Das EEG 2027 schafft die garantierte Einspeisevergütung für neue PV-Anlagen ab. Für Anlagen ab 100 kWp gilt ab 2027 ein Contracts-for-Difference-Mechanismus mit Erlösabschöpfung bei hohen Marktpreisen. Anlagen zwischen 25 und 100 kWp werden direktvermarktungspflichtig, der einheitliche anzulegende Wert beträgt 6,2 Cent je Kilowattstunde. Wer bis 31. Dezember 2026 in Betrieb geht, sichert sich 20 Jahre feste Vergütung ohne Rückzahlungsverpflichtung. Ab 2027 liegt die Wirtschaftlichkeit gewerblicher PV-Anlagen im optimierten Eigenverbrauch. Eigenverbrauchsquoten von 60 bis 80 Prozent sind mit Speicher, Lastverschiebung und Sektorenkopplung erreichbar. Das Netzpaket des BMWE sieht zusätzlich einen bis zu zehnjährigen Redispatch-Vorbehalt für kapazitätslimitierte Netzgebiete vor.
EEG 2027: Was das neue Fördergesetz für Unternehmen mit PV-Anlage bedeutet
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz steht vor seiner größten Reform seit 2000. Zum 1. Januar 2027 soll ein neues System in Kraft treten, das die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen abschafft und durch marktorientierte Modelle ersetzt. Für Unternehmen, die eine gewerbliche PV-Anlage betreiben oder planen, ändert sich damit die Kalkulationsgrundlage grundlegend. Dieser Artikel erklärt, was das EEG 2027 konkret für Gewerbe-PV bedeutet und welche Handlungsoption jetzt sinnvoll ist.
Warum das EEG 2027 unvermeidlich ist
Die bisherige EEG-Förderung ist nur noch bis zum 31. Dezember 2026 beihilferechtlich durch die EU-Kommission genehmigt. Eine Neuregelung ist deshalb keine politische Option, sondern eine rechtliche Pflicht. Das Bundeswirtschaftsministerium unter Katherina Reiche hat bereits einen Referentenentwurf vorgelegt, der seit dem 21. April 2026 kursiert.
Der Kabinettsbeschluss war ursprünglich für den 10. Juni 2026 geplant und wurde auf den 24. Juni 2026 verschoben. Hintergrund ist ein Streit zwischen BMWE und Umweltministerium — unter anderem über den sogenannten Redispatch-Vorbehalt. Das parlamentarische Verfahren muss bis Ende Juli 2026 abgeschlossen sein, damit die EU-Kommission noch vor Jahresende eine neue beihilferechtliche Genehmigung erteilen kann. Für Unternehmen gilt deshalb: Die Richtung ist klar, einzelne Details können sich noch ändern. Wer jetzt plant, muss mit diesem Rahmen arbeiten.
Was das EEG 2027 für gewerbliche PV-Anlagen ändert
Der Referentenentwurf sieht drei zentrale Änderungen für Unternehmen mit gewerblicher PV-Anlage vor.
Abschaffung der festen Einspeisevergütung
Neue PV-Anlagen unter 25 kWp erhalten ab 2027 keine garantierte Vergütung mehr für eingespeisten Strom. Für Anlagen zwischen 25 und 100 kWp gilt ein einheitlicher anzulegender Wert von 6,2 Cent je Kilowattstunde als Sicherheitsnetz — jedoch ohne den bisherigen Volleinspeiser-Bonus. Außerdem wird die Direktvermarktung für alle Anlagen dieser Größenklasse verpflichtend. Das bedeutet: Betreiber brauchen künftig zusätzliche Hardware für die Fernsteuerbarkeit sowie einen Direktvermarktungsvertrag.
Für neue Anlagen unter 25 kWp ist ab 2027 eine Übergangsregelung über den Netzbetreiber vorgesehen. Dabei erhält der Anlagenbetreiber nur noch den Marktwert abzüglich der Vermarktungskosten des Netzbetreibers — kein fester Satz, sondern eine schwankende Größe. Diese Übergangsregelung gilt für Anlagen bis 25 kWp bis Ende 2027 und für Anlagen bis 10 kWp bis Ende 2028.
