Stellungnahme
Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor
EEG 2027
Langtitel, Beispiel: (Arial, 20 Pt, fett)
Referentenentwurf/ Regierungsentwurf
Gesetz zur Modernisierung der Netzentgeltstruktur
Bundesverband der Deutschen Industrie e.V.
Stand: 22 07 2026
EEG 2027 – Stellungnahme
Inhaltsverzeichnis
Allgemeine Anmerkungen..............................................................3
1. §§ 28-28d EEG: Fortführung der Ausbaupfade und Anpassung der Ausschreibungsmengen 4
2. §§ 20, 21 EEG: Direktvermarktung und Netzbetreiberabnahme....................................................................4
3. § 5 EEV: Abregelung fernsteuerbarer Anlagen......................5
4. § 9 Abs. 2b EEG: Anreizung von Speichern durch Begrenzung der Einspeisespitzen.................................................5
5. §§ 36b, 37b, 38e EEG: Höchstwerte und Degression ............6
6. §§ 21d, 21e EEG: Einführung zweiseitiger Differenzverträge7
7. §§ 29, 30, 45 MsbG: Ausweitung des Rollouts intelligenter Messsysteme...................................................................................8
8. §§ 28e, 39n, 88d EEG: Resilienzausschreibungen.................8
9. § 5 EEG: Grenzüberschreitende Kooperationsprojekte ........9 Über den BDI..................................................................................10
Impressum.....................................................................................10
EEG 2027 – Stellungnahme
Allgemeine Anmerkungen
Der BDI begrüßt, dass mit dem EEG 2027 an den ambitionierten Ausbauzielen für erneuerbare Energien (EE) festgehalten und gleichzeitig die stärkere Marktintegrationvon EE-Anlagenvorangetrieben wird.Füreineerfolgreiche Transformation des Energiesystems sind ein planbarer, kosteneffizienter und netzverträglicher EE-Ausbau sowie eine stärkere Orientierung an Markt- und SystemsignalenvonzentralerBedeutung.DiestärkereBerücksichtigungkosteneffizienter Freiflächen-PV ist dabei ausdrücklich zu begrüßen.
Aus Sicht der Industrie müssen die Maßnahmen des EEG 2027 dazu beitragen, Strompreise langfristig zu senken und die internationale Wettbewerbsfähigkeit des Standorts Deutschland zu stärken. Kosteneffizienz, Marktintegration und Systemdienlichkeit sind deshalb zentrale Leitprinzipien des EE-Zubaus.
Der BDI unterstützt deshalb die Ausweitung der Direktvermarktung, den beschleunigten Rollout intelligenter Messsysteme sowie die Einführung zweiseitiger Differenzverträge als wichtige Schritte für eine stärkere Marktintegration erneuerbarer Energien. Voraussetzung hierfür ist jedoch, dass die notwendigentechnischen undregulatorischen Rahmenbedingungen rechtzeitig geschaffen werden Gleichzeitig sollte das EEG klarstellen, dass die Eigenerzeugung grundsätzlich neben den bestehenden Vermarktungsformen möglich bleibt. Die Eigenversorgung ist ein wichtiger Baustein für die Dekarbonisierung und Wettbewerbsfähigkeit industrieller Standorte und sollte im EEG eindeutig berücksichtigt werden.
Positiv bewertet der BDI zudem Maßnahmen zur besseren Integration von erneuerbaren Energien in das Stromsystem. Mit Blick auf die Ausgestaltung von Förderinstrumenten ist jedoch darauf zu achten, dass Förderkosten begrenzt, Überförderungen vermieden und Wettbewerbsmechanismen erhalten bleiben. Anpassungen von Ausschreibungsvolumina, Höchstwerten und Fördermechanismen sollten daher regelmäßig auf ihre Erforderlichkeit und Kosteneffizienz überprüft werden.
