Das Wichtigste in Kürze

• Der Marktzugang für erneuerbare Energien muss als zentrales Leitprinzip der EEG-Novelle gestärkt werden. Neben der Direktvermarktung müssen regionale Belieferung, PPAs, Energy Sharing, Bürgerenergie und Direktbelieferung rechtssicher und bürokratiearm ermöglicht werden. Das EEG 2027 darf marktnahe Vermarktungsformen nicht durch zusätzliche Nachweis-, Abrechnungs- oder Abschöpfungsrisiken erschweren, sondern muss sie als Grundlage für Investitionen, Akzeptanz und Systemintegration stärken – auch mit Blick auf den wachsenden Strombedarf von Rechenzentren und Industrie.

• Erneuerbare Energien sollten stärker Systemverantwortung übernehmen können. Das EEG 2027 sollte dafür die Steuerung der netzwirksamen Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt statt der pauschalen Abregelung einzelner Erzeugungsanlagen ermöglichen. Anlagenbetreiber sollten vor dem Netzverknüpfungspunkt mehr Verantwortung für Einspeisemanagement, Überbauung, Speicher, flexible Verbraucher und Einspeiseinfrastruktur übernehmen können, um bestehende Netzanschlüsse effizienter zu nutzen, Abregelung zu vermeiden und die Systemintegration erneuerbarer Energien zu verbessern.

• Die vorgesehene Streichung der Einspeisevergütung für Neuanlagen bis 25 kW muss zurückgenommen werden. Umfragen und wissenschaftliche Analysen belegen: Die Gewährung einer EEG-Einspeisevergütung bleibt  für die Mehrzahl privater und gewerblicher Akteure auch im Falle hoher Eigenverbrauchsquoten kurz- und mittelfristig eine unverzichtbare Investitionsabsicherung. Sie aktiviert notwendiges privates Kapital für die Finanzierung der Energiewende und sichert darüber hinaus die Akzeptanz und eine breite unmittelbare Partizipation der Bevölkerung. Bei ihrem Wegfall wird ein Markteinbruch erwartet, bundesweit stehen zehntausende Jobs in Handwerk und Mittelstand auf dem Spiel.

• Auch die vorgesehene Absenkung der Direktvermarktungspflicht für Neuanlagen unter 100 kW muss gestrichen werden, da für eine Umsetzung die technischen, prozessualen und wirtschaftlichen Voraussetzungen absehbar nicht gegeben sind. Weder die vom BMWE vorgesehene auf drei Jahre befristete Übergangszahlung in Höhe von 5,2 Cent je kWh, noch der auf 4 Jahre befristete Direktvermarktungsbonus in Höhe von 1,5 Cent je kWh stellen geeignete Auffangmechanismen dar, um die nach dem aktuellen EEG im nächsten Jahr für 20 Jahre gewährte Einspeisevergütung in Höhe von rd. 6,5 bis 7,5 Cent je kWh bei Teileinspeisern und rd. 10 bis 12 Cent je kWh bei Volleinspeisern auch nur ansatzweise zu kompensieren.

• Das jährliche Ausschreibungsvolumen für Biomasseanlagen im EEG 2027 muss zwingend auf mindestens 2.500 MW/a bis 2032 angehoben werden.

• Der sog. „Maisdeckel“ ist aus allen EEG-Fassungen zu streichen, da Vorgaben zur Fruchtfolge besser im landwirtschaftlichen Fachrecht geregelt werden. Hilfsweise sollte der Maisdeckel auf mindestens 70 Masseprozent angehoben werden.

• Die Vergütungsdauer für Biomasseanlagen in der Anschlussförderung sollte sowohl für zukünftig als auch bereits bezuschlagte Anlagen auf 15 Jahre verlängert werden, da sich die notwendigen Investitionen in die geforderte Flexibilität erst innerhalb dieses Zeitraums amortisieren lassen.

• Der Flexibilitätszuschlag ist insbesondere aufgrund der gestiegenen Inflation und höherer Zinsen auf 130 Euro/kW anzuheben. Er sollte als Vergütung für gesicherte erneuerbare Leistung anerkannt und über die Kapazitätsumlage nach dem Strom-VKG refinanziert werden Bei Biogasanlagen sollte wieder zu einem Vergütungssystem auf Grundlage der Bemessungsleistung zurückgekehrt werden. Die Begrenzung auf förderfähige Betriebsviertelstunden hat sich als zu starr und in der Praxis nicht bewährt. Die Höchstbemessungsleistung sollte einheitlich 45 Prozent der installierten Leistung betragen und damit weiterhin einen deutlichen Anreiz für eine flexible Fahrweise sowie eine mindestens 2,2-fache Überbauung setzen.  Netzbetreiber sollten zum Angebot einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung verpflichtet werden, da fehlende Netzkapazitäten eines der größten Hemmnisse für eine umfassende Flexibilisierung sind.

