Vom EEG 2023 zum EEG 2027: Was sich für Solaranlagen auf Mehrfamilienhäusern ändert – und warum die Wärmepumpe jetzt mitrechnet

Solaranlagen auf Mehrfamilienhäusern, die bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb gehen, sichern sich die Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz 2023. Für spätere Anlagen macht der Regierungsentwurf zum EEG 2027 den Eigenverbrauch zur tragenden Größe der Wirtschaftlichkeit. Wohnungsunternehmen sollten ihre PV-Pipeline deshalb jetzt Dach für Dach einordnen und Wärmepumpenprojekte im selben Bestand mitrechnen.

Bestandsschutz bis 31. Dezember 2026: Was „Inbetriebnahme“ rechtlich bedeutet

Anlagen, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb gehen, bleiben dauerhaft unter dem EEG 2023 und erhalten ihre Vergütung für 20 Jahre plus den Rest des Inbetriebnahmejahres. Der Regierungsentwurf regelt das ausdrücklich in seiner Übergangsbestimmung: Für diese Anlagen gilt die am 31. Dezember 2026 gültige Gesetzesfassung weiter.

Entscheidend ist damit ein einziger Begriff. Die Inbetriebnahme ist in § 3 Nr. 30 EEG 2023 definiert, und für Photovoltaik hat die Clearingstelle EEG|KWKG die Voraussetzungen klar umrissen: Das Modul muss am vorgesehenen Ort befestigt und der Wechselrichter verbunden sein. Montage und Verbindung entscheiden; Bestellung, Liefervertrag oder Netzanmeldung zählen rechtlich nicht.

Wichtig für Großdächer: Nach § 3 Nr. 1 EEG ist jedes einzelne PV-Modul eine eigenständige Anlage. Der Stichtag wirkt deshalb pro Modul. Alles, was bis 31. Dezember 2026 montiert und am Wechselrichter angeschlossen ist, fällt unter das EEG 2023, auch wenn der Rest des Dachs erst im Januar folgt.

Ob ein Projekt den Stichtag noch erreicht, entscheiden vier Fragen:

Droht ein Projekt ins Jahr 2027 zu rutschen, Montage in Bauabschnitte vorziehen: lieber einen Teil der Module noch 2026 sichern als das ganze Dach unter neues Recht fallen lassen. Dokumentieren Sie Montage- und Verbindungszeitpunkt je Abschnitt mit Fotos und Protokoll, denn diesen Nachweis brauchen Sie gegenüber dem Netzbetreiber.

Vom Erneuerbare-Energien-Gesetz 2023 zum EEG 2027: Welcher Rechtsstand heute gilt

Geltendes Recht ist bis auf Weiteres das EEG 2023. Das Bundeskabinett hat den Regierungsentwurf der EEG-Novelle 2027 am 29. Juli 2026 beschlossen, der Bundestag beriet ihn am 24. September 2026 in erster Lesung, die Anhörung im Wirtschaftsausschuss folgte am 5. Oktober 2026.

Zugleich läuft die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission zum Jahresende 2026 aus, und Bundesrat wie Branchenverbände fordern substanzielle Änderungen, etwa in den Empfehlungen des Bundesverbands Erneuerbare Energie. Die finale Fassung kann also abweichen. Für Ihre Investitionsvorlage heißt das: Bestandsschutz bis Stichtag ist belastbar; Regeln danach sind Planungsannahmen.

Damit diese Einordnung auch in sechs Monaten noch belastbar ist, gehört der Rechtsstand sichtbar in jede Unterlage.

Folien-Stempel: „Rechtsstand: EEG 2023 geltend. EEG 2027 als Regierungsentwurf (Kabinettsbeschluss 29.07.2026), parlamentarisches Verfahren läuft, Änderungen möglich.“ Mit dieser Zeile auf jeder Folie bleibt Ihre Empfehlung nachvollziehbar, auch wenn sich das Gesetz noch ändert.

Keine feste Vergütung mehr: Übergangszahlung, Direktvermarktung und die 50-Prozent-Kappung

Für Neuanlagen ab 1. Januar 2027 entfällt nach dem Entwurf die feste Einspeisevergütung. Drei Mechanismen verändern die Erlösseite gleichzeitig, und alle drei treffen auch Dachanlagen auf Mehrfamilienhäusern.

