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Mit dem EEG 2027 plant die Bundesregierung Änderungen bei der Förderung und Vermarktung von Solarstrom. Für Investoren gewinnen Netzanschluss, Batteriespeicher und langfristige Erlösprognosen an Bedeutung.
Die geplante Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) verändert möglicherweise die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für neue Photovoltaikanlagen. Mit dem EEG 2027 sollen Förderung und Netzanschluss stärker an den Strommarkt und die vorhandenen Netzkapazitäten angepasst werden. Für Anleger, die in Solarparks investieren, rücken dadurch die Vermarktungsstrategie, die technische Auslegung und der Förderstatus eines Projekts stärker in den Mittelpunkt.
Die Bundesregierung beschloss den Gesetzentwurf im Juli 2026. Nach der ersten Beratung im Bundestag am 24. September folgten weitere parlamentarische Beratungen. Die Reform soll grundsätzlich zum 1. Januar 2027 in Kraft treten. Das Verfahren ist zum 19. Oktober 2026 jedoch noch nicht abgeschlossen; wesentliche Förderregelungen benötigen zudem eine beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission.
Die wichtigsten Vorhaben betreffen die Einführung eines zweiseitigen Fördermechanismus, eine stärkere Marktintegration erneuerbarer Energien sowie Änderungen bei Ausschreibungen und Netzanschlüssen. Sämtliche nachfolgend beschriebenen Neuregelungen stehen unter dem Vorbehalt des endgültigen Gesetzesbeschlusses.
Größere Solarparks vermarkten ihren Strom bereits heute überwiegend direkt. Liegt der maßgebliche Marktwert von Solarstrom unter dem anzulegenden Wert, gleicht die EEG-Marktprämie die Differenz nach den gesetzlichen Vorgaben grundsätzlich aus. Bei höheren Marktwerten entfällt die Marktprämie; zusätzliche Markterlöse verbleiben im bisherigen Modell grundsätzlich beim Betreiber.
Das EEG 2027 soll für bestimmte neue Förderverhältnisse einen zweiseitigen Mechanismus einführen. Bei niedrigen Referenzmarktwerten bleibt eine Absicherung vorgesehen. Steigt der maßgebliche Marktwert deutlich, kann dagegen ein Refinanzierungsbeitrag fällig werden: Ein Teil der Mehrerlöse wird zurückgeführt.
Entscheidend ist dabei grundsätzlich der technologiespezifische Referenzmarktwert, nicht unmittelbar der individuelle Verkaufspreis der Anlage. Eine überdurchschnittlich gute Vermarktung kann sich daher weiterhin lohnen. Der zusätzliche Nutzen allgemein hoher Strommarktpreise könnte für geförderte Neuanlagen jedoch sinken.
Alternativ können geeignete Projekte auf eine EEG-Förderung verzichten und Strom ohne deren Absicherungsmechanismus vermarkten, etwa über die Börse oder langfristige Stromlieferverträge (PPA). Damit entfällt im Grundsatz auch die entsprechende Rückzahlungspflicht. Gleichzeitig tragen Betreiber das Strompreisrisiko umfassender selbst.
Bei einem Photovoltaik Direktinvestment sollten deshalb beide Erlösmodelle anhand realistischer Preis- und Risikoszenarien verglichen werden. Ein einzelner prognostizierter Durchschnittspreis reicht dafür nicht aus.
Solarparks produzieren besonders viel Strom in sonnenreichen Stunden. Wenn zahlreiche Anlagen gleichzeitig einspeisen, können die Börsenpreise sinken. Batteriespeicher ermöglichen es, einen Teil der Energie später zu vermarkten und die Nutzung des Netzanschlusses flexibler zu gestalten.
Bei solchen Co-Location-Projekten werden Photovoltaikanlage und Batteriespeicher gemeinsam geplant. Daraus können zusätzliche Erlösmöglichkeiten entstehen. Ihnen stehen allerdings Speicherkosten, Umwandlungsverluste, Alterung und Vermarktungsrisiken gegenüber. Zudem ist die Behandlung zwischengespeicherten Stroms im geplanten Refinanzierungsmechanismus noch ein wichtiger Klärungspunkt.
Innovar Invest bietet Direktinvestitionen in Teilparzellen von Photovoltaik-Freiflächenanlagen an. Die Projekte stammen aus der Entwicklung von Innovar Solar; B&W Energy übernimmt den Bau. Das Angebot umfasst außerdem die langfristige technische und kaufmännische Betreuung. Bei den Co-Location-Konzepten verbleibt der Batteriespeicher in der Projektstruktur, während Anleger ihren definierten Anteil an der Photovoltaikanlage erwerben.