Contracts for Difference ab 100 kWp
Anlagen ab 100 kWp installierter Leistung unterliegen künftig einem zweiseitigen Differenzvertrag, dem sogenannten Contract for Difference. Das Prinzip: Der Staat garantiert einen Referenzpreis. Liegt der Marktpreis darunter, zahlt der Staat die Differenz. Liegt der Marktpreis darüber, muss der Betreiber die Mehrerlöse als Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber abführen.
Dieser Mechanismus gilt für 20 Jahre ab Inbetriebnahme. Im aktuellen Entwurf ist kein Pufferkorridor mehr vorgesehen — die Abschöpfung greift unmittelbar ab dem ersten Cent oberhalb des anzulegenden Werts. Das verändert die Renditecharakteristik gewerblicher PV-Anlagen erheblich.
Netzpaket: Neue Risiken beim Netzanschluss
Parallel zur EEG-Novelle kursiert ein Referentenentwurf zum sogenannten Netzpaket. Dieses sieht vor, dass Netzbetreiber Netzgebiete als kapazitätslimitiert ausweisen dürfen. Neue PV-Anlagen in diesen Gebieten können dann mit einem bis zu zehnjährigen Redispatch-Vorbehalt belegt werden. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) spricht von einer faktischen Aufhebung des Anschlussvorrangs. Für Unternehmen bedeutet das: Ein Netzanschluss kann teurer und langwieriger werden, wenn das Netzgebiet des Gewerbestandorts betroffen ist.
Die 69-Prozent-Zahl: Was sie wirklich aussagt
Eine vielzitierte Studie des Berliner Beratungsbüros aquu im Auftrag des Solarenergie-Fördervereins Deutschland errechnet, dass bei vollständiger Nulleinspeisung 69 Prozent des Solarertrags einer typischen Photovoltaikanlage abgeregelt werden. Zudem verdreifachen sich die Stromgestehungskosten von 10 Cent auf 31 Cent je Kilowattstunde.
Diese Zahl gilt für eine 10-kWp-Anlage mit 10-kWh-Speicher, die keinen nennenswerten Eigenverbrauch realisiert und vollständig auf Einspeisung verzichtet. Für gewerbliche Anlagen ist dieser Worst Case kaum relevant. Unternehmen mit einem Jahresverbrauch ab 30.000 kWh können Eigenverbrauchsquoten von 60 bis 80 Prozent realisieren, wenn Speicher, Ladeinfrastruktur und Lastverschiebung intelligent integriert sind. Wer außerdem Elektrofahrzeuge im Fuhrpark hat, erzeugt zusätzliche Eigenverbrauchspotenziale.
Die 69-Prozent-Verlust-Aussage gilt also nur dann, wenn ein Unternehmen ohne Sektorenkopplung und ohne Eigenverbrauchsoptimierung plant. Dennoch zeigt die Studie klar: Wer noch 2026 eine Anlage in Betrieb nimmt, sichert sich die feste Einspeisevergütung für 20 Jahre — ohne Rückzahlungsverpflichtung, ohne CfD-Mechanismus. Nach aktuellem Stand liegt der Vergütungssatz für Teileinspeisung bis 10 kWp bei 7,79 Cent je Kilowattstunde. Ab August 2026 sinkt er durch die halbjährliche Degression auf etwa 7,71 Cent je Kilowattstunde.
Was Unternehmen jetzt konkret tun sollten
Wer eine gewerbliche PV-Anlage plant, hat bis zum 31. Dezember 2026 noch die Möglichkeit, unter den bisherigen EEG-Bedingungen in Betrieb zu gehen. Das setzt jedoch voraus, dass die Anlage geplant, genehmigt und angeschlossen ist — Lieferzeiten für Trafostationen und Netzanschlussverfahren dauern erfahrungsgemäß sechs bis 24 Monate. Wer jetzt noch kein Angebot eingeholt hat, sollte realistisch prüfen, ob der Stichtag 31. Dezember 2026 erreichbar ist. Unabhängig davon gilt ab 2027 für Neuanlagen: Der Eigenverbrauch ist die entscheidende Wirtschaftlichkeitsgröße.