Übergangszahlung und Pflicht zur Direktvermarktung

An die Stelle der Vergütung tritt eine Übergangszahlung von rechnerisch 5,2 ct/kWh (anzulegender Wert 6,2 ct abzüglich 1 ct) für höchstens 36 Monate. Die Leistungsgrenze sinkt mit dem Inbetriebnahmejahr: 2027 gilt sie für Anlagen unter 50 kW, 2028 unter 25 kW, 2029 und 2030 nur noch unter 7 kW. Danach führt der Weg in die sonstige Direktvermarktung. Anlagen unter 25 kW erhalten zusätzlich einen Bonus von 1,5 ct/kWh für bis zu 48 Monate.

Die Direktvermarktung kostet bei kleineren Anlagen meist 0,1 bis 0,4 ct/kWh variable Gebühr plus 3 bis 10 € Fixgebühr im Monat, bei größeren Anlagen eher 80 bis 250 € monatlich, dazu oft rund 200 € Einrichtung. Für typische MFH-Dächer zwischen 20 und 99 kWp liegt das Problem weniger in der Gebühr als im Zugang: Viele Vermarkter verlangen Mindestgrößen ab 25 oder 100 kWp, und der Mehrerlös gegenüber fester Vergütung liegt bei kleinen Anlagen oft nur um 0,4 ct/kWh.

Jede Kilowattstunde, die im Haus bleibt, muss dagegen gar nicht vermarktet werden, was den Eigenverbrauch wirtschaftlich deutlich attraktiver macht.

50-Prozent-Kappung auch unter 100 kW

Ja, die Kappung trifft auch kleinere MFH-Dachanlagen. Nach § 9 Absatz 2b EEG 2027 dürfen neue Gebäude-Solaranlagen dauerhaft nur noch die Hälfte ihrer installierten Leistung einspeisen, unabhängig von Smart Meter und Vermarktungsform. Die Grenze wirkt als Momentanleistung am Netzverknüpfungspunkt. Eigenverbrauch zählt nicht gegen die Kappung; Wärmepumpe, Wallbox und Speicherladung ebenfalls nicht.

Eine Modellrechnung des Solar Cluster Baden-Württemberg zeigt die Größenordnung: Bei einer volleinspeisenden 10-kW-Südanlage auf einem Einfamilienhaus fallen rund 1.758 kWh Einspeisung pro Jahr weg, rund 14 bis 15 Prozent der Einspeisemenge. Für größere MFH-Dächer ist das eine Näherung für den Fall ohne nennenswerten Eigenverbrauch. Je mehr Last mittags im Gebäude anliegt, desto weniger Spitzenleistung erreicht den Netzpunkt und desto geringer fällt der Verlust aus. Für die Auslegung heißt das: Modulfläche nach Verbrauchsprofil planen und Speicher so dimensionieren, dass sie die Mittagsspitze aufnehmen.

Keine Vergütung bei negativen Preisen

Seit dem Solarspitzengesetz entfällt die Vergütung für Neuanlagen ab der ersten Viertelstunde mit negativem Börsenpreis, bei kleineren Anlagen ab dem Jahr nach dem Smart-Meter-Einbau. Die Bundesnetzagentur zählte 2025 insgesamt 573 Stunden mit negativem Day-Ahead-Preis, ein Rekord nach 457 Stunden 2024 und 301 Stunden 2023. Das entspricht rund 6,5 Prozent des Jahres.

Weil diese Stunden auf sonnige Mittage von Mai bis Juli fallen, liegt der betroffene Anteil Ihres PV-Ertrags spürbar höher. Ausgefallene Viertelstunden werden nach Ende der Laufzeit nur zur Hälfte nachgeholt.

Diese Regel wird durch die geplante Smart-Meter-Pflicht ab mehr als 2 kW praktisch für jedes MFH-Dach relevant. Der Entwurf veranschlagt dafür rund 50 € pro Jahr für Messsystem und Steuerungstechnik. Der Messstellenbetreiber muss auf Anforderung innerhalb von vier Monaten einbauen, beauftragen Sie ihn deshalb früh.

