spiel setzen. Die Übergangszahlung nennt er eine „Mogelpackung“. BSW-Solar betont zugleich: Auch Mittelständler nutzen Solar zur Kostensenkung. Nina Scheer (SPD) warnt laut pv magazine vom 29.07.2026 vor dem Redispatch-Vorbehalt: Er führe zu „massiven Planungs- und Investitionsunsicherheiten“.

Es gibt Gegenstimmen. Der BDI sieht laut Clean Energy Wire vom 30.07.2026 „wichtige und lange überfällige Impulse“. Der VKU begrüßt die 12 GW Wind und die Direktvermarktung bei Dach-PV. Für die kaufmännische Leitung zählt weniger der Schlagabtausch als die Unsicherheit: Solange Parameter offen sind, bleiben Budget und Vertragslaufzeiten riskant.

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Beide Vorhaben treiben in der aktuellen Fassung die Stromgestehungskosten in die Höhe und schwächen die Wettbewerbsfähigkeit unserer Industrie nachhaltig.
– Dr. Frank May, CEO Alterric (Positionspapier 30.07.2026, berichtet Baltic Wind 02.08.2026)

Strompreis im Mittelstand: Was die BDEW-Zahlen heute zeigen

Wer über 2027 spricht, braucht zuerst den Status 2026. Die BDEW-Strompreisanalyse vom 15.04.2026 liefert die belastbaren Benchmarks. Für Haushalte liegt der Gesamtpreis bei 37,0 ct/kWh. Davon entfallen 15,2 ct/kWh auf Beschaffung und Vertrieb, 9,3 ct/kWh auf Netzentgelte, also die Gebühren für den Netztransport. Weitere 12,6 ct/kWh entfallen auf Steuern, Abgaben und Umlagen.

Die Netzentgelte liegen 1,6 ct/kWh unter dem Vorjahr, unter anderem durch den Zuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten. Für kleine und mittlere Industrie bei Neuabschlüssen 2026 meldet der BDEW 16,7 ct/kWh, 0,9 ct/kWh weniger als im Vorjahr. Das ist die belastbare Vergleichsgröße für viele Mittelständler.

Für das Segment „Gewerbe 10.000 bis 100.000 kWh“ weist die BDEW-Kurzfassung keine Einzelbestandteile aus. Gewerbepreise liegen zwischen Haushalt und Industrie. Eine künstliche Zerlegung der 16,7 ct/kWh für Gewerbe wäre Spekulation und entfällt hier. Ebenso entfällt jede Prognose, Netzentgelte würden ab 2027 um einen festen Cent-Betrag sinken. Eine amtliche Prognose dazu liegt nicht vor.

Erlaubt ist nur der politische Anspruch: Die Regierung will die Redispatch-Kosten von mehr als 3 Milliarden Euro (2025) senken. Das könnte die von allen Verbrauchern getragenen Netzkosten entlasten. Dagegen steht die Branchenwarnung vor höheren Stromgestehungskosten. Beide Seiten stehen im Raum. Keine Seite ist schon Ergebnis.

Kapazitätsmarkt: Der Gebotstermin 8. September 2026

Parallel zur EEG-Debatte läuft der Kapazitätsmarkt. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat am 21.07.2026 die erste Ausschreibung für Langzeitkapazitäten nach dem StromVKG gestartet, dem Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätsgesetz. Ausgeschrieben sind 4.500 MW reduzierte Leistung.

Der Gebotstermin ist der 08.09.2026. Der Höchstpreis liegt bei 244.000 Euro je MW reduzierte Leistung und Jahr. Der Verpflichtungszeitraum beträgt 15 Jahre. Zuschläge sollen bis 03.11.2026 ergehen. Für die Geschäftsführung zählt der Kalender: Wer Kapazitätsbeiträge prüft, hat ein enges Fenster bis Anfang September.

Der Kapazitätsmarkt ist kein Ersatz für die EEG-Novelle. Er adressiert Versorgungssicherheit über lange Verpflichtungen. Die EEG-Novelle steuert Ausbau und Förderlogik. Beides wirkt auf Planung, Verträge und Bilanzrisiken. Wer nur eines der beiden Themen im Blick hat, unterschätzt die Schnittstelle.

Zeitplan, offene Punkte und was Sie jetzt klären sollten

Der Kabinettsbeschluss ist ein Regierungsentwurf und noch kein Gesetz. Der Bundestag berät ab September 2026. Die EU-Beihilfegenehmigung muss bis Ende 2026 vorliegen. Sonst fehlt ab 2027 eine rechtssichere Förderung für Neuanlagen. Angestrebt ist das Inkrafttreten zum Jahreswechsel 2026/2027, so Clean Energy Wire am 30.07. und pv magazine am 29.07.2026.

Das Datum 1. Januar 2027 ist ambitioniert. Bundestag, Bundesrat und EU müssen greifen. Bei Verzug droht eine Förderlücke für Neuanlagen. Schärfer lässt sich das aus den vorliegenden Quellen nicht formulieren. Für Budgetrunden 2026/2027 heißt das: Szenarien mit und ohne rechtssichere Förderung vorbereiten.

Mehrere Punkte bleiben im Verfahren strittig oder unklar. Laut Berichten von pv magazine vom 29.07.2026 soll ein Wechsel zwischen CfD und PPA nicht mehr möglich sein; das ist Berichterstattung und im Verfahren umstritten. CfD-Details wie Korridor und Förderdauer sind nicht abschließend geregelt. Welche Netzgebiete kapazitätslimitiert sind, ist noch nicht transparent. Der von Alterric genannte Pachtdeckel von 3,5 Prozent ist in Wirkung und Fassung offen.

Für den Mittelstand bleiben die belegten Hebel eng: PPA und Direktbelieferung werden von BEE und BWE als erschwert beschrieben. BSW-Solar weist auf Solar zur Kostensenkung hin, zugleich auf schärfere Regeln bei Dach-PV unter 25 kW. Der Preisbenchmark 16,7 ct/kWh (BDEW, 15.04.2026) ist der heutige Maßstab. Kaufempfehlungen, Netzentgelt-Prognosen und Spekulation über den Preis 2027 gehören nicht in diese Analyse.

Pragmatisch bleiben drei Prüfungen bis zum Herbst: Verträge und Optionen auf Direktbelieferung und PPA prüfen, ohne den finalen Text vorwegzunehmen. Interne Annahmen für Eigenerzeugung und Dach-PV an den Entwurf anpassen und als Entwurf kennzeichnen. Den Kalender der Kapazitätsausschreibung und den Parlamentsfahrplan EEG in die Geschäftsleitung legen. Wer wartet, bis alles „final“ ist, plant hinter dem Markt.

Häufige Fragen

Bildquelle: KI-generiert (August 2026)