Der Bundesverband des Solarhandwerks e.V. (bdsh) wendet sich beim EEG 2027 ausdrücklich nicht gegen das Auslaufen der Einspeisevergütung, sondern gegen die geplante Begrenzung der Einspeiseleistung auf 50 Prozent am Netzanschlusspunkt. Sie würde Anlagen auch dann abregeln, wenn im Stromsystem Energie gebraucht wird. Der Verband fordert intelligente Netze statt pauschaler Abregelung.
Das Wichtigste in Kürze
- Die komplette Abschaffung der Einspeisevergütung zum 1. Januar 2027 ist abgewendet. Vorgesehen ist eine zeitlich begrenzte Übergangszahlung.
- Wenn eine PV-Anlage bis Ende 2026 in Betrieb geht, bekommen Kunden die feste Vergütung für 20 Jahre.
- Geplant ist u. a. eine 50-Prozent-Begrenzung der Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt für neue Anlagen.
- Die neue Regelung könnte den Ausbau privater Photovoltaikanlagen weiter bremsen und damit 85.000 Arbeitsplätze in der Branche gefährden.
- Bundesweit haben im vierten Quartal 2025 rund 5,5 Prozent der Haushalte ein intelligentes Messsystem.
- Seit Inkrafttreten des EEG im Jahr 2000 sind 26 Jahre vergangen, in denen Mittel und Zeit für den Netzausbau und die Digitalisierung zur Verfügung standen.
- 85.000Arbeitsplätze im Solarhandwerk
- 5,5 %Haushalte mit Smart Meter
- 27 %Rückgang im Segment 3 bis 30 kW
- 26Jahre seit Inkrafttreten des EEG
Nach den sehr erfolgreichen Ausbaujahren 2020 bis 2023 steht die Solarbranche vor erheblichen Herausforderungen. Private Photovoltaikanlagen galten vor wenigen Jahren als wichtiger Baustein der Energiewende, zur Vermeidung von Energieengpässen und zur Stärkung der Versorgungssicherheit. Heute werden sie zunehmend kritisch betrachtet und teilweise sogar für die wirtschaftlichen Probleme in Deutschland mitverantwortlich gemacht. Aussagen aus der Politik und eine teilweise sehr einseitige Medienberichterstattung haben dabei ihre Spuren hinterlassen.
Seit Monaten prägt entsprechend ein Wort die Auftragsgespräche in Solarbetrieben: Unsicherheit. Am 26. Februar 2026 wurde öffentlich bekannt, was das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) unter Ministerin Katherina Reiche vorbereitet hatte. Es ist die weitreichendste Neuausrichtung des zentralen Förderinstruments seit seiner Einführung im Jahr 2000.
Dieser Beitrag ordnet den Verfahrensstand ein und beantwortet die Fragen, die Betriebe und Bauherren derzeit stellen.
Was ändert das EEG 2027 an der Einspeisevergütung?
Der Referentenentwurf vom 22. Juli 2026 ersetzt die feste Einspeisevergütung nicht sofort. Vorgesehen ist ein gestufter Weg: zunächst eine zeitlich begrenzte Übergangszahlung, anschließend die vollständige Marktintegration neuer Anlagen. Der bdsh begrüßt ausdrücklich, dass die komplette Abschaffung zum 1. Januar 2027 nicht weiterverfolgt wird.
Das ist eine erhebliche Bewegung gegenüber dem Arbeitsentwurf. Dieser sah die vollständige Streichung der festen Vergütung für Neuanlagen unter 25 Kilowatt ab dem 1. Januar 2027 vor, obwohl die EU-Strommarktrichtlinie für kleine Anlagen ausdrücklich Spielraum lässt. Für Millionen private Betreiber wäre das ein Systembruch ohne Ersatzlösung gewesen.
Zum Vergleich die heutige Lage: Betreiber kleiner Anlagen erhalten je nach Anlagengröße und Einspeiseart zwischen 6,66 und 12,22 Cent pro Kilowattstunde, garantiert für 20 Jahre.