Mieterstrom und Bestandsanlagen: Was die Novelle nicht anfasst

Der Mieterstromzuschlag soll unverändert bestehen bleiben, ausdrücklich auch für Neuanlagen unter 25 kW, die sonst keine reguläre Marktprämie mehr erhalten. Nur oberhalb von 1 MW wird er künftig anteilig für den Leistungsanteil bis 1 MW gewährt. Mieterstromprojekte, die Sie Ihrem Vorstand bereits vorgestellt haben, behalten damit ihre wirtschaftliche Grundlage. Im Vergleich zur reinen Einspeisung werden sie nach der Novelle sogar relativ attraktiver. Messkonzept und Abrechnung der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung sind ein eigenes Thema und hier bewusst ausgeklammert.

Laufende Bestandsanlagen bleiben unter der Fassung, die bei ihrer Inbetriebnahme galt. Aufpassen sollten Sie bei Erweiterungen: Weil jedes Modul eine eigene Anlage ist, fallen Module, die ab 2027 hinzukommen, unter das neue Recht, während die bestehenden ihren Vergütungsanspruch behalten. Planen Sie Erweiterungen als eigenen Business Case mit eigenen Annahmen.

Rechnen ohne Einspeisevergütung: Wie weit die Wärmepumpe den Eigenverbrauch hebt

Eine Wärmepumpe mit Pufferspeicher steigert den PV-Eigenverbrauch typischerweise um 10 bis 25 Prozentpunkte, von rund 25 bis 35 Prozent auf 40 bis 55 Prozent. Mit zusätzlichem Batteriespeicher sind 60 bis 90 Prozent erreichbar. Diese Werte stammen überwiegend aus Studien zu Einfamilienhäusern und Einzelhaushalten.

Belastbare Zahlen speziell für Mehrfamilienhaus-Portfolios gibt es bisher nicht. Nutzen Sie die Spanne deshalb als Übertragungsgröße und kalibrieren Sie sie mit den Lastgängen Ihres Gebäudes.

Das Rechenbeispiel zeigt, wie viel Strom sich verschiebt: 5.400 kWh pro Jahr wandern aus der Einspeisung in den Eigenverbrauch. Die Annahmen sind offengelegt, damit Ihr Planer eigene Werte einsetzen kann:

Der Mehrwert ergibt sich aus einer Formel: verschobene kWh mal Preisdifferenz Bezug–Einspeisung. Der Einspeiseerlös liegt nach dem Entwurf bei höchstens 5,2 ct/kWh für maximal 36 Monate und danach beim Marktwert abzüglich Vermarktungskosten.

Ob die Anlage ohne feste Vergütung trägt, hängt deshalb an zwei Zahlen aus Ihrem Haus: dem Bezugspreis für Wärmepumpen- und Allgemeinstrom und der Investition je kWp. Steht die Wärmepumpe schon im Gebäude, trägt die Rechnung deutlich eher als bei reiner Einspeisung, zumal Eigenverbrauch die 50-Prozent-Kappung entschärft.

Unterschätzter Hebel: Ein größerer Pufferspeicher, etwa 500 bis 1.000 statt 200 bis 300 Liter, verschiebt mehr Mittagsstrom in Wärme für Abend und Nacht, ohne zusätzliche Batterie-Hardware. Prüfen Sie die Puffergröße bei jedem Wärmepumpen-Projekt gemeinsam mit der PV-Auslegung.

Drei Stellschrauben bestimmen das Ergebnis: die Puffergröße, ein optionaler Batteriespeicher und die Steuerung, die entscheidet, wann die Wärmepumpe läuft. Bei der Steuerung setzt KUGU EOS, das Energie-Optimierungssystem, an. EOS denkt Wärmebedarf, Wärmepumpe, Pufferspeicher, PV, Batteriespeicher und dynamische Strompreise zusammen und plant den Heizbetrieb des Folgetages im 15-Minuten-Takt. Für die automatisierte Heizungsoptimierung garantiert KUGU eine Energieeinsparung von 12 Prozent.

Mit EOS Strompreisdynamik kommen günstige Strompreisphasen als zusätzlicher Parameter hinzu. EOS arbeitet herstellerunabhängig mit der vorhandenen Anlagentechnik. Die PV-Anlage selbst plant, liefert oder vermarktet KUGU nicht. Dafür bleiben Planer, Installateur und Direktvermarkter zuständig.