Darüber hinaus unterstützt der BDI das Ziel, die europäische und nationale Resilienz der Wertschöpfungsketten für Erneuerbare zu stärken. Die Umsetzung entsprechenderAusschreibungensolltejedochmöglichst bürokratiearm erfolgen und bestehende Standards und Nachweisverfahren nutzen. Gleichzeitig müssen die Ausschreibungsvolumina so ausgestaltet werden, dass die europäischen Vorgaben wirksam erfüllt und bestehende Ausbaupotenziale bestmöglich gehoben werden.
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1. §§ 28-28d EEG: Fortführung der Ausbaupfade und Anpassung der Ausschreibungsmengen
Im Gesetzentwurf zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) wird an dem Ziel festgehalten, den Anteil des aus EE erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch 2030 auf 80 Prozent zu steigern. Diese Fortführung der Ausbaupfade der Erneuerbaren wird vom BDI begrüßt; EE-Anlagen sind die Grundpfeiler, auf denen das zukünftige Stromsystem in Deutschland aufbaut. Insbesondere vor dem Hintergrund des gesetzlich festgelegten Ausstiegs aus der Kohleverstromung ist ein ambitionierter und systemdienlicher EE-Zubau unausweichlich. Zugleich wird der gesetzlich verankerte Strommengenpfad nach § 4a EEG 2023 gestrichen. Dies erscheint nachvollziehbar, da eine starre gesetzliche Strommengenprojektion Scheingenauigkeit erzeugen könnte. Entscheidend ist jedoch, dass der Wegfall des Strommengenpfads nichtzugeringererTransparenzbeiderZielerreichungführt. Das80-ProzentZiel für 2030 sowie die Ausbaupfade müssen weiterhin durch ein belastbares Monitoring nach §§ 97, 98 EEG flankiert werden. Ein frühzeitiges Nachsteuern ist unabdingbar, wenn Ausbaugeschwindigkeit, Stromerzeugung oder Bruttostromverbrauch vom Zielpfad abweichen.
Die Ausschreibungsmengen für die verschiedenen Segmente, die in den §§ 28 bis 28d aufgeführt sind, lassen auf eine wachsende Bedeutung von Freiflächenanlagen schließen. Speziell wird in § 28a Abs. 2 das Ausschreibungsvolumen für Solaranlagen des ersten Segments gegenüber den Volumina des EEG 2023 deutlich erhöht. Aufgrund ihrer Kosteneffizienz, gerade auch im Vergleich mit Solaranlagen des zweiten Segments, wird eine Erhöhung des Ausschreibungsvolumen vom BDI an dieser Stelle begrüßt
2. §§ 20, 21 EEG: Direktvermarktung und Netzbetreiberabnahme
Mit der Änderung des § 20 Satz 1 Nr. 1 endet die fixe Einspeisevergütung für Neuanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 kW. Für Anlagen mit einer installierten Leistung ab 25 kW wird die Marktprämie in Kalendermonaten ausgezahlt, in denen der Strom direkt vermarktet wird.
§ 21 Abs. 1 Satz 1 ersetzt die fixe Einspeisevergütung durch eine Netzbetreiberabnahme für Strom aus Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 50 kW (Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2028) bzw. aus Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 kW (Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2029) und solchen mit einer installierten Leistung von weniger
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als 7 kW (Inbetriebnahme vor dem 1. Januar 2030). Demnach entfällt ab 2030 vollends der Zahlungsanspruch für Strom aus neuen kleinen PV-Anlagen. Betreiber von Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 kW haben gemäß § 50c bis zum Wechsel von der sonstigen Direktvermarktung in die Netzbetreiberabnahme Anspruch auf einen Bonus von 1,5 Cent pro kWh.
Die in § 20 Satz 1 Nr. 1 festgelegte faktische Verpflichtung neuer Anlagen zur Direktvermarktung wird im Grundsatz begrüßt, da sie die Grundlage für eine marktlichere Fahrweise von EE-Anlagen bildet. Gleichzeitig ist sicherzustellen, dass die für eine massengeschäftstaugliche Direktvermarktung erforderlichen technischen und regulatorischen Voraussetzungen rechtzeitig geschaffen werden. Dies umfasst u.a. die Fernauslesbarkeit und -steuerbarkeit von EE-Anlagen, eine registrierende Leistungsmessung, sowie eine Kommunikationsanbindung. Ohne diese technischen und regulatorischen Voraussetzungen würde eine Pflicht zur Direktvermarktung ins Leere laufen.