Je höher der Eigenverbrauchsanteil, desto weniger wirkt sich die Direktvermarktungspflicht auf die Rendite aus. Ein strukturiertes Energiemanagement mit Speicher, Lastverschiebung und prognosebasierter Steuerung ist dabei keine Option, sondern Planungsvoraussetzung. Außerdem sollte die Finanzierungsstrategie angepasst werden. Der CfD-Mechanismus verändert die Erlösstruktur — Banken werden diesen Mechanismus mit eigenen Worst-Case-Annahmen modellieren. Eine belastbare Wirtschaftlichkeitsanalyse, die den CfD-Mechanismus korrekt abbildet, wird zur Grundlage jedes Finanzierungsgesprächs.
Für Unternehmen, die Anlagen über 100 kWp planen und gleichzeitig einen bonitätsstarken PPA-Abnehmer identifizieren können, ist die sonstige Direktvermarktung über Power Purchase Agreements strategisch interessant. Wer auf EEG-Förderung verzichtet und einen PPA abschließt, ist von der Abschöpfung nicht betroffen.
Fazit: EEG 2027 zwingt Unternehmen zur Strategieänderung
Das EEG 2027 ist kein gradueller Wandel, sondern ein Systemwechsel. Die feste Einspeisevergütung als verlässliche Renditekomponente entfällt für Neuanlagen. Unternehmen, die Gewerbedächer für PV nutzen wollen, müssen ihre Wirtschaftlichkeitsrechnung grundlegend neu aufstellen — mit Eigenverbrauch, Sektorenkopplung und Speicher als Kerngrößen statt Einspeisevergütung als Absicherung. Das ändert nichts am wirtschaftlichen Grundpotenzial einer gewerblichen PV-Anlage, erhöht aber den Planungsaufwand erheblich.
Wer jetzt ohne belastbare Konzeption investiert, riskiert Fehler, die sich über 20 Jahre in der Rentabilität niederschlagen. Viele Unternehmen stehen jetzt vor der Frage, ob eine EEG-2023-Anlage bis Ende 2026 noch realisierbar ist oder wie eine Neuanlage unter EEG-2027-Bedingungen wirtschaftlich strukturiert werden soll. Beide Fragen erfordern eine belastbare Analyse, keine Hochglanzkalkulation vom Installateur. Auf energiefahrer.de/photovoltaik/ ist die markenunabhängige PV-Konzeption und Wirtschaftlichkeitsberechnung für Gewerbeimmobilien beschrieben. Das KI-gestützte Planungstool PVpilot unter energiefahrer.de/pvpilot/ unterstützt bei der ersten Einschätzung.
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Quellen: Referentenentwurf BMWE EEG 2027, aquu-Studie im Auftrag SFV (Juni 2026), BDEW-Stellungnahme zum EEG 2027 (Juni 2026), Taylor Wessing, Rödl & Partner, Bundesnetzagentur
Häufige Fragen zu EEG 2027 und Gewerbe-PV
Was ändert sich mit dem EEG 2027 für Unternehmen mit PV-Anlage?
Das EEG 2027 schafft die feste Einspeisevergütung für neue PV-Anlagen ab. Anlagen ab 100 kWp unterliegen einem zweiseitigen Differenzvertrag (CfD) mit Erlösabschöpfung. Anlagen zwischen 25 und 100 kWp werden direktvermarktungspflichtig. Anlagen unter 25 kWp erhalten keine Förderung mehr, nur eine Übergangsregelung über den Netzbetreiber zum Marktwert.
Was bedeutet der Contract for Difference für eine gewerbliche PV-Anlage ab 100 kWp?