Portfolio-Priorisierung: Welche Dächer Sie jetzt vorziehen, umplanen oder zurückstellen

Priorisieren Sie nach zwei Kriterien: Erreicht das Projekt den Stichtag, und wie viel Tagesverbrauch steht im Gebäude? Gebäude mit Wärmepumpen-Bestand, Gewerbe im Erdgeschoss oder Wasch- und Trockenräumen nehmen Mittagsstrom am besten auf und federn die Kappung damit am stärksten ab.

Wo Heizungstausch und Solardach im selben Haus anstehen, gehört beides in eine Investitionsvorlage mit einer Wirtschaftlichkeitszahl statt in zwei getrennte Business Cases. Als Datenbasis dienen die Betriebsdaten der Heizungsanlage: Die KUGU Energieplattform bindet Heizungsanlagen, Regelungen und Messdaten digital an und macht sie je Gebäude auswertbar.

Zurückstellen ist kein Programmstopp. Stehen Dekarbonisierungsziele bereits im ESG-Bericht, dokumentieren Sie jede Verschiebung mit Begründung, Rechtsstand und Wiedervorlagetermin.

So bleibt nachvollziehbar, dass Sie bewusst entschieden und nichts verschlafen haben.

Die Wärmepumpe entscheidet jetzt über die PV-Wirtschaftlichkeit

Die Novelle macht aus der PV-Investition eine Entscheidung über Sektorenkopplung. Wer Wärmepumpe und Solardach weiter getrennt rechnet, unterschätzt systematisch die Wirtschaftlichkeit beider Vorhaben. Ihr nächster Schritt ist eine portfolioweite Neubewertung nach der Matrix oben, vor der nächsten Ausschusssitzung und mit Stand-Datum auf jeder Folie.

Projekte, die den Stichtag erreichen, sichern Sie jetzt ab. Alle anderen legen Sie so aus, dass sie auch ohne feste Vergütung tragen. Für den laufenden Betrieb gekoppelter Anlagen übernimmt KUGU EOS die automatisierte, bedarfsgerechte Steuerung der Heizanlage mit garantierter Einsparung von 12 Prozent. Dann hält Ihre Empfehlung, gleich in welcher Fassung das Gesetz am Ende verabschiedet wird.

Häufige Fragen zum EEG 2023 und zur Novelle 2027

Reicht die Montage 2026, wenn der Netzbetreiber den Anschluss erst 2027 freigibt?

Meistens ja. Für die Inbetriebnahme zählt der technische Zustand der Module und des Wechselrichters, die Freigabe des Netzanschlusses gehört nicht zur Definition. Halten Sie den Verbindungszeitpunkt je Bauabschnitt mit Protokoll fest, damit Sie den Stichtag später belegen können.

Kann die Übergangszahlung länger als 36 Monate laufen?

Ja, aber nur für Anlagen unter 25 kW. Für sie kann die Bundesnetzagentur die Übergangszahlung nach dem Entwurf bei Bedarf bis Ende 2032 verlängern. Größere MFH-Dächer sollten Sie ohne diese Option kalkulieren.

Gibt es Ausnahmen von der 50-Prozent-Kappung?

Ja, für Nulleinspeiseanlagen und Steckersolargeräte bis 2 kW beziehungsweise 800 VA. Für ein MFH-Dach mit sehr hohem Eigenverbrauch kann eine Nulleinspeise-Auslegung deshalb eine Option sein, sie verzichtet allerdings vollständig auf Einspeiseerlöse.

Ab wann gilt die EEG-Novelle als beschlossenes Recht?

Erst nach Verabschiedung durch den Bundestag, Befassung des Bundesrats und Verkündung im Bundesgesetzblatt. Zusätzlich braucht es die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission. Bis dahin ist der Kabinettsbeschluss vom 29. Juli 2026 eine Planungsgrundlage.

Wäre eine Abregelung nur bei negativen Preisen wirtschaftlicher als die starre Kappung?

Ja, zumindest in der Modellrechnung des Solar Cluster Baden-Württemberg: Dort brachte die Abregelung nur bei negativen Preisen rund 646 statt 545 € Jahreserlös, obwohl weniger eingespeist wurde. Die starre Grenze kappt also auch werthaltige Stunden, der Entwurf hält trotzdem an ihr fest.