EEG 2027-Novelle und Netzanschlusspaket setzen Energiegenossenschaften unter Druck

Die Energiewende in Deutschland lebt von der aktiven Beteiligung der Bürgerinnen und Bürger. Einen wesentlichen Beitrag hierzu leisten die rund 1.000 Energiegenossenschaften, in denen sich mehr als 220.000 Menschen zusammengeschlossen haben, um den Ausbau erneuerbarer Energien vor Ort voranzutreiben. Gemeinsam mit regionalen Banken mobilisieren sie privates Kapital für Wind-, Solar-, Biomasse- und Wärmeprojekte und sorgen gleichzeitig für Akzeptanz, demokratische Teilhabe und regionale Wertschöpfung. Mit der EEG-Novelle 2027 und Netzanschlusspaket drohen aktuell einige Gesetzesänderungen, die die Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien erschweren und die Vielfalt der Akteure im Strommarkt schwächen.

Vor diesem Hintergrund blickt die Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften mit großer Sorge auf die von der Bundesregierung vorgelegten Reformen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG 2027/EEG-E) sowie des Energiewirtschaftsgesetzes („Netzanschlusspaket“/EnWG-E). Zahlreiche Regelungen drohen die Investitionsbedingungen erheblich zu verschlechtern und den Ausbau erneuerbarer Energien zu bremsen. Statt zusätzlicher Hürden braucht es verlässliche, investitionsfreundliche Rahmenbedingungen, um das Potenzial der Energiegenossenschaften weiterhin nutzen zu können.

Im Folgenden werden die wichtigsten Regelungen der beiden Vorhaben und ihre Auswirkungen auf Energiegenossenschaften zusammengefasst.

Mehr Unsicherheit für Investitionen

Der Kabinettsentwurf des EEG 2027 sieht eine Reihe neuer Regelungen vor, die zwar auf eine stärkere Marktintegration und Systemsteuerung abzielen, zugleich aber die wirtschaftlichen Grundlagen vieler Projekte schwächen könnten. Viele der neuen Regelungen gefährden die Investitionssicherheit. Es beginnt bereits bei der grundlegenden europarechtlichen Genehmigung des EEG, die Ende 2026 ausläuft. Da die Europäische Kommission die Einführung von Differenzverträgen (CfD) als Voraussetzung für eine Neugenehmigung betrachtet, muss dieser Rahmen zeitnah verabschiedet werden, um einen Förderstopp für neue EE-Projekte ab 2027 zu verhindern. Gleichzeitig drohen die in § 21d EEG-E vorgesehenen CfD-Regelungen mit unmittelbarer Erlösabschöpfung, fehlendem Marktwertkorridor und einer Absenkung der Anwendungsgrenze auf 100 Kilowatt (kW) insbesondere innovative Projekte, Energiegenossenschaften und kleine und mittelständische Unternehmen (KMU) unverhältnismäßig zu belasten.

Beim Ausbau der Windenergie und der Photovoltaik bestehen weitere erhebliche Risiken. Die geplante Regionalisierung des Referenzertragsmodells in § 36h EEG-E könnte die Wirtschaftlichkeit zahlreicher Windprojekte außerhalb Süddeutschlands beeinträchtigen und Standorte mit genehmigungsbedingten Ertragsbeschränkungen zusätzlich benachteiligen. Zugleich ist der in § 37b EEG-E vorgesehene Höchstwert für PV-Freiflächenanlagen angesichts neuer Belastungen wie CfD, Redispatch-Vorgaben und weiterer Kostenrisiken zu niedrig angesetzt. Hinzu kommt die geplante stärkere Ausrichtung der erneuerbaren Energien auf Marktmechanismen. Die vorgesehene Abschaffung der festen Einspeisevergütung (§ 19 Abs. 1 Nr. 2 EEG-E) und der faktische Direktvermarktungszwang (§ 21 Abs. 1 EEG-E) kommen insbesondere für kleinere Photovoltaikprojekte zu früh und könnten deren bisherige Kalkulationsgrundlage erheblich schwächen. Wirtschaftliche Vermarktungsstrukturen und die notwendige digitale Infrastruktur stehen vielerorts noch nicht in ausreichendem Umfang zur Verfügung. Dadurch besteht die Gefahr, dass insbesondere kleinere und regionale Akteure zurückhaltender agieren.