3. § 5 EEV: Abregelung fernsteuerbarer Anlagen
In § 5 Abs. 2 der Erneuerbare-Energien-Verordnung (EEV) wird geregelt, dass der Übertragungsnetzbetreiber die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung von fernsteuerbaren Anlagen in Höhe der nicht veräußerten Strommenge veranlassen darf. Dies ist in Zeiten von Stromüberschuss bzw., im Extremfall, in Zeiten negativer Strompreise der Fall. Der BDI unterstreicht an dieser Stelle die Notwendigkeit der ferngesteuerten Einspeisereduzierung im Sinne der System- und Netzstabilität. Mit steigendem Anteil von Erneuerbaren im Stromsystem steigt auch das Risiko negativer Strompreise in sog. Hellbrisen, wenn keine Anpassung der Einspeiseleistung von EE-Anlagen vorgenommen wird. Vor diesem Hintergrund ist eine gezielte Abregelung durch die Übertragungsnetzbetreiber zunehmend unumgänglich.
4. § 9 Abs. 2b EEG: Anreizung von Speichern durch Begrenzung der Einspeisespitzen
Speicherspielen eine wesentlicheRolleim StromsystemderZukunft. Besonders die Co-Location, also eine gemeinsame Errichtung von EE-Anlage (oft PV) und Speicher, sollte aus BDI-Sicht zum Standard werden. Speicher können maßgeblich dazu beitragen, volatile Einspeisung zu verschieben, Erzeugungsspitzen zu glätten und das Stromsystem dadurch flexibler und stabiler zu machen. Insofernist es begrüßenswert,dass derBauvon systemdienlichen Speichern neben EE-Anlagen zukünftig stärker angereizt werden soll. Dieser
Anreiz wird durch eine Kappung der Einspeisespitzen von kleineren Solaranlagen des zweiten Segments auf 50 Prozent ihrer installierten Leistung gegeben (§ 9 Abs. 2b). Hierdurch sollen Speicher wirtschaftlich attraktiver gestellt werden, was eine Verschiebung von Mittagsspitzen und eine effizientere Nutzung der Netze ermöglicht. Wichtig anzumerken ist hierbei, dass der Eigenverbrauch auch oberhalb der 50 Prozent der installierten Leistung möglich ist, also nur die Einspeisung ins öffentliche Netz eingeschränkt wird.
Problematisch ist jedoch, dass die 50-Prozent-Begrenzung dauerhaft am Netzverknüpfungspunkt gilt und damit potenziell auch die Einspeisung von Speichern erfasst, die gemeinsam mit einer Solaranlage des zweiten Segments betrieben werden. Hierdurch würden gerade jene Flexibilitäten eingeschränkt, diedurchdie Regelung eigentlich angereiztwerden sollen.Essollte daher klargestellt werden, dass sich die 50-Prozent-Begrenzung ausschließlich auf die unmittelbare Einspeisung der Solaranlage bezieht und die spätere EinspeisungzuvorgespeicherterStrommengennichtbeschränkt.Andernfalls würden Flexibilitätspotenziale pauschal begrenzt und die netz- und marktdienliche Vermarktung gespeicherter Strommengen erschwert.
5. §§ 36b, 37b, 38e EEG: Höchstwerte und Degression
Der Höchstwert für Strom aus Windenergieanlagen an Land wird gemäß § 36b von 5,88 ct/kWh (EEG 2023) auf 7,1 ct/kWh (EEG 2027) angehoben. Dieser verringert sich ab dem 1. Januar 2028 um 2 Prozent pro Kalenderjahr gegenüber dem im jeweils vorangegangen Kalenderjahr geltenden Höchstwert. Für Solaranlagen des ersten Segments wird gemäß § 37b ein dynamischer Höchstwert fortgeführt; auch die Obergrenze von 5,9 ct/kWh bleibt bestehen. Der Höchstwert für Solaranlagen des zweiten Segments wird in § 38e von 9 ct/kWh (EEG 2023) auf 9,9 ct/kWh (EEG 2027) angehoben. Dieser verringert sich ab dem 1. Januar 2028 um 1 Prozent pro Kalenderjahr gegenüber dem im jeweils vorangegangenen Kalenderjahr geltenden Höchstwert.
