Ab 2027 entfällt die garantierte Einspeisevergütung für neue PV-Anlagen bis 25 kWp. Eine Studie des Instituts aquu berechnet 69 Prozent Ertragsverlust bei Nulleinspeisung — bezogen auf eine 10-kWp-Anlage ohne Eigenverbrauchsoptimierung. Wer Lastverschiebung, prognosebasierte Speichersteuerung und ein HEMS einsetzt, erreicht Eigenverbrauchsquoten von 60 bis 80 Prozent. Für Gewerbeimmobilien bietet die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung nach § 42b EnWG eine weitere Option. Ab Juni 2026 ist Energy Sharing nach § 42c EnWG für den Austausch über Gebäudegrenzen hinweg gesetzlich zulässig. Neue Anlagen ab 7 kWp müssen seit Juni 2026 mit Smart Meter und Steuerbox ausgestattet sein. Die Wirtschaftlichkeit von PV liegt 2027 nicht mehr in der Einspeisung, sondern im optimierten Eigenverbrauch.
EEG 2027: Was die 69-Prozent-Zahl wirklich bedeutet — und warum sie das falsche Problem beschreibt
Eine neue Studie des Berliner Forschungsinstituts aquu sorgt für Schlagzeilen: Wer ab 2027 eine neue PV-Anlage betreibt und auf Nulleinspeisung setzt, verliert angeblich 69 Prozent seines Solarstroms. Die Zahl stimmt — aber sie beschreibt eine Betriebsweise, die heute kein seriöser Planer mehr empfiehlt. Das eigentliche Problem ist nicht das EEG 2027. Das eigentliche Problem ist das veraltete Denkmodell, das hinter dieser Rechnung steckt.
Was die Studie wirklich berechnet hat
Die PV2027-Studie von aquu, erstellt im Auftrag des Solarenergie-Fördervereins Deutschland (SFV), hat eine 10-kWp-Anlage mit einem 10-kWh-Batteriespeicher durchgerechnet. Ergebnis: Bei Nulleinspeisung — also wenn kein Überschussstrom mehr ins Netz darf — gehen von einem möglichen Jahresertrag von rund 11.000 Kilowattstunden etwa 7.600 Kilowattstunden ungenutzt verloren.
Die Stromgestehungskosten steigen von 10 auf über 30 Cent je Kilowattstunde, die Amortisationszeit verlängert sich auf mehr als 25 Jahre. Das klingt dramatisch. Und es wäre dramatisch — wenn man eine PV-Anlage heute noch so planen würde wie vor zehn Jahren: maximale Dachfläche, maximale Einspeisung, minimaler Eigenverbrauch. Genau das ist aber nicht mehr Stand der Technik.
Das Grundproblem: Einspeisung war nie das Ziel — Eigenverbrauch schon immer
Ein typischer Haushalt ohne Optimierung verbraucht rund 25 bis 30 Prozent seines selbst erzeugten Solarstroms direkt. Der Rest floss bisher vergütet ins Netz — zu Sätzen, die heute bei 7,79 Cent je Kilowattstunde liegen und weiter sinken. Selbst verbrauchter Strom ersetzt hingegen Netzstrom, der aktuell im Schnitt zwischen 28 und 35 Cent kostet. Die Wirtschaftlichkeit liegt also längst nicht mehr in der Einspeisung, sondern im Eigenverbrauch. Wer eine neue Anlage mit Speicher, Lastverschiebung und Energiemanagementsystem plant, kann seine Eigenverbrauchsquote auf 60 bis 80 Prozent steigern. Damit verändert sich die gesamte Rechnung grundlegend.
Drei Stellschrauben, die die 69-Prozent-Verlustrechnung obsolet machen
1. Lastverschiebung: Verbrauch dorthin bringen, wo die Sonne scheint
Waschmaschine, Spülmaschine, Warmwasserbereitung, Wärmepumpe, E-Auto-Ladung — all diese Lasten lassen sich zeitlich verschieben. Wer sie in die Mittagsstunden legt, wenn die PV-Anlage auf Hochtouren läuft, verbraucht direkt mehr selbst erzeugten Strom, bevor er überhaupt in Speicher oder Netz fließt. Ein Home Energy Management System (HEMS) erledigt das automatisiert, prognosebasiert und ohne manuellen Aufwand. Das Solarspitzengesetz schreibt seit Juni 2026 für neue Anlagen ab 7 kWp ohnehin ein intelligentes Messsystem und eine Steuerbox vor — die technische Infrastruktur für Lastverschiebung ist damit gesetzlich verpflichtend.
