Wer neue Wind- oder Solarleistung plant, kommt am Netz nicht mehr vorbei. Der Entwurf zum EEG 2027 und das Netzanschlusspaket sollen Zubau, Markt und Netzkapazität enger koppeln: weg vom „produce and forget“ für kleinere Anlagen, hin zu Direktvermarktung und netzverträglichen Anschlüssen. Für Projektierer, Stadtwerke und Industrie-Abnehmer heißt das: Standortwahl, Anschlussvertrag und Vermarktung früh zusammen denken – und den Kalender bis Ende 2026 ernst nehmen. In den Bundestagsdrucksachen tauchen Übergangsbezüge zum Jahresende 2026 auf; beim Bundesratsverfahren zum Energiewirtschaftsrecht steht der Fristablauf Mitte September 2026. Wer Pipeline und Netz getrennt steuert, plant an der Stoßrichtung beider Vorlagen vorbei.
Beide Texte sind Entwürfe bzw. Vorlagen im Gesetzgebungsverfahren, keine fertige Alltagspraxis. Was gilt, entscheidet der spätere Beschluss – und teils die beihilferechtliche Genehmigung. Was Entscheider trotzdem tun können: Pipeline-Projekte nach Netzengpass und Vermarktungsweg sortieren, flexible Anschlussoptionen prüfen und den Wechsel von alter Vergütungslogik zu marktorientierten Produkten vorbereiten. Die Drucksachen beschreiben Absicht und Instrumente; Anwendung folgt erst nach Verfahren und, wo vorgesehen, nach EU-Beihilfeentscheid.
EEG 2027: Markt vor Einspeisen und Vergessen
Die Bundestagsdrucksache 21/7867 vom 7. September 2026 trägt den Titel eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau. Der Kern der Begründung ist klar: Die fixe Einspeisevergütung für Neuanlagen soll konsequent abgeschafft werden. Neue Anlagen sollen in die Direktvermarktung – stufenweise nach Leistungsklassen. Als Brücke dient eine befristete Übergangszahlung unterhalb der früheren Einspeisevergütung, befristet auf wenige Jahre, bis der Markt greift.
Explizit erklärt der Entwurf das bisherige „produce and forget“-Modell für kleinere Anlagen für nicht mehr zeitgemäß. Stromeinspeisung soll sich an Nachfrage und Preissignalen orientieren. Das ist kein Stilwechsel, sondern ein Shift der Betriebs- und Vertragsarchitektur: Wer einspeist, braucht Vermarktung, Mess- und Steuertechnik und Prozesse, die mit negativen Preisen und Abregelung umgehen können. Die bisherige Ausfallvergütung, die Direktvermarktungspflichten temporär umgehen half, soll entfallen.
Für Kleinanlagen zeichnet der Entwurf ein anderes Zielbild. Die Förderung sehr kleiner Anlagen wird weitgehend eingestellt; das Segment soll sich auf hohen Eigenverbrauch und Speicher konzentrieren. Wo weiterhin eingespeist wird, gilt Direktvermarktung – abgefedert durch einen Direktvermarktungsbonus in den ersten Jahren. Parallel soll das Messstellenbetriebsgesetz angepasst werden, damit auch kleinere Erzeugungsanlagen in den Rollout der für Direktvermarktung nötigen digitalen Technik einbezogen werden. Ob das den Markt für Dienstleister und Stadtwerke rechtzeitig skaliert, ist Analyse – die Drucksache benennt den Branchenprozess und die Massengeschäftstauglichkeit als Ziel.
Netzanschlusspaket: Kapazität steuern statt Anschlussstau
Parallel dazu zielt die Bundesratsdrucksache 471/26 vom 14. August 2026 auf eine Reform des Energiewirtschaftsrechts rund um Netzanschlussverfahren. Die Problembeschreibung ist bekannt und in der Vorlage konkret: Anlagenzubau und Netzausbau laufen auseinander; Redispatch-Kosten belasten Letztverbraucher. Die Lösung soll Synchronisierung sein – inklusive Priorisierung und Depriorisierung von Anschlussbegehren, digitaler Portale und Transparenz über verfügbare Kapazität.
Besonders belastete Gebiete können als kapazitätslimitiert ausgewiesen werden. Für Neuanschlüsse erneuerbarer Energien gilt in der Vorlage: Bei Redispatch-Abregelung an solchen Standorten entfällt die Entschädigung bis zu einem Anteil des Jahresstromertrags – in der Drucksache mit Schwellen um rund ein Fünftel beschrieben, in Windvorranggebieten etwas niedriger. Das ist ein Standortpreis in anderer Währung: Wer dort baut, trägt mehr Abregelungsrisiko selbst. Die Bundesnetzagentur soll zudem ermächtigt werden, Baukostenzuschüsse auch für Erzeugungsanlagen vorzusehen. Nutzenversprechen der Vorlage: Anschlussstau auflösen, Abregelungen und damit Redispatchkosten senken.
Das BMWE-Paket zum Netzanschluss wird redaktionell über dieselbe Stoßrichtung abgedeckt; die Behördenseite bleibt als Primärquelle zu nennen. Für Investoren zählt die Kombination: EEG 2027 ändert, wie Strom vermarktet und vergütet wird; das Netzpaket ändert, wo und unter welchen Anschlussregeln Kapazität überhaupt entsteht.
Zeitdruck Ende 2026 – und was Entscheider prüfen sollten
In Drs. 21/7867 tauchen mehrfach Bezüge auf die Rechtslage zum Jahresende 2026 und Übergangsbestimmungen auf – unter anderem für bestehende Verträge, Ausschreibungen und beihilferelevante Regelungen. Der Entwurf verankert zudem einen beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt: Teile der Regelungen dürfen erst nach Genehmigung durch die Europäische Kommission angewandt werden. Wer „ab 2027 gilt sowieso alles“ plant, unterschätzt diese Abhängigkeit. Fakt ist der Vorbehalt im Entwurf; Analyse bleibt, wie lange Genehmigung und parlamentarische Beratung dauern.
Praktisch empfiehlt sich eine Checkliste ohne Spekulation: Welche Projekte hängen an alter Einspeiselogik? Welche Standorte liegen in engpassgefährdeten Netzen, in denen kapazitätslimitierte Ausweisung und Entschädigungsgrenzen relevant werden könnten? Sind flexible Netzanschlussvereinbarungen und Speicher schon Teil der Wirtschaftlichkeitsrechnung? Für Direktvermarkter und Stadtwerke: Reicht das Produktportfolio für kleinere Anlagen, wenn Ausfallvergütung wegfällt und Übergangszahlung zeitlich begrenzt ist?
Gegenargument bleibt fair: Ohne finalen Gesetzestext und ohne Festlegungen der Bundesnetzagentur sind Detailprozesse noch unscharf. Wer jetzt nur abwartet, riskiert aber, dass Anschluss- und Vermarktungsentscheidungen 2027 unter fertigen Regeln fallen – während Wettbewerber Standorte und Verträge schon am Netz ausrichten. Die politische Botschaft beider Vorlagen ist konsistent: Erneuerbare bleiben zentral, aber nicht mehr als ungebremstes Einspeisen in jedes noch so volle Netz.
Ob aus Entwurf und Bundesratsfrist ein belastbarer Fahrplan wird, entscheidet das Verfahren. Für Unternehmen zählt bis dahin die Vorbereitung: Netz vor Ort, Vermarktung im Vertrag, Kalender Ende 2026 im Blick.
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