Der CfD-Mechanismus funktioniert zweiseitig: Liegt der Jahresmarktpreis unter dem anzulegenden Wert, zahlt der Staat die Differenz. Liegt der Marktpreis darüber, muss der Betreiber die Mehrerlöse als Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber abführen. Der Referentenentwurf sieht keinen Pufferkorridor vor — die Abschöpfung greift sofort ab dem ersten Cent oberhalb des Referenzpreises. Diese Regelung gilt für 20 Jahre ab Inbetriebnahme.
Lohnt sich eine gewerbliche PV-Anlage nach dem EEG 2027 noch?
Ja, wenn der Eigenverbrauch konsequent optimiert wird. Unternehmen mit einem Jahresverbrauch ab 30.000 kWh können Eigenverbrauchsquoten von 60 bis 80 Prozent erreichen, wenn Speicher, Lastverschiebung und Elektromobilität integriert werden. Der wirtschaftliche Kern liegt ab 2027 nicht mehr in der Einspeisung, sondern in der vermiedenen Strombeschaffung zum Netzstrompreis.
Warum muss das EEG zwingend zum 1. Januar 2027 reformiert werden?
Die bisherige EEG-Förderung ist nur noch bis zum 31. Dezember 2026 von der EU-Kommission beihilferechtlich genehmigt. Eine Verlängerung ohne Neugenehmigung ist nicht möglich. Deshalb muss das neue Gesetz bis Ende Juli 2026 im Bundestag verabschiedet sein, damit die EU-Kommission noch rechtzeitig genehmigen kann.
Was ist der Redispatch-Vorbehalt im Netzpaket und was bedeutet er für PV-Projekte?
Der Referentenentwurf zum Netzpaket erlaubt Netzbetreibern, Netzgebiete als kapazitätslimitiert auszuweisen. Neue PV-Anlagen in diesen Gebieten können mit einem bis zu zehnjährigen Redispatch-Vorbehalt belegt werden. Das bedeutet: Der Netzanschluss kann teurer werden und die Ertragssicherheit der Anlage sinkt, weil der Netzbetreiber die Einspeisung im Engpassfall beschränken darf.
Was bedeutet die 50-Prozent-Einspeisekappung im EEG 2027?
Der Entwurf sieht für neue kleine Anlagen eine dauerhafte Begrenzung der Einspeiseleistung auf 50 Prozent der installierten Leistung vor. Überschüssiger Strom muss abgeregelt oder gespeichert werden. Das macht einen Batteriespeicher für neue Anlagen faktisch zur Planungsvoraussetzung, wenn der volle Ertrag genutzt werden soll.
Sollte ein Unternehmen die PV-Anlage noch 2026 in Betrieb nehmen?
Wenn der Netzanschluss und die Anlage bis zum 31. Dezember 2026 fertig sind, sichert sich das Unternehmen 20 Jahre feste Einspeisevergütung ohne CfD-Rückzahlungsverpflichtung. Netzanschluss und Trafostationslieferzeiten betragen erfahrungsgemäß sechs bis 24 Monate. Wer noch kein Angebot vorliegen hat, sollte realistisch prüfen, ob dieser Stichtag erreichbar ist.
Was ist die Alternative zur EEG-Förderung ab 2027 für Unternehmen?
Unternehmen mit Anlagen ab 100 kWp können die EEG-Förderung ablehnen und den Strom über einen Power Purchase Agreement (PPA) an einen bonitätsstarken Abnehmer verkaufen. In diesem Fall ist der CfD-Abschöpfungsmechanismus nicht anwendbar. Voraussetzung ist ein tragfähiger PPA-Vertrag mit einem zuverlässigen Partner.
Was bedeutet Energy Sharing nach §42c EnWG für Gewerbeimmobilien?
Seit dem 1. Juni 2026 ist Energy Sharing gesetzlich zulässig. Unternehmen können damit Solarstrom über Gebäudegrenzen hinweg an benachbarte Verbraucher weitergeben. Das eröffnet für Gewerbeimmobilien mit mehreren Mietern oder angrenzenden Betrieben neue Eigenverbrauchsmodelle, die die Abhängigkeit von der Einspeisevergütung weiter reduzieren.
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