Am Freitagabend, 17. Juli 2026, hat das Bundeswirtschaftsministerium die Verbändeanhörung zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2027 und zum Netzanschlusspaket eingeleitet. Noch arbeiten sich Tausende von Expertinnen und Experten in der Energiebranche durch die Entwürfe.
Doch für Stadtwerke, die in Wind- und Solarenergie investieren oder entsprechende Produkte vertreiben, stehen schon grundsätzliche Änderungen fest: Das Paket bedeutet mehr Markt, weniger Planungssicherheit – und neue Pflichten.
1. Windenergie: Mehr Volumen und neue Hürden
Gute Nachrichten zuerst: Das Bundeswirtschaftsministerium erhöht die Ausschreibungsmengen für Windenergie an Land um insgesamt zwölf Gigawatt (GW) – 2027 und 2028 je 5 GW zusätzlich, 2029 weitere 2 GW. Das Ausbauziel für 2030 liegt damit bei 115 GW installierter Leistung.
Doch der neue Netzanschlussrahmen bringt eine wesentliche Einschränkung: Ab dem 1. Januar 2027 gilt für Windenergieanlagen an Land eine begrenzte Anschlussleistung von 280 Watt je Quadratmeter der vom Rotor überstrichenen Fläche – die sogenannte "Systemdienliche Anschlussleistung" (SAL). Damit hat sich teilweise der Vorschlag des Beratungsbüros BET durchgesetzt.
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Neue Windparks werden damit nicht mehr mit ihrer technisch maximalen Leistung ans Netz angeschlossen. Die Begrenzung ermögliche Einsparungen beim Netzausbau, schreibt Ralph Kremp, Partner bei BET, auf der Plattform Linkedin. Für Stadtwerke, die Windprojekte planen, bedeutet das vor allem: Sogenannte Co-Location-Speicher – also Speicher, die direkt vor Ort überschüssigen Windstrom einspeichern – werden durch die Regelung wirtschaftlich attraktiver.
Das überarbeitete Referenzertragsmodell soll zudem eine ausgeglichenere regionale Verteilung des Windenergieausbaus anreizen – insbesondere im Süden. Dafür definiert der Entwurf erstmals drei Vergütungsregionen: Küstenregion, Region Mitte-Nord und Südregion.
Für Freiflächen-Photovoltaik (PV) fehlt eine vergleichbare Steuerung dagegen weiterhin, obwohl laut einer aktuellen Analyse der Fachagentur Wind und Solar rund ein Drittel aller PV-Freiflächenanlagen in Bayern errichtet wird – einem Bundesland mit vielerorts überlasteten Verteilnetzen. Der Investitionsdruck in bereits engpassbelasteten Netzgebieten dürfte damit anhalten, sagt Planungsrechtforscher Hauke von Seht.
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2. Solarparks: Kappung ist neue Normalität
Für Freiflächen-PV gilt ab dem 1. Januar 2027 ebenfalls eine Begrenzung: Die Einspeisung am Netzverknüpfungspunkt wird auf 70 Prozent der installierten Leistung gedeckelt. Wer einen Solarpark mit 10 Megawatt (MW) baut, darf maximal 7 MW einspeisen – die restlichen 3 MW müssen abgeregelt oder in einem Speicher zwischengeparkt werden.
Energierechtsanwalt Christian Ertel nennt das einen Paradigmenwechsel: Erstmals enthalte das EEG explizite gesetzliche Wirkleistungsbeschränkungen für PV und Wind.
Beim Redispatch-Entschädigungsdeckel hat die Bundesregierung gegenüber dem ursprünglichen Entwurf nachgebessert: In kapazitätslimitierten Netzgebieten entfällt die Entschädigung für Neuanlagen künftig nur noch für bis zu zehn bis 20 Prozent des jährlichen Stromertrags – im ersten Entwurf war ein vollständiger Entfall vorgesehen.
Die genaue Grenze steht im Verbändeanhörungsentwurf noch in eckigen Klammern; sie soll mit dem Kabinettsbeschluss am 29. Juli 2026 festgelegt werden. Die Schwelle für eine Kapazitätslimitierung steigt zudem von drei auf fünf Prozent abgeregelter Einspeisung im Vorjahr, die Höchstdauer sinkt von zehn auf sechs Jahre. Beides erhöht die "Bankability" für Projektfinanzierungen – also die Wahrscheinlichkeit, eine Bank zur Finanzierung des Projektes zu gewinnen.
3. PV für Privat- und Geschäftskunden
Die dauerhafte Einspeisevergütung entfällt für neue Anlagen unter 25 Kilowatt (kW) ab 2027. Stattdessen gilt ein zweistufiges Modell: zunächst eine um einen Cent je Kilowattstunde (kWh) abgesenkte Übergangszahlung für 36 Monate, danach ein Direktvermarktungsbonus von 1,5 Cent je kWh für weitere 48 Monate. Die Größengrenze für die Übergangszahlung sinkt schrittweise – von 50 kW (2027) über 25 kW (2028) auf 7 kW (2029).
Für Stadtwerke mit Solarangeboten für Endkunden entsteht ein neues Geschäftsfeld: die Direktvermarktung kleiner Anlagen. Der Allgäuer Speicheranbieter Sonnen übt an der konkreten Ausgestaltung jedoch Kritik: "Der Entwurf trägt die Handschrift der alten Energiewelt: Große Anlagen bekommen weiterhin Investitionssicherheit durch den Steuerzahler. Kleine Anlagen sollen sich dagegen unter ungleich härteren Bedingungen am Markt behaupten." Dafür bräuchten sie jedoch "endlich die Mitarbeit der völlig überforderten Netzbetreiber". Hier müsse der Bundestag "dringend nachsteuern."
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Eine strukturelle Benachteiligung bleibt allerdings: Das EEG sieht bei 750 kW eine harte Ausschreibungsgrenze vor. Anlagen, die diese Schwelle überschreiten, nehmen am Wettbewerb teil und können höhere Fördersätze erzielen.
Knapp darunter gilt ein gesetzlich festgelegter Wert – der im neuen Entwurf auf 6,2 Cent je kWh sinkt, während Anlagen ab 751 kW Ausschreibungen mit einem Höchstwert von 9,9 Cent je kWh offenstehen. Das trifft vor allem Gewerbeimmobilien und Agrardächer, deren Anlagengröße durch Statik und Dachfläche begrenzt ist.
4. Mieterstrom: Speicher werden Pflicht
Der Mieterstromzuschlag bleibt erhalten, doch auch hier entfällt die dauerhafte Einspeisevergütung für neue Anlagen unter 25 kW. Zudem sieht der Entwurf vor, Einspeisespitzen kleiner Solaranlagen dauerhaft auf 50 Prozent der installierten Leistung zu kappen.
Das stärkt den Anreiz, Mieterstromanlagen von vornherein mit Speichern zu kombinieren. Ab dem 1. Januar 2028 müssen Verteilnetzbetreiber zudem digitale Netzanschlussportale einrichten – für Stadtwerke als Netzbetreiber bleiben dafür 18 Monate.
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Weiteres Vorgehen
Das Bundeskabinett will beide Gesetze am Mittwoch, 29. Juli 2026, beschließen. Anschließend soll das parlamentarische Verfahren im Herbst starten – und damit der eigentliche Einflusskanal für die Branche.