Steigende Gefahr für Akteursvielfalt

Einschnitte wird es auch durch die Rahmenbedingungen für regionale Beteiligungsmodelle geben. Bestehende Regelungen für Bürgerenergiegesellschaften (§§ 3 Nr. 15, 22, 22b EEG) werden nicht ausreichend an aktuelle technische und wirtschaftliche Entwicklungen angepasst. Gleichzeitig drohen mit der Abschaffung der festen Einspeisevergütung (§ 19 Abs. 1 Nr. 2 EEG-E), dem faktischen Direktvermarktungszwang (§ 21 Abs. 1 EEG-E) sowie dem Wegfall des Volleinspeisebonus und der Vereinheitlichung der Vergütungssätze (§ 48 EEG-E) erhebliche wirtschaftliche Nachteile für Bürgerenergieprojekte, Mieterstrommodelle und gewerbliche Dachanlagen. Da für kleine Strommengen vielfach noch keine tragfähigen Vermarktungsstrukturen bestehen, verlieren insbesondere lokale Akteure wichtige Kalkulationsgrundlagen. Hinzu kommt, dass notwendige Verbesserungen bei den Bürgerenergieregelungen ausbleiben und wichtige Instrumente wie der Bürgerenergiebericht (§ 99b EEG-E) gestrichen werden sollen. Dies könnte die Umsetzung regional verankerter Energieprojekte erschweren und die Beteiligung lokaler Akteure schwächen.

Eine weitere Herausforderung betrifft die Rolle steuerbarer erneuerbarer Energien. Biomasseanlagen leisten einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit und stellen vielerorts eine zentrale Wärmequelle für genossenschaftlich organisierte Nahwärmenetze dar. Der vorgesehene Förderrahmen reicht jedoch nicht aus, um notwendige Investitionen in Modernisierung und Flexibilisierung dauerhaft anzureizen. Zusätzliche Risiken ergeben sich für den Solarausbau auf gewerblichen Gebäuden. Die geplante Verringerung des Ausschreibungsvolumens für Gewerbedachanlagen von 2.300 auf 1.500 MW (§ 28b EEG-E) sowie die Verlagerung nicht bezuschlagter Mengen in das Freiflächensegment (§ 28a Abs. 3 Nr. 1 lit. b EEG-E) könnten die Dynamik in einem wichtigen Ausbaubereich deutlich bremsen. Dadurch droht das politische Ziel eines starken Zubaus von Solaranlagen auf und an Gebäuden in den Hintergrund zu geraten.

Weniger Anreize für den Ausbau

Die geplante Neuausrichtung der Photovoltaikförderung birgt erhebliche Risiken für das Erreichen der Ausbauziele. Neben der geplanten Verringerung des Ausschreibungsvolumens für Gewerbedachanlagen könnten weitere vorgesehene Änderungen dazu führen, dass Dachflächen künftig nicht mehr vollständig für die Stromerzeugung genutzt werden. Mit der Streichung des Strommengenpfads in § 4a EEG würde ein wichtiger Indikator entfallen, um den tatsächlichen Fortschritt der Energiewende anhand der erzeugten Strommenge zu messen. Letztlich würde der Beitrag zur Stromversorgung durch eine bewährte Technologie unnötigerweise reduziert.