Die Erhöhung der Höchstwerte für Strom aus Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen des zweiten Segments schafft mehr Spielraum für höhere Gebote. So soll verhindert werden, dass Ausschreibungen unterzeichnet bleiben; die Realisierungschance von Projekten wird verbessert. Der BDI weist allerdings darauf hin, dass Förderkostenerhöhungen möglich sind, wenn die bezuschlagten Gebote entsprechend höher ausfallen. Aus Sicht der industriellen Stromverbraucher ist daher entscheidend, dass die Höchstwerte regelmäßig auf ihre Erforderlichkeit überprüft werden und ausreichend Wettbewerbin den Ausschreibungengewährleistet bleibt, um Überförderungzuver-
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meiden. Entscheidend ist, dass die stärkere Mengenpriorisierung kosteneffizienter Freiflächen-PV tatsächlich zu einer Dämpfung der System- und Förderkosten beiträgt.
Die bereits im EEG 2023 vorgesehene und im EEG 2027 fortgeführte Degression wird begrüßt, da sie die Weitergabe technologischer Fortschritte sicherstellt. Genau dies war der Grundgedanke des ursprünglichen EEGs.
6. §§ 21d, 21e EEG: Einführung zweiseitiger Differenzverträge
Bei einem technologiespezifischen Jahresmarktwert, der über dem für eine Anlage im jeweiligen Kalenderjahr geltenden anzulegenden Wert liegt, sind Betreiber von Anlagen mit einer installierten Leistung ab 100 kW für den in der Anlage erzeugten Strom gemäß § 21d Abs. 1 zur Zahlung eines Refinanzierungsbeitrags gegenüber dem Netzbetreiber verpflichtet. Damit wird die europarechtlich geforderte Einführung zweiseitiger Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) umgesetzt. Ausgenommen von der Zahlung des Refinanzierungsbeitrags sind gemäß § 21d Abs. 2 Strommengen aus Biomasseanlagen Der Refinanzierungsbeitrag ist „für jede Kilowattstunde des in einem solchen Kalenderjahr in der Anlage erzeugten und in das Netz eingespeisten Stroms“ zu zahlen (§ 21d Abs. 1 Satz 1); es wird demnach ein produktionsabhängiger CfD-Mechanismus eingeführt. Ein Ausstieg aus der Förderung und der Abschöpfung ist nach § 21e einmalig bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme einer Anlage möglich.
Aus Sicht des BDI ist eine Anpassung der EEG-Förderlogik hin zu zweiseitigen Differenzverträgen nachvollziehbar und zahlt auf das Ziel ein, EE-Anlagen stärker in den Markt zu integrieren. Der Refinanzierungsbeitrag stellt aus Industrie-Sicht einen plausiblen Gegenwert zur Absicherung bei niedrigen Strompreisen dar und ermöglicht somit eine faire Förderung. Investitionen in EE-Anlagen können so weiterhin abgesichert werden, währendMarkterlöse über einem bestimmten Korridor an den Staat zurückfließen. Positiv wird zudem bewertet, dass ein mehrmaliger Ein-/Ausstieg in oder aus der Förderung unzulässig ist; andernfalls bestünde das Risiko strategischer Mitnahmeeffekte, indem Anlagenbetreiber in Phasen niedriger Marktpreise die Absicherungdurchdas Fördersystemnutzen,sichinHochpreisphasenjedoch den korrespondierenden Rückzahlungs- bzw. Abschöpfungspflichten entziehen.