Parallel zur EEG-Novelle wird ein Netzanschlusspaket diskutiert. Nach dem Regierungsentwurf soll der gesetzliche Netzanschlussanspruch neuer Freiflächenanlagen grundsätzlich auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzt werden. Ein Solarpark mit 10 MW installierter Leistung hätte demnach einen Anspruch auf bis zu 7 MW Einspeiseleistung am Netzverknüpfungspunkt.
Das bedeutet nicht automatisch 30 Prozent weniger Jahresstromertrag. Ob Energie verloren geht, hängt vom zeitlichen Erzeugungsprofil, der Anlagenkonfiguration und möglichen Speichern ab.
In besonders belasteten Netzgebieten könnten zudem zeitlich begrenzte Entschädigungseinschränkungen für netzbedingte Abregelungen gelten. Für Investoren sind daher verbindliche Netzanschlusszusagen, verfügbare Einspeiseleistung und nachvollziehbare Annahmen zu Abregelungsrisiken entscheidend. Ein Speicher kann Risiken mindern, aber nicht jeden Netzengpass ausgleichen.
Der Entwurf enthält Übergangsregelungen. Anlagen, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb gehen, sollen grundsätzlich im bisherigen Förderregime bleiben. Dies soll unter bestimmten Voraussetzungen auch für Projekte mit wirksamen Ausschreibungszuschlägen aus Gebotsterminen vor 2027 gelten.
Ein Kaufvertrag aus dem Jahr 2026 allein sichert diese Behandlung jedoch nicht. Förderstatus, Zuschlagsdatum und Realisierungsfristen sind im Einzelfall zu prüfen. Neue Netzanschlussvorgaben können unabhängig vom Förderregime relevant sein.
Die EEG-Novelle ändert nicht unmittelbar die einkommensteuerlichen Regeln für begünstigte betriebliche Investitionen. Unter den Voraussetzungen des § 7g EStG kann der Investitionsabzugsbetrag (IAB) bis zu 50 Prozent der voraussichtlichen Anschaffungs- oder Herstellungskosten erfassen. Dabei gelten unter anderem betriebliche Gewinngrenzen, Investitionsfristen und Höchstbeträge.
Für geeignete Wirtschaftsgüter kommen zudem Sonderabschreibungen von insgesamt bis zu 40 Prozent und gegebenenfalls eine degressive Abschreibung in Betracht. Die Instrumente sind nicht einfach zu addieren: Bemessungsgrundlagen und Anspruchsvoraussetzungen greifen ineinander. Ob sie bei einem konkreten Solarpark Investment nutzbar sind, sollte ein Steuerberater anhand der Eigentums- und Betriebsstruktur beurteilen.
Das EEG 2027 könnte geförderte Mehrerlöse bei hohen Marktpreisen begrenzen und Netzanschlussbedingungen stärker in den Mittelpunkt rücken. Für Photovoltaik-Direktinvestments werden daher belastbare Vermarktungsprognosen, klare Eigentumsverhältnisse, realistische Speichermodelle und vertraglich abgesicherte Netzanschlüsse noch wichtiger.
Wer Solarparks vergleicht, sollte nicht allein auf einen prognostizierten Ertrag achten, sondern prüfen, wie sich unterschiedliche Strompreise, Kosten und regulatorische Vorgaben auf die Wirtschaftlichkeit auswirken.
Vorgesehen ist der 1. Januar 2027. Das Gesetzgebungsverfahren ist am 19. Oktober 2026 noch nicht abgeschlossen.
Bestehende Förderansprüche sollen grundsätzlich geschützt bleiben. Entscheidend sind die jeweiligen Übergangsregelungen und Projektvoraussetzungen.
Nein. Geplant ist für bestimmte neue Förderverhältnisse ein zweiseitiger Mechanismus mit möglichen Rückzahlungen.
Sie können zusätzliche Vermarktungserlöse ermöglichen. Ob sie wirtschaftlich sinnvoll sind, hängt von Kosten, Marktbedingungen und technischer Auslegung ab.
Ja, sofern die steuerlichen Voraussetzungen erfüllt sind. Die EEG-Reform ändert § 7g EStG nicht unmittelbar.
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