Mit dem Kabinettsbeschluss vom 30. Juli 2026 ist das Ende der festen Einspeisevergütung für neue Photovoltaikanlagen unter 25 Kilowatt (kW) so gut wie sicher. Wesentliche Änderungen im parlamentarischen Verfahren für die Förderung im neuen Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gelten als unwahrscheinlich.
Ab 2027 sollen Betreiber kleiner Dachanlagen also ihren überschüssigen Solarstrom selbst an der Strombörse vermarkten, die sogenannte Direktvermarktung. Eine dreijährige Übergangszahlung von 5,2 Cent pro Kilowattstunde (kWh) soll den Wechsel abfedern, alternativ gibt es einen Direktvermarktungsbonus von 1,5 Cent je kWh für bis zu 48 Monate.
Das Grundprinzip stößt in der Solarbranche auf breite Zustimmung. Doch an der Ausgestaltung entzündet sich scharfe Kritik – und die kommt nicht nur von den üblichen Verdächtigen.
Kritikpunkt 1: Die Übergangszahlung reicht nicht
Besonders hart fällt das Urteil des Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW-Solar) aus. Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig bezeichnet die Übergangsregelung als "Mogelpackung". Die vorgesehene dreijährige Übergangszahlung könne einen Wegfall der bislang über 20 Jahre gewährten festen Einspeisevergütung "nicht ansatzweise ersetzen".
Körnig warnt vor einer "massiven solaren Investitionsbremse" und appelliert an Bundestag und Bundesrat, die Einschnitte im Herbst grundlegend zu überarbeiten. Auf dem Spiel stünden Investitionen in Milliardenhöhe und Zehntausende Arbeitsplätze entlang der solaren Wertschöpfungskette.
Differenzierter argumentiert der Bundesverband des Solarhandwerks (BDSH). Er begrüßt ausdrücklich, dass eine vollständige Abschaffung der Einspeisevergütung zum 1. Januar 2027 vom Tisch ist. Das war eine zentrale Forderung des Verbandes, um Klarheit in den Markt zu bekommen.
Dennoch mahnt der Handwerksverband: Eigenverbrauch allein könne die Wirtschaftlichkeit einer Photovoltaikanlage nicht in jedem Fall sicherstellen, gerade im Gewerbebereich entstünden regelmäßig Überschüsse. "Regulierung darf den Ausbau nicht verlangsamen oder unnötig verteuern", heißt es in der Stellungnahme.
Kritikpunkt 2: Direktvermarktung setzt fehlende Smart Meter voraus
Einigkeit herrscht in der Branche bei einem zweiten Punkt: Der Wechsel in die Direktvermarktung kann nur funktionieren, wenn die digitale Infrastruktur dafür steht. Und die steht noch nicht. "Wenn die Direktvermarktung an fehlenden Prozessen und Digitalisierung im Verteilnetz scheitert, hilft das alles nichts", sagt Bastian Gierull, Deutschland-Chef des Energieversorgers Octopus Energy. Er begrüßt zwar den Direktvermarktungsbonus im Entwurf, hält die Instrumente aber für zu "grobschlächtig".
Der BDSH wird konkreter: Der beschleunigte Rollout intelligenter Messsysteme, einheitliche digitale Schnittstellen sowie standardisierte Prozesse zwischen Netzbetreibern, Messstellenbetreibern, Direktvermarktern und Installationsbetrieben seien "unverzichtbar". Ohne diese Voraussetzungen drohten zusätzliche Bürokratie, steigende Kosten und verzögerte Projekte. "Es kann nicht sein, dass Flexibilitätspotenziale nicht ausgeschöpft werden, weil die Netzbetreiber es nicht schaffen, für das Smartmeter-Rollout zu sorgen", heißt es in der Stellungnahme.
Diese Einschätzung teilt auch Sarah Bäumchen, Geschäftsführerin des Verbandes der Elektro- und Digitalindustrie (ZVEI). Was wir brauchen, ist mehr Ausbau und mehr Digitalisierung der Stromnetzinfrastruktur – und eine viel effizientere Nutzung bestehender Kapazitäten. Bäumchen kritisiert zudem, dass beim Wechsel in die Direktvermarktung "ausreichende Übergangsfristen angesetzt werden" müssten, um den Aufbau der technischen und regulatorischen Voraussetzungen zu gewährleisten.
1Komma5Grad, Hamburger Anbieter von Solaranlagen und Energiemanagementsystemen, sieht die Direktvermarktung grundsätzlich als Chance, aber nur mit den richtigen Voraussetzungen. "Um zukünftig Geld mit eingespeistem Strom zu verdienen, brauchen private Haushalte ein System, das den Strom vollautomatisch dann verkauft, wenn die Preise an der Börse am höchsten sind", sagt Jannik Schall, Produktchef und Mitgründer des Unternehmens. Dafür brauche es aber Tempo beim flächendeckenden Smart-Meter-Ausbau. "Er ist die Voraussetzung, damit möglichst viele Menschen profitieren."
Kritikpunkt 3: Steuerbare Speicher werden nicht belohnt
Den vielleicht präzisesten Einwand formuliert Enpal, Berliner Anbieter von Solaranlagen und Heimspeichern. Benjamin Merle-Oberheide, Chief Product Officer und Chef der neuen Energy-Tech-Einheit des Unternehmens, spricht gar von einem "handwerklichen Fehler" im Entwurf: Intelligente Heimspeicher in der Direktvermarktung, die Solarstrom aus den netzkritischen Mittagsstunden in den Abend verschieben, würden im Entwurf genauso pauschal abgeregelt wie ungesteuerte Anlagen, die ihren Strom zu Spitzenlastzeiten ins Netz einspeisen.
"Systemdienliche Anlagen und ungesteuerte Photovoltaik werden in einen Topf geworfen, die Flexibilität, die unser Stromsystem dringend braucht, behindert", kritisiert Merle-Oberheide. Es läge nun am Deutschen Bundestag, diesen Fehler zu beheben und die Wirkleistungsreduzierung für steuerbare Anlagen in der Direktvermarktung wieder zu streichen.
Auch der BDSH greift diesen Punkt auf: Eine pauschale Abregelung auf 50 Prozent der installierten Leistung auch beim Einbau eines intelligenten Messsystems laufe "dem Ziel eines flexiblen, dezentralen Energiesystems entgegen". Ob das Parlament die Forderungen erhört und die Koalition zu größeren Änderungen bereit ist, wird sich im Herbst zeigen.