• Der Kleinanlagenzuschlag bei Biomasseanlagen ist insbesondere aufgrund höherer spezifischer Investitionskosten wiedereinzuführen und deutliche aufzuwerten.

• Biomasseanlagen sollten die Möglichkeit erhalten, ein Zusatzgebot zur weiteren Flexibilisierung ihrer Anlage abgeben zu können, insbesondere da Anlagen aufgrund fehlender Übergangszeiten oder mangelndem Netzanschluss ihr volles Potenzial im Zeitpunkt der Gebotsangabe nicht ausschöpfen konnten.

• Die eigenständigen Biomethanausschreibungen sollten erhalten bleiben und zusätzlich zu den Biomasseausschreibungen durchgeführt werden.

• Um das im Klimaschutzprogramm vorgesehene Ziel zusätzlicher Windenergieleistung rechtzeitig zu erreichen, sollte das reguläre Ausschreibungsvolumen für Windenergie an Land in den Jahren 2027 und 2028 auf jeweils mindestens 16.000 MW angehoben werden. Die Mengen der Resilienzausschreibungen müssen zusätzlich zu den regulären Ausschreibungsvolumina bereitgestellt werden und dürfen nicht auf diese angerechnet werden. Der vorgesehene Pachtendeckel nach § 36d und die pauschale Sanktionsregelung nach § 53a dürfen nicht in der vorliegenden Form eingeführt werden. Ein Eingriff in langfristige Grundstücksnutzungsverträge bedarf einer umfassend geprüften, verhältnismäßigen und praxistauglichen Lösung.

• Die Anhebung des Korrekturfaktors für schwache Standorte in der Südregion auf 1,65 ist zu begrüßen. Die neuen Begrenzungen in der Küstenregion und der Region Mitte-Nord sind dagegen kritisch, da sie die Finanzierung von Projekten mit Schall-, Arten-, Radar- oder sonstigen Ertragsbeschränkungen erheblich erschweren können.

• Bei der Einführung eines produktionsabhängigen CfD muss ein ausreichend bemessener, mit dem Strompreisniveau ansteigender Marktwertkorridor eingeführt werden. Dieser muss insbesondere Direktvermarktungs-, Prognose-, Ausgleichsenergie-, Marktwert- und Abregelungsrisiken abdecken. Für Wind- und Solaranlagen sollte der Korridor um einen dynamischen Sicherheitszuschlag in Höhe von 6 Prozent des energieträgerspezifischen Jahresmarktwerts ergänzt werden. Die Abschaffung des Untersegments für Besondere Solaranlagen würde den Markthochlauf insbesondere der Agri-PV abrupt beenden und muss zurückgenommen werden.

• Die Schwelle für die Pflicht zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags sollte von 100 kW auf 200 kW angehoben werden. Damit wird ein angemessenes Verhältnis zwischen den möglichen Abschöpfungserlösen und dem administrativen Aufwand hergestellt. Bereits das StromPBG folgte dem Grundsatz einer ausreichend hohen Bagatellgrenze. Um die Direktbelieferung von Industrieanlagen zu stärken, muss das Kriterium der „unmittelbaren räumlichen Nähe" gestrichen werden, denn eine vernünftige Distanz der Anlagen zum abnehmenden Unternehmen ergibt sich bereits aus immissionsschutzrechtlichen Gründen und aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten.

• Langfristige PPAs müssen als eigenständige Finanzierungs- und Vermarktungsform gestärkt werden. Anlagenbetreiber sollten unter klar definierten Voraussetzungen mehrfach zwischen einer langfristigen PPA-Vermarktung und der EEG-Marktprämie wechseln können. Dabei sind finanzierungsrelevante, langfristige PPAs von kurzfristiger Arbitrage abzugrenzen. Während der PPA-Vermarktung muss sich der Abschöpfungsrahmen an den tatsächlich erzielten Vertragserlösen orientieren. Die vorgesehenen Absenkungen der Förderwerte beziehungsweise Anhebungen der Degressionsfaktoren müssen angesichts der gestiegenen Investitions- und Betriebskosten zurückgenommen werden. Dies gilt insbesondere für die Wasserkraft, bei der es sich um eine ausgeforschte Technologie mit nur noch begrenzten Kostensenkungspotenzialen handelt. Zur Vermeidung der negativen Strompreise, und zur Senkung der Kosten im EEG sowie zur Stabilisierung der Investitionen in Erneuerbare Energien sollte die Umstellung von einer zeit- in eine mengenbasierte Förderung realisiert werden.