2. Batteriespeicher mit prognosebasierter Steuerung
Ein Speicher allein löst das Problem nicht. Entscheidend ist, wie er betrieben wird. Ein Speicher, der täglich auf 100 Prozent geladen wird, ist mittags voll und kann keinen weiteren Solarstrom aufnehmen — genau das führt zur Abregelung, die die aquu-Studie berechnet. Eine prognosebasierte Steuerung hält den Speicher morgens bewusst auf einem niedrigeren Ladestand, um Kapazität für die Mittagsproduktion vorzuhalten. Das klingt trivial, macht aber in der Praxis den Unterschied zwischen 40 und 70 Prozent Eigenverbrauchsquote.
3. Energy Sharing und Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung
Wer mehr erzeugt als er selbst verbrauchen kann, hat seit 2024 und 2026 neue Optionen. Die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (GGV) nach § 42b EnWG erlaubt es, Solarstrom innerhalb eines Gebäudes an Mieter zu liefern — einfacher und mit weniger Bürokratie als das klassische Mieterstrommodell. Sie steht ausdrücklich auch Eigentümern von Gewerbeimmobilien offen. Ab dem 1. Juni 2026 kommt Energy Sharing nach § 42c EnWG hinzu: Solarstrom kann dabei bilanziell über das öffentliche Netz an andere Personen oder Unternehmen weitergegeben werden — auch über Gebäudegrenzen hinweg. Das Modell ist für kleine und mittlere PV-Anlagen geeignet, technisch noch im Rollout und setzt Smart Meter voraus. In der Praxis wird es realistischerweise erst ab 2027 breit verfügbar sein, wenn der Smart-Meter-Rollout greift.
So viele individuelle Lösungen sind möglich. Sie sollten in jedem Fall auch individuell geprüft werden. Abhängig vom Nutzen des Kunden und möglichen wirtschaftlichen Erfordernissen. Ein guter Solarteur plant kein PV Projekt nach verfügbarer Produktgruppe seines Lieferanten, sondern nach der individuellen Lösung für das beste Konzept seines Kunden.
Was das für PV-Planung und Beratung bedeutet
Die eigentliche Botschaft des EEG 2027 ist nicht, dass PV-Anlagen unwirtschaftlich werden. Die Botschaft ist, dass PV-Anlagen künftig intelligent geplant werden müssen. Wer eine Anlage ohne Speicher, ohne Lastverschiebung und ohne Eigenverbrauchsoptimierung plant, wird tatsächlich ein Problem haben — nicht wegen der Regulierung, sondern wegen der Planung. Für PV-Fachplaner, Energieberater und Installateure bedeutet das: Die Beratungstiefe steigt. Anlagengröße, Speicherdimensionierung, Lastprofil, Eigenverbrauchspotenzial und in Zukunft auch GGV- oder Energy-Sharing-Optionen müssen gemeinsam bewertet werden.
Tools, die diese Parameter systematisch erfassen und wirtschaftlich durchrechnen, werden zum Standardwerkzeug. Das PVpilot-Tool auf energiefahrer.de unterstützt genau diesen Planungsprozess: KI-gestützte Analyse von Eigenverbrauchspotenzial, Speicherdimensionierung und Wirtschaftlichkeit — ausgelegt für Fachleute, die ihren Kunden belastbare Zahlen liefern müssen. Wer sich als DEKRA-zertifizierter PV-Experte qualifizieren möchte, findet auf energiefahrer.de zudem den Hinweis auf den entsprechenden DEKRA-Kurs — mit Premium-Zugang zum PVpilot-Tool für Kursteilnehmer.
Die Frage, die Planer ihren Kunden stellen sollten
Nicht: “Wie viel Strom speise ich ein?” Sondern: “Wie viel meines erzeugten Stroms kann ich sinnvoll selbst nutzen — direkt, zeitversetzt oder über Sharing-Modelle?” Wer diese Frage konsequent beantwortet, macht die 69-Prozent-Zahl zur Geschichte.