Der Referentenentwurf zum EEG 2027 vom 22. Juli 2026 verzichtet auf die komplette Abschaffung der Einspeisevergütung zum 1. Januar 2027 und führt stattdessen eine zeitlich begrenzte Übergangszahlung vor der vollständigen Marktintegration ein. Der Bundesverband des Solarhandwerks e.V. sieht darin eine zentrale eigene Forderung umgesetzt.
EEG 2027 und Bestandsanlagen: was für bereits installierte Anlagen gilt
Bestehende Anlagen genießen Bestandsschutz. Wer bis Ende 2026 installiert, profitiert weiterhin von der festen Einspeisevergütung für 20 Jahre. Der Verband erwartete daraus einen Auftragsschub, ausgerechnet in einem Markt, der zuvor zwei Jahre lang deutliche Rückschläge einstecken musste. Der Systemwechsel betrifft nach dem Verfahrensstand vom 22. Juli 2026 neue Anlagen.
Warum muss das EEG bis zum 1. Januar 2027 novelliert werden?
Die EU-Beihilfegenehmigung für das bestehende EEG läuft Ende 2026 aus, spätestens zum 1. Januar 2027 muss ein novelliertes EEG in Kraft treten. Die Notwendigkeit einer Reform ist deshalb unbestritten.
Anfang 2026 wurde bekannt, dass Deutschland seine Klimaziele für 2025 verfehlt hat; EU-Strafzahlungen stehen im Raum. Gleichzeitig hält der Entwurf am Ziel von 80 Prozent erneuerbarem Strom bis 2030 fest und verstetigt die Ausbaupfade mit 128 Gigawatt für 2026 und 215 Gigawatt für 2030.
Diese beiden Zahlen sind der Prüfstein. Etwa die Hälfte aller installierten und neu zugebauten Solarleistung entfällt auf private Gebäudeanlagen, im vergangenen Jahr waren es fast 50 Prozent des PV-Neuzubaus. Ohne das Dachsegment sind 215 Gigawatt kaum erreichbar.
Funktioniert die Direktvermarktung für kleine Dachanlagen bereits?
Nein. Voraussetzung für Direktvermarktung im Kleinanlagensegment sind intelligente Messsysteme, und bundesweit verfügten im vierten Quartal 2025 nur rund 5,5 Prozent der Haushalte über eines. Deutschland ist damit europäisches Schlusslicht. Ohne Smart Meter keine Direktvermarktung, ohne Direktvermarktung kein funktionierender Markt.
Die Marktseite ist ähnlich dünn. Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme verweist auf erste Direktvermarkter für kleine PV-Anlagen, deren Vermarktungskosten jedoch so hoch seien, dass es sich für Privatleute eher lohne, den Strom gar nicht einzuspeisen. 2027 sei für eine Abschaffung der festen Einspeisevergütung „definitiv zu früh“.
Was bedeutet die geplante Abregelung auf 50 Prozent der installierten Leistung?
Sie entwertet Investitionen dort, wo kein Speicher gekoppelt ist. Bei einer 10-kWp-Anlage ohne Speicher geht in sonnenreichen Stunden bis zur Hälfte der erzeugten Energie verloren. Der bdsh hält eine Kappung ohne gleichzeitige Speicherförderung deshalb ausdrücklich für nicht systemdienlich.
Im Referentenentwurf verschärft sich der Widerspruch. Eine pauschale Abregelung auf 50 Prozent der installierten Leistung greift dort auch beim Einbau eines intelligenten Messsystems und läuft damit dem Ziel eines flexiblen, dezentralen Energiesystems entgegen. Der Verband fordert, die Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung steuerbarer Anlagen in der Direktvermarktung aufzuheben: Durch Steuerbarkeit ist Netzdienlichkeit sichergestellt.