Vorbemerkungen

Das BMWE hat am 17. Juli 2026 die Verbändeanhörung zum Referentenentwurf einer EEG-Novelle gestartet. Der BEE bedankt sich für die Möglichkeit zur Stellungnahme. Die äußerst kurze Stellungnahmefrist wird der Tragweite und Komplexität der vorgesehenen Änderungen jedoch nicht gerecht.

Das EEG ist seit über 25 Jahren ein zentraler Garant für Investitions- und Planungssicherheit in der Energiewende. Gerade angesichts geopolitischer Spannungen und fossiler Energiekrisen bleiben Verlässlichkeit und Planbarkeit entscheidend für eine sichere, bezahlbare und resiliente Energieversorgung. Mit einem Anteil von rund 60 Prozent an der Stromerzeugung sind erneuerbare Energien bereits das Rückgrat der deutschen Stromversorgung und bereit, künftig noch mehr Systemverantwortung zu übernehmen.

Der Entwurf verfolgt laut Begründung das Ziel, das EEG stärker auf Bezahlbarkeit, Kosteneffizienz, Versorgungssicherheit, Marktintegration und Systemdienlichkeit auszurichten. Er hält zudem am Ziel eines Anteils von 80 Prozent erneuerbaren Stroms am Bruttostromverbrauch bis 2030 fest und will die Ausbaupfade sowie Ausschreibungsmengen bis 2032 verstetigen.

Der vorliegende Entwurf zum EEG enthält eine ganze Reihe gravierender Verschlechterungen der Investitionsbedingungen für nahezu alle EE-Technologien. Sollten es hier nicht zu grundlegenden Nachbesserungen kommen, wird der Ausbau Erneuerbarer Energien nicht beschleunigt, sondern ausgebremst.

Erforderlich ist ein integrierter Ansatz, der den Ausbau der erneuerbaren Energien mit dem Netz- und Speicherausbau sowie einem flexiblen Stromsystem verzahnt. Das EEG 2027 muss verlässliche Investitionsbedingungen schaffen, die bestehenden Ausbauziele sichern und gemeinsam mit den weiteren energiewirtschaftlichen Reformen ein kohärentes Gesamtpaket bilden. Der Marktzugang für erneuerbare Energien muss dabei als zentrales Leitprinzip gestärkt werden. Neben der Direktvermarktung müssen insbesondere PPAs, regionale Belieferung, Direktbelieferung, Energy Sharing und Bürgerenergie rechtssicher und bürokratiearm ermöglicht werden.

Verschlechterungen und Risiken durch das neue EEG

Der Entwurf enthält zahlreiche Regelungen, die das Erreichen der EE-Ausbauziele massiv gefährden und massive wirtschaftliche Schäden bei den betroffenen EE-Branchen anrichten würden.

Als besonders kritisch ist die geplante Abschaffung der Einspeisevergütung für Kleinanlagen < 25 kW zu sehen. In der Folge würde der Zubau im PV-Dachsegment massiv einbrechen und die kleine Wasserkraft geschwächt, obwohl gerade kleinere Anlagen für dezentrale Erzeugung, Bürgerbeteiligung und regionale Wertschöpfung wichtig sind.

Die vorgesehene Absenkung der Schwelle für die verpflichtende Direktvermarktung ist praxisfern und absehbar aufgrund fehlender technischer, prozessualer und wirtschaftlicher Voraussetzungen nicht umsetzbar. Sie würde eine massive zusätzliche Marktbarriere für neue Solaranlagen im Heim- und Mietwohnbereich sowie im Kleingewerbe darstellen. Die Direktvermarktungspflicht für Anlagen unter 100 kW sollte daher unbedingt ebenso verzichtet werden wie auf eine Abschaffung der Einspeisevergütung für PV-Systeme < 25 kW.

Die vorgesehenen Ausschreibungsvolumina für Biomasse von 1.000 MW in den Jahren 2027 und 2028, 750 MW in den Jahren 2029 und 2030 sowie 500 MW in den Jahren 2031 und 2032 sind aus BEE-Sicht deutlich zu niedrig. Um einen künstlichen Rückbau flexibler, steuerbarer erneuerbarer Leistung zu verhindern, müsste das Volumen auf mindestens 2,5 GW pro Jahr bis 2032 angehoben werden. Andernfalls droht, dass ausgerechnet jene Kapazitäten verloren gehen, die Wind- und Solarenergie systemdienlich ergänzen. Zudem muss die Vergütungsdauer für Biomasseanlagen in der Anschlussförderung auf 15 Jahre verlängert werden, da sich die notwendigen Investitionen in die Flexibilisierung innerhalb von zwölf Jahren regelmäßig nicht amortisieren lassen.