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Eine fortlaufende Evaluierung zu Wechselwirkungen mit nachgelagerten Märkten und etwaige gesetzliche Anpassungen nach § 99a erscheinen sachgerecht.
7. §§ 29, 30, 45 MsbG: Ausweitung des Rollouts intelligenter Messsysteme
DieSchwelle,ab derintelligenteMesssystemekünftig bei Anlagenbetreibern einzubauen sind, wird in § 29 Abs. 1 Nr. 2 Buchstabe b MsbG von 7 kW auf 2 kW gesenkt. Dasselbe gilt für § 30 Abs. 1 Nr. 4 MsbG. Zudem werden Rollout-Quoten künftig stärker auf die Anzahl der auszustattenden Messstellen statt auf die installierte Leistung abstellen (§ 45 Abs. 1 MsbG).
Besonders im Hinblick auf die eingeführte erweiterte Direktvermarktung wird die Anpassung des MsbG ausdrücklich unterstützt. Eine beschleunigte Digitalisierung ist für die Regelbarkeit und damit Marktfähigkeit von Anlagen unabdingbar.
8. §§ 28e, 39n, 88d EEG: Resilienzausschreibungen
In § 28e werden die Ausschreibungsvolumen und Gebotstermine für Resilienzausschreibungenaufgeführt; diesewerdenin §39nweitergeregelt. Nichtpreisliche Kriterien und die Einzelheiten werden in einer Rechtsverordnung nach § 88d näher bestimmt. Das BMWE plant, Resilienzausschreibungen für Windenergieanlagen an Land sowie für Solaranlagen des ersten Segments durchzuführen; damit setzt der Gesetzgeber Artikel 26 des Net-Zero Industry Acts (NZIA) in deutsches Recht um.
Im Hinblick auf die erforderten Kriterien des NZIA der Europäischen Kommission unterstreicht der BDI im Sinne des Bürokratieabbaus die Notwendigkeit, zur Erfüllung der Kriterien, wenn möglich, existierende Standards und Prüfverfahren zu nutzen.
Kritisch sieht der BDI die geplanten Ausschreibungsvolumina gemäß § 28e; vorbehaltlich einer abweichenden Bestimmung in einer Verordnung nach § 88d betragen diese in den Jahren 2027 bis 2029 jeweils 3 500 MW für Windenergieanlagen an Land und 500 MW für Solaranlagen des ersten Segments. Gemäß Artikel 26 Abs. 7 NZIA gelten die Ausschreibungsvorgaben für mindestens 30 Prozent des jährlichen Auktionsvolumens oder alternativ für mindestens 6 GW pro Jahr. Diese Anforderung wird im vorliegenden Gesetzentwurf des EEG nicht erfüllt. Die Ausschreibungsmengen, speziell für Solar-
anlagen des ersten Segments, sollten aus diesem Grund nochmals auf die erforderliche Höhe überprüft werden.
9. § 5 EEG: Grenzüberschreitende Kooperationsprojekte
§ 5 Abs. 2 Satz 3 ermöglicht grenzüberschreitende Ausschreibungen; diese können z.B. „unter finanzieller Beteiligung der Bundesrepublik Deutschland durch einen oder mehrere der in Satz 1 genannten anderen Staaten durchgeführt werden“ (§ 5 Abs. 2 Satz 3 Nr. 2). In der Begründung wird das geplante deutsch-dänische Offshore-Projekt Bornholm Energy Island als Beispiel genannt. Es besteht eine Limitierung von 20 Prozent der jährlich zu installierenden Leistung, bis zu der Gebote für Anlagen in anderen Staaten bezuschlagt werden können.
Dies schafft eine flexiblere Grundlage für gemeinsame Projekte, insbesondere im Offshore-Bereich. Die Erweiterung ist grundsätzlich positiv zu bewerten, sofern grenzüberschreitende Projekte kosteneffizient zur Versorgungssicherheit beitragen. Gleichzeitig sollte sichergestellt werden, dass finanzielleBeteiligungen Deutschlandstransparent undsystemkostenorientiert ausgestaltet werden.
Über den BDI
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