Das Solarhandwerk verfolgt das Ziel, geeignete Dachflächen möglichst vollständig zu erschließen. Regeln, die Anlagen bewusst kleiner planen lassen, verschenken Dachflächenpotenzial, das später kein zweites Mal erschlossen wird. Im Gewerbebereich entstehen regelmäßig Überschüsse gegenüber dem Eigenverbrauch.
Der Appell an Dr. Nina Scheer: intelligente Netze statt pauschaler Abregelung
Im August 2026 hat sich der bdsh vor der weiteren Beratung des Gesetzentwurfs nach der Sommerpause direkt an Dr. Nina Scheer, die energiepolitische Sprecherin der SPD-Bundestagsfraktion, gewandt.
Es geht ausdrücklich nicht um die Einspeisevergütung. Dass diese Vergütung auslaufen muss, ist nach Einschätzung des Verbands für Verbraucher und Branche nachvollziehbar. Der Widerspruch liegt in der geplanten 50-Prozent-Begrenzung der Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt.
Der technische Kern des Arguments: Würde die Regelung so umgesetzt, würde die Einspeiseleistung einer Photovoltaikanlage nicht nur in Zeiten hoher solarer Überschüsse begrenzt, sondern auch dann, wenn im Stromsystem tatsächlich Energie benötigt wird. Genau darin sieht der Verband einen grundlegenden Widerspruch zum weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien.
Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher, Smart Meter und Energiemanagementsysteme schaffen heute die technischen Möglichkeiten, Einspeisung flexibel und netzdienlich zu steuern. Sie sollten deshalb genau dann einspeisen können, wenn Strom knapp und entsprechend wertvoll ist. Eine pauschale Kappung bremst diese Flexibilität aus, statt sie zu nutzen.
Warum das Solarspitzengesetz die bessere Lösung war
Im bisherigen Solarspitzengesetz war dieser Punkt aus Sicht des Verbands wesentlich besser gelöst. Warum die Regelung nun verändert werden soll, können die Akteure der Solarbranche nur schwer nachvollziehen. Der bdsh stellt dabei weder die Rolle der Netzbetreiber noch die der Stadtwerke infrage.
Der Verband verweist stattdessen auf den Zeitraum: Die dezentrale Energieerzeugung ist keine Entwicklung, die über Nacht entstanden ist. Seit dem Inkrafttreten des EEG im Jahr 2000 sind 26 Jahre vergangen. In dieser Zeit standen erhebliche finanzielle Mittel aus dem EEG-Topf und ausreichend Zeit zur Verfügung, um die Netze für den Ausbau der erneuerbaren Energien auszubauen und zu digitalisieren.
Der Haushalt als aktiver Teil des Energiesystems
Das Anliegen des Verbands ist nicht, Verantwortung zu verlagern, sondern das Gesamtsystem effizienter zu machen und die vorhandenen technischen Möglichkeiten konsequent zu nutzen. Haushalte mit Photovoltaikanlage, Batteriespeicher, Wärmepumpe und perspektivisch bidirektional ladendem Elektrofahrzeug können zu aktiven und flexiblen Bestandteilen des Energiesystems werden.
Diese Entwicklung sollte gefördert und nicht durch starre Begrenzungen behindert werden. Mit der geplanten Regelung besteht nach Einschätzung des Verbands die Gefahr, dass potenzielle Eigenversorger von einer Investition in Photovoltaik und Speicher abgeschreckt werden. Eine solche Regelung könnte den Ausbau privater Photovoltaikanlagen weiter bremsen und damit Arbeitsplätze in der Branche gefährden.
Der Bundesverband des Solarhandwerks e.V. richtet sich beim EEG 2027 nicht gegen das Auslaufen der Einspeisevergütung, sondern gegen die geplante Begrenzung der Einspeiseleistung auf 50 Prozent am Netzanschlusspunkt. Sie würde Anlagen auch in Stunden abregeln, in denen im Stromsystem Energie benötigt wird. Der Verband fordert intelligente Netze statt pauschaler Abregelungen.