Quellen: aquu / SFV PV2027-Studie (Juni 2026), Solarserver, energiezukunft.eu, DGS Energy Sharing, § 42b und § 42c EnWG, Bundesnetzagentur Einspeisevergütungssätze ab Februar 2026, reduco.ai Eigenverbrauchsanalyse
Weitere Beiträge zum Thema
- PVpilot: KI-gestützte PV-Planung für Fachleute
- EEG 2027: Wann bleibt die PV-Anlage wirtschaftlich?
- PV-Installateur: 6 Fehler, die täglich Geld kosten
Häufige Fragen zu EEG 2027 und PV-Eigenverbrauch
Was bedeutet Nulleinspeisung im EEG 2027?
Nulleinspeisung bedeutet, dass eine PV-Anlage keinen überschüssigen Strom mehr ins öffentliche Netz einspeisen darf. Sobald Eigenverbrauch und Batteriespeicher gedeckt sind, drosselt der Wechselrichter die Leistung. Das EEG 2027 sieht Nulleinspeisung als Alternative zur Direktvermarktung für neue Anlagen bis 25 kWp vor.
Stimmt die Zahl, dass 69 Prozent des Solarstroms verloren gehen?
Die Zahl stammt aus der PV2027-Studie des Instituts aquu und gilt für ein konkretes Referenzbeispiel: eine 10-kWp-Anlage mit 10-kWh-Speicher ohne Eigenverbrauchsoptimierung bei Nulleinspeisung. Wer Lastverschiebung und prognosebasierte Speichersteuerung einsetzt, erreicht Eigenverbrauchsquoten von 60 bis 80 Prozent — die Verlustquote sinkt damit erheblich.
Wie lässt sich der Eigenverbrauch einer PV-Anlage konkret steigern?
Drei Hebel wirken am stärksten: Erstens Lastverschiebung — energieintensive Geräte wie Waschmaschine, Wärmepumpe oder E-Auto-Ladung in die Mittagsstunden legen. Zweitens prognosebasierte Speichersteuerung, die morgens Kapazität für die Mittagsproduktion vorhält. Drittens ein Home Energy Management System (HEMS), das diese Prozesse automatisiert steuert.
Was ist der Unterschied zwischen Gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung und Energy Sharing?
Die Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung (GGV) nach § 42b EnWG erlaubt die Weitergabe von Solarstrom innerhalb eines Gebäudes — an Mieter oder gewerbliche Nutzer — ohne die Pflichten eines klassischen Stromlieferanten. Energy Sharing nach § 42c EnWG geht weiter: Strom kann bilanziell über das öffentliche Verteilnetz auch an Personen oder Betriebe außerhalb des eigenen Gebäudes weitergegeben werden. Energy Sharing ist seit dem 1. Juni 2026 gesetzlich zulässig, in der Praxis aber noch im Rollout.
Lohnt sich eine neue PV-Anlage noch, wenn die Einspeisevergütung wegfällt?
Ja — aber nur bei konsequenter Eigenverbrauchsoptimierung. Selbst verbrauchter Solarstrom erspart den Bezug von Netzstrom zu aktuellen Preisen von 28 bis 35 Cent je Kilowattstunde. Die sinkende Einspeisevergütung von unter 8 Cent je Kilowattstunde hat die Eigenverbrauchsrendite schon heute deutlich attraktiver gemacht. Entscheidend ist die Kombination aus Speicher, Lastverschiebung und — wo möglich — Sharing-Modellen.
Was schreibt das Solarspitzengesetz 2026 für neue PV-Anlagen vor?
Seit dem 1. Juni 2026 müssen neue PV-Anlagen ab 7 kWp mit einem intelligenten Messsystem (Smart Meter) und einer Steuerbox ausgestattet werden. Ohne Smart Meter Gateway dürfen neue Anlagen maximal 60 Prozent ihrer Nennleistung ins öffentliche Netz einspeisen. Diese Infrastruktur ist gleichzeitig die technische Grundlage für Lastverschiebung, prognosebasierte Speichersteuerung und Energy Sharing.
Kommentare