Kritisch ist zudem dass auch Anlagen mit PPA-Verträgen auf Basis von Referenzmarktwerten statt realer Erlöse abgeschöpft werden sollen. Dadurch entstehen vor allem für PPA-Modelle in der sonstigen Direktvermarktung erhebliche Risiken, weil reale Erlöse und potenzielle Abschöpfung auseinanderfallen können. Somit ist davon auszugehen, dass es kaum zu PPA-Verträgen kommt und insbesondere der kurzfristige PPA-Markt austrocknet, obwohl diese Verträge in ihrem Wirken die volkswirtschaftlichen Kosten der Energiewende massiv senken würden. Zudem fehlt im aktuellen EEG-Entwurf die Berücksichtigung eines Marktwertkorridors innerhalb der Abschöpfung. Dieser ist von zentraler Bedeutung, da mit höheren Strompreisniveaus die Kosten und Risiken der Direktvermarktung steigen und somit auch die entsprechenden Dienstleistungsentgelte. Die Zahlungspflicht darf daher erst oberhalb eines ausreichend bemessenen Marktwertkorridors einsetzen. Zudem sollte die Bagatellgrenze für den Refinanzierungsbeitrag von 100 auf 200 kW angehoben werden.

Der Wegfall der Ausfallvergütung erhöht ohne Not Vermarktungsrisiken. Die Ausfallvergütung war bisher ein wichtiges Sicherheitsnetz, etwa bei Problemen beim Wechsel in die Direktvermarktung. Die gleichzeitige Streichung verkürzter Ummeldefristen verschärft dieses Problem zusätzlich.

Ebenfalls kritisch sind die Absenkungen verschiedener EEG-Vergütungssätze für EE-Technologien und die Verschärfung von Degressionsfaktoren zu betrachten. Dies trifft vor allem Investitionen in Erneuerbare Energien und Flexibilitäten im netztechnischen Süden. Die Absenkung statt notwendiger Erhöhung der Vergütungssätze für die kleine Wasserkraft schwächt dezentrale und steuerbare erneuerbare Erzeugung und erhöht somit künstlich teure fossile Redispatchkosten. Die Anhebung des maximalen Korrekturfaktors für schwache Standorte in der Südregion auf 1,65 ist dagegen zu begrüßen. Die neuen Begrenzungen in der Küstenregion und der Region Mitte-Nord sind jedoch kritisch, da sie die Finanzierung von Projekten mit Schall-, Arten-, Radar- oder sonstigen Ertragsbeschränkungen erheblich erschweren können.

Schließlich schwächt der Wegfall des Strommengenpfads und Streichung der bisherigen Regelungen zu grünem Wasserstoff die strategische Ausrichtung des EEG. Der Strommengenpfad war ein wichtiger Maßstab für die tatsächliche erneuerbare Stromerzeugung, die Streichung der bisherigen Verordnungsermächtigung zu Anforderungen an grünen Wasserstoff nimmt dem EEG einen Baustein für Speicherfähigkeit, Sektorenkopplung und ein flexibles erneuerbares Stromsystem. Der Entwurf streicht sowohl § 4a als auch die bisherige Verordnungsermächtigung in § 93 zu Anforderungen an grünen Wasserstoff.Die Anhebung der Ausschreibungsvolumina für Windenergie an Land auf 15.000 MW in den Jahren 2027 und 2028 ist grundsätzlich positiv. Um das im Klimaschutzprogramm vorgesehene Ziel zusätzlicher Windenergieleistung rechtzeitig zu erreichen, sollte das reguläre Ausschreibungsvolumen in diesen Jahren jedoch auf jeweils mindestens 16.000 MW angehoben werden. Die Mengen der Resilienzausschreibungen müssen zusätzlich zu den regulären Ausschreibungsvolumina bereitgestellt werden und dürfen nicht auf diese angerechnet werden.

Zugleich fehlen im Entwurf zentrale Maßnahmen für eine stärkere Systemintegration der erneuerbaren Energien. Netzbetreiberschaltungen sollten an der netzwirksamen Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt statt an der einzelnen Erzeugungsanlage ansetzen. Zusätzlich braucht es ein rechtssicheres Überbauungsrecht für bestehende Netzverknüpfungspunkte. Zur Stärkung der Direktbelieferung von Industrie- und Gewerbekunden sollte das Kriterium der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ gestrichen und stattdessen auf die Belieferung über eine Direktleitung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes abgestellt werden. Zur Vermeidung negativer Strompreise und zur Stabilisierung der Investitionen in erneuerbare Energien sollte zudem von einer zeit- auf eine mengenbasierte Förderung umgestellt werden.