Was das für den ausführenden Betrieb bedeutet
Hier trennt sich die Perspektive des Solarhandwerks von der Sicht der Industrie. Der bdsh sieht über 85.000 Arbeitsplätze im Solarhandwerk gefährdet, besonders im ländlichen Raum, wo Fachbetriebe häufig zu den größten Arbeitgebern gehören.
Die Zahlen aus dem Markt stützen die Sorge. Nach der bdsh-eigenen Marktanalyse vom Dezember 2025 ist der PV-Zubau im Segment 3 bis 30 Kilowatt im Jahr 2025 um bis zu 27 Prozent zurückgegangen. Im Oktober 2025 verzeichnete die Bundesnetzagentur mit 26.608 Dachanlagen den niedrigsten Monatswert des Jahres. Viele Betriebe hielten sich nur über Speichernachrüstungen, Wärmepumpen und Wallboxen stabil.
Und die Arbeit selbst verändert sich. Bereits heute begleiten Handwerksbetriebe ihre Kunden weit über die Installation hinaus. Mit stärkerer Marktintegration erweitern sich die Beratungsinhalte deutlich: Direktvermarktung, intelligente Messsysteme, dynamische Stromtarife, Batteriespeicher, Energiemanagementsysteme und Wirtschaftlichkeitsberechnungen kommen zur technischen Planung hinzu.
| Veränderung im Betriebsalltag | Was der Betrieb konkret braucht |
|---|---|
| Komplexere Wirtschaftlichkeitsanalyse mit Börsenpreisen und Rückzahlungsmechanismen | Aktualisierte Software und geschulte Berater |
| Eigenverbrauch und Speicher werden zum Regelfall | Erweitertes Portfolio aus PV, Speicher, Wärmepumpe, Wallbox |
| Direktvermarktung bringt zusätzliche Vertragspartner ins Projekt | Schulungen und Kooperationen mit spezialisierten Dienstleistern |
Quelle: bdsh-Beitrag zur EEG-Novelle, 15. Dezember 2025.
Der Kern der Verbandsposition in einem Satz: Kleine und mittlere Handwerksbetriebe brauchen einfache, standardisierte und rechtssichere Verfahren, und zusätzliche Bürokratie darf nicht zulasten der eigentlichen Installationsleistung gehen.
Was fordert der bdsh vom Gesetzgeber?
Acht Anregungen hat der Verband am 22. Juli 2026 zum Referentenentwurf formuliert. Die erste ist die tragende: Der Übergang zur Direktvermarktung soll eng an den tatsächlichen Ausbau der erforderlichen Markt- und Digitalinfrastruktur gekoppelt werden. Kleine und mittlere Dachanlagen sollen während der Übergangsphase verlässliche Vergütungsmechanismen behalten.
Die weiteren Punkte: Smart-Meter-Rollout deutlich beschleunigen, standardisierte und kostengünstige Direktvermarktungsmodelle für kleine Anlagen etablieren, zusätzliche bürokratische Anforderungen für Installationsbetriebe vermeiden, die vollständige Nutzung geeigneter Dachflächen als energiepolitisches Ziel verankern, die Wirtschaftlichkeit von Speicherlösungen durch marktbasierte Anreize stärken und die Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung aufheben.
Im Positionspapier zum Arbeitsentwurf vom 4. März 2026 waren die Forderungen noch konkreter datiert: Fortführung der festen Vergütung für Anlagen bis 25 Kilowatt mindestens bis Ende 2029, eine Smart-Meter-Durchdringung von mindestens 50 Prozent bei PV-Betreibern vor einer Direktvermarktungspflicht und ein KfW-Programm „Speicher für Systemdienlichkeit“. Die vollständige Stellungnahme zum Referentenentwurf des EEG 2027 enthält alle acht Punkte im Wortlaut.