Auch die vorgesehenen Änderungen bei Ausschreibungen und Vergütungssystemen werden dazu führen, dass trotz ambitionierter Ausbauziele künftig weniger wirtschaftlich tragfähige Projekte realisiert werden können. Besonders betroffen wären Dachanlagen, innovative Solarkonzepte sowie Projekte, die aufgrund höherer technischer Anforderungen überdurchschnittliche Investitionskosten aufweisen. Die geplante Abschaffung des eigenständigen Ausschreibungssegments für besondere Solaranlagen (§ 37d EEG 2023) und die Kürzung von Förderzuschlägen könnten den Markthochlauf von flächeneffizienten Technologien wie Agri-Photovoltaik oder Floating-PV erheblich bremsen. Zudem erschweren regulatorische Unsicherheiten, etwa bei Kundenanlagen nach dem BGH-Urteil von 2025 und die bislang fehlende dauerhafte Absicherung dezentraler Stromliefermodelle, wichtige Investitionen in Mieterstrom- und Quartierslösungen. Gleichzeitig wird eine effizientere Steuerung am Netzverknüpfungspunkt statt an der Erzeugungsanlage bislang nicht ausreichend berücksichtigt, obwohl dadurch lokale Nutzung, Speicherung und Sektorkopplung von erneuerbarem Strom erleichtert werden könnten.

Neue Hürden beim Anschluss erneuerbarer Energien

Neben der EEG-Novelle sorgt auch das sogenannte Netzanschlusspaket für erhebliche Vorbehalte. Zwar ist das Ziel richtig, Netzanschlüsse zu beschleunigen und die Integration erneuerbarer Energien zu verbessern. Die vorgesehene Ausgestaltung wird dieses Ziel aber nicht erreichen.

Stattdessen würden wirtschaftliche Belastungen für neue Projekte entstehen. So könnten der Redispatch-Vorbehalt (§§ 13a Abs. 6, 14 Abs. 1d EnWG-E sowie § 8 Abs. 4, Abs. 6 EEG-E), die geplante pauschale Wirkleistungsbegrenzung (§ 8 Abs. 1 EEG-E) und mögliche Baukostenzuschüsse (§ 17 EEG-E), Risiken und Kosten des Netzausbaus zunehmend auf Anlagenbetreiber verlagern. Für regional verankerte Energiegenossenschaften, die ihre Projekte nicht beliebig in andere Regionen verlagern können, würde dies die Planbarkeit erheblich erschweren. Die Änderungen könnten zu verringerten Erträgen durch neue Steuerungs- und Begrenzungsmechanismen führen. Dadurch besteht die Gefahr, dass Energiegenossenschaften gleichzeitig mit höheren Kosten, steigenden Risiken und geringeren Erträgen konfrontiert werden.

Durch die neuen Regelungen droht außerdem eine Zersplitterung der Netzanschlussverfahren. Statt einheitlicher und transparenter Prozesse könnten durch weitreichende Ermessensspielräume der Netzbetreiber unterschiedliche Vorgaben, Priorisierungskriterien und Reservierungssysteme entstehen. Für Projektierer und Energiegenossenschaften würde dies zusätzlichen bürokratischen Aufwand bedeuten und die Planungssicherheit reduzieren.

Lokale Stromnutzungsmodelle wie Energy Sharing (§ 42c EnWG) benötigen einfachere und wirtschaftlich tragfähige Rahmenbedingungen, damit sie einen spürbaren Beitrag zur Energiewende leisten können. Für solche Modelle werden die bestehenden komplizierten Regelungen jedoch nicht verbessert. Beispielweise sollen Anlagen weiterhin an der Erzeugung statt am Netzverknüpfungspunkt gesteuert werden, obwohl dadurch lokal genutzter oder gespeicherter Strom unnötig abgeregelt wird. Nur bei Verbesserung dieser Regelungen könnte lokal erzeugter Strom verstärkt vor Ort genutzt und die Akzeptanz für den Ausbau erneuerbarer Energien weiter gesteigert werden.

Fazit

Die geplanten Novellen von EEG und EnWG führen zu zusätzlichen Kosten, Risiken und Unsicherheiten für Investitionen in erneuerbare Energien. Für Energiegenossenschaften und andere kleine sowie mittlere Marktakteure werden dadurch viele Projekte wirtschaftlich schwerer kalkulierbar oder sogar nicht mehr umsetzbar.

Die Bundesgeschäftsstelle Energiegenossenschaften wird sich daher weiterhin für verlässliche Investitionsbedingungen, transparente Verfahren und langfristige Planungssicherheit einsetzen. Nur so werden die Investitionen der Energiegenossenschaften vor Unsicherheiten geschützt und bleiben Akteursvielfalt und Anreize für den Ausbau erhalten.