Verbesserungen durch das neue EEG

Positiv bewertet der BEE, dass Biomasseanlagen von der vorgesehenen CfD-Abschöpfung beziehungsweise dem Refinanzierungsbeitrag ausgenommen werden. Dies ist sachgerecht, da Bioenergie als flexible, steuerbare Ergänzung zu Wind- und Solarenergie für Versorgungssicherheit und Systemintegration wichtig bleibt. Der Entwurf erkennt selbst an, dass flexible Biogasanlagen eine Perspektive brauchen und Bioenergie auch künftig eine Rolle im Stromsystem behalten soll.

Zu begrüßen sind außerdem die differenzierten Regelungen zur Anlagenzusammenfassung. Freiflächenanlagen im Außenbereich nach § 35 BauGB und Freiflächenanlagen im Geltungsbereich eines Bebauungsplans nach § 30 BauGB sollen nicht als eine Anlage gelten. Dies schafft mehr Rechtssicherheit, vermeidet sachwidrige Zusammenfassungen und stärkt die Praxistauglichkeit der PV-Projektentwicklung.

Positiv ist auch die Anhebung der Ausschreibungsvolumina für Windenergie an Land auf 15.000 MW in den Jahren 2027 und 2028 sowie die anschließende Verstetigung auf 12.000 MW im Jahr 2029 und 10.000 MW jährlich in den Jahren 2030 bis 2032. Dies stärkt Planbarkeit und Projektpipelines für kosteneffiziente Erneuerbaren-Technologien. Wie dargestellt, besteht für die Jahre 2027 und 2028 jedoch weiterer Anpassungsbedarf. Ebenfalls begrüßt der BEE die vorgesehene Anhebung der Vermarktungsschwelle derÜbertragungsnetzbetreiber in der Erneuerbaren-Energien-Verordnung (EEV) auf -10 Euro/MWh. Damit können durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) verstärkte stark negative Strompreise begrenzt, der Marktwert erneuerbarer Energien stabilisiert, Förderkosten gesenkt und Risiken aus § 51 EEG reduziert werden. Da jedoch bereits leicht negative Preise die Rechtsfolgen des § 51 EEG auslösen, löst die Anhebung auf –10 Euro/MWh das zugrunde liegende Problem nicht. Der BEE fordert daher weiterhin ein Preislimit von 0 Euro/MWh.

Positiv sind zudem in den EEV-Anpassungen zugunsten der Bioenergie: die Ausweitung der Anschlussförderung auf Anlagen, deren ursprünglicher Zahlungsanspruch vor dem 1. Januar 2032 endet, die Verlängerung des Anschlusszeitraums auf zwölf Jahre   sowie die deutliche Anhebung der Vergütung für Kleinstanlagen von 15,5 auf 20,4 ct/kWh für Anlagen unter 75 kW und von 7,5 auf 18,1 ct/kWh für Anlagen von 75 bis 150 kW. Diese Änderungen können helfen, flexible steuerbare erneuerbare Leistung im Bestand zu sichern

Gesamtbewertung

Der BEE erkennt einzelne Verbesserungen an, insbesondere, bei der Anlagenzusammenfassung, bei einzelnen Ausschreibungsvolumina und bei der EEV-Vermarktungsschwelle. Insgesamt überwiegen jedoch die negativen Änderungen, durch den Entzug hinreichend attraktiver Investitionsbedingungen für ganze EE-Marktsegmente und   erhebliche Risiken für Investitionssicherheit, dezentrale Erzeugung, Finanzierung, PPA-Modelle, Bioenergie, kleine Wasserkraft, PV-Dachanlagen, besondere Solaranlagen und windschwächere Standorte. Der Entwurf sollte daher so nachgebessert werden, dass Marktintegration und Kosteneffizienz nicht zulasten von Ausbau, Verlässlichkeit und Systemdienlichkeit gehen. Hierzu gehören insbesondere der Erhalt ausreichender niedrigschwelliger Vergütungsoptionen für Kleinanlagen, ausreichende Biomasseausschreibungen und längere Refinanzierungszeiträume, ein praxistauglicher CfD-Rahmen mit Marktwertkorridor und realer Erlösbetrachtung, die Stärkung von PPA und Direktbelieferung sowie eine bessere Nutzung bestehender Netzanschlüsse.

Im Folgenden werden die entsprechenden Änderungen anhand der Teilstrukturen des EEG näher beleuchtet und analysiert.