Die Priorisierung hat sich im Verfahren verschoben. Das Positionspapier vom 4. März 2026 forderte noch, die feste Vergütung für Anlagen bis 25 Kilowatt mindestens bis Ende 2029 fortzuführen. Der Appell vom August 2026 bestreitet das Auslaufen der Vergütung nicht mehr und konzentriert die Kritik auf die Aufhebung der 50-Prozent-Begrenzung. Aus acht Anregungen ist damit eine Kernforderung geworden.
Häufige Fragen zum EEG 2027
Wann kommt das EEG 2027?
Spätestens zum 1. Januar 2027 muss ein novelliertes EEG in Kraft treten, weil die EU-Beihilfegenehmigung für das bestehende EEG Ende 2026 ausläuft (bdsh-Positionspapier, 4. März 2026). Der jüngste vom bdsh kommentierte Verfahrensschritt ist der Referentenentwurf vom 22. Juli 2026.
Werden PV-Anlagen 2026 noch gefördert?
Ja. Wer bis Ende 2026 installiert, erhält die feste Einspeisevergütung weiterhin für 20 Jahre (bdsh-Beitrag zur EEG-Novelle, 15. Dezember 2025). Der Verband rechnete deshalb mit einem Auftragsschub, nachdem der Zubau im Segment 3 bis 30 Kilowatt 2025 um bis zu 27 Prozent zurückgegangen war.
Wie hoch ist die Einspeisevergütung für Photovoltaikanlagen ab 2027?
Der Referentenentwurf vom 22. Juli 2026 sieht eine zeitlich begrenzte Übergangszahlung und danach die vollständige Marktintegration vor. Einen belastbaren Satz in Cent pro Kilowattstunde für Neuanlagen ab 2027 gibt dieser Verfahrensstand nicht her. Der bdsh fordert einfache, verlässliche Vergütungsmechanismen für die Übergangsphase.
Wann bekommt man keine Einspeisevergütung mehr?
Die feste Vergütung ist ab Inbetriebnahme für 20 Jahre garantiert; zuletzt dokumentiert mit 5,50 bis 12,35 Cent pro Kilowattstunde je Anlagengröße und Einspeiseart (bdsh-Positionspapier, 4. März 2026). Für Neuanlagen endet dieses Modell nach dem Verfahrensstand vom 22. Juli 2026 mit dem Ende der Übergangsphase.
Ist Solarstrom vom eigenen Dach überhaupt noch rentabel?
Mit hohem Eigenverbrauch amortisiert sich eine gut geplante Anlage in zehn bis zwölf Jahren bei 25 bis 30 Jahren Lebensdauer (bdsh, 15. Dezember 2025). Ohne Vergütung, Speicher und Sektorkopplung verlängert sich die Amortisation laut Finanztip-Berechnung auf über 31 Jahre (zitiert am 4. März 2026).
Fazit: nicht die Vergütung, sondern die Kappung
Das Ziel ist richtig, die Reihenfolge nicht. Der Verzicht auf die vollständige Abschaffung der Einspeisevergütung zum 1. Januar 2027 ist ein Erfolg, den der bdsh in mehreren Stellungnahmen vorbereitet hat, und über das Auslaufen der Vergütung als solches streitet der Verband nicht mehr.
Offen bleibt der eine Punkt, auf den der Appell an Dr. Nina Scheer im August 2026 alles zuspitzt: eine pauschale Abregelung auf 50 Prozent der installierten Leistung, die auch dann greift, wenn im Stromsystem Energie gebraucht wird. Dazu kommt eine Smart-Meter-Durchdringung von rund 3,8 Prozent der Haushalte (Q3 2025) als zweite Baustelle. Beides sind Infrastrukturfragen, keine Vergütungsfragen.
Für Betriebe heißt das: Beratungstiefe wird zum Wettbewerbsfaktor, Speicher und Energiemanagement gehören ins Standardangebot. Für die Politik heißt es: Erst die Infrastruktur, dann die Pflicht. Die Energiewende wird auf den Dächern Deutschlands umgesetzt, und dafür braucht es verlässliche, planbare Investitionsbedingungen sowie einfache Verfahren bei der Markt- und Systemintegration.
