Neue Photovoltaik-Anlagen auf Hausdächern sollen ab 2027 dauerhaft nur noch die Hälfte ihrer installierten Leistung ins Netz einspeisen dürfen – so sieht es der Entwurf zum EEG 2027 vor, den das Bundeskabinett am 29. Juli 2026 beschlossen hat. Seitdem geht die Sorge um, die geplante 50-Prozent-Regel koste neue Anlagen die Hälfte ihres Ertrags. Das ist ein Missverständnis: Begrenzt wird die Leistung am Netzanschluss, nicht die erzeugte Strommenge.
Wie groß die Verluste tatsächlich ausfallen, hängt von Anlagengröße, Dach, Eigenverbrauch und vor allem vom Speicherbetrieb ab. Wir ordnen die Simulationsergebnisse der HTW Berlin ein, rechnen an vereinfachten Beispielen nach, was sich in Kilowattstunden und Euro ergibt, und zeigen, was das für die Planung bedeutet. Wichtig vorab: Es handelt sich um einen Gesetzentwurf – Bundestag und Bundesrat haben noch nicht entschieden (Stand: 17. August 2026).
Was der Kabinettsentwurf vorsieht – und was heute schon gilt
Der Entwurf fügt in § 9 EEG einen neuen Absatz 2b ein: Neue Solaranlagen auf Gebäuden mit weniger als 100 Kilowatt, die Strom ins Netz einspeisen, müssen ihre Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt dauerhaft auf höchstens 50 Prozent der installierten Leistung begrenzen – unabhängig davon, ob ein intelligentes Messsystem eingebaut ist und wie der Strom vermarktet wird. Ausgenommen sind Steckersolargeräte bis 2 Kilowatt mit höchstens 800 Voltampere Wechselrichterleistung; Nulleinspeiseanlagen sind nicht betroffen, weil sie nichts einspeisen. Mehrere Anlagen desselben Betreibers am selben Standort, die gleichzeitig in Betrieb genommen werden, zählen für die Grenze als eine Anlage. Gelten soll die Regel nur für Anlagen, die ab dem 1. Januar 2027 in Betrieb genommen werden; für alle bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb genommenen Anlagen soll das bisherige Recht fortgelten. Das erklärte Ziel laut Gesetzesbegründung: Speicher sollen die Mittagsspitze aufnehmen und den Strom abends abgeben.
Neu ist das Prinzip nicht. Von 2012 bis Ende 2022 galt für kleine Anlagen die 70-Prozent-Regel. Seit dem Solarspitzengesetz vom Februar 2025 müssen neue Anlagen unter 100 Kilowatt, die die feste Einspeisevergütung oder den Mieterstromzuschlag erhalten, ihre Einspeisung zunächst auf 60 Prozent begrenzen – allerdings nur so lange, bis Smart Meter und Steuerbox eingebaut sind und der Netzbetreiber die Ansteuerbarkeit erfolgreich getestet hat; Anlagen ab 25 Kilowatt müssen bis dahin zusätzlich fernsteuerbar sein. Anlagen in der Direktvermarktung sind von der 60-Prozent-Grenze ausgenommen, sofern sie keinen Mieterstromzuschlag beanspruchen. Die geplante 50-Prozent-Grenze ist niedriger, gilt dauerhaft und für alle Dachanlagen unter 100 Kilowatt, auch in der Direktvermarktung.
Umstritten ist die geplante Grenze dennoch. Zustimmung kommt aus der Netzwirtschaft: Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) unterstützt eine stärkere Begrenzung der Wirkleistungseinspeisung neuer Dach-Photovoltaikanlagen, weil sie Netzausbau spare, Speicher anreize und Solarstrom in wertvollere Stunden verschiebe. Die HTW Berlin hatte eine dauerhafte 50-Prozent-Grenze bereits im Frühjahr 2025 vorgeschlagen – allerdings ausdrücklich als Alternative zur Nullvergütung bei negativen Preisen; der Kabinettsentwurf kombiniert beide Instrumente. Kritiker wie das Solar Cluster Baden-Württemberg halten eine dauerhaft starre Kappung für zu pauschal: Sie greife auch in Stunden mit positiven Börsenpreisen und hoher Nachfrage; zielgenauer sei eine Steuerung, die sich am Preis und an der Netzsituation orientiert.
Einspeiseleistung ist nicht Strommenge
Die Regel begrenzt Kilowatt, nicht Kilowattstunden. Eine 10-kWp-Anlage dürfte höchstens 5 kW einspeisen – ihre volle Leistung erreicht sie aber ohnehin nur an klaren Tagen um die Mittagszeit, vor allem im Sommerhalbjahr. Morgens, abends, bei Bewölkung und im Winter bleibt sie meist deutlich unter der Hälfte. Gekappt wird also nur die Spitze der Erzeugungskurve an sonnigen Tagen, und auch das nur für den Teil, der nicht gleichzeitig im Haus verbraucht oder in eine Batterie geladen wird.
Schon für die heutige 60-Prozent-Grenze hat die HTW Berlin nach Angaben des Bundesverbands Solarwirtschaft Verluste von nur 1,1 Prozent (Ost-West-Ausrichtung) bis 9,0 Prozent (Süd) berechnet – bei Volleinspeisung ohne Speicher. Bei 50 Prozent steigen die Verluste an; in den HTW-Modellrechnungen liegen sie je nach Betriebsweise zwischen rund einem und 16 Prozent des Jahresertrags.
Beispiel 10 kWp: zwischen 16 und 1 Prozent – je nach Betrieb
Dr. Johannes Weniger von der Forschungsgruppe Solarspeichersysteme der HTW Berlin hat eine 50-Prozent-Grenze für ein modelliertes Einfamilienhaus simuliert: Süddach, 10-kWp-Anlage, 10-kWh-Speicher, 5.031 kWh Jahresverbrauch. Bei reiner Volleinspeisung gehen 16 Prozent des Ertrags verloren, bei Eigenverbrauch ohne Speicher 12 Prozent, mit einem Speicher, der Prognosen nutzt und gezielt mittags lädt, 5 Prozent – und rund 1 Prozent, wenn die Batterie nachts zusätzlich ins Netz entladen darf, damit sie am nächsten Mittag wieder Platz hat. Der niedrigste Wert setzt also eine besondere Betriebsweise voraus, die nicht jeder Heimspeicher heute beherrscht.
In Euro ist das überschaubar: Bei einem angenommenen Jahresertrag von 1.000 kWh je kWp – also 10.000 kWh – und der im Entwurf zunächst vorgesehenen Übergangszahlung von 5,2 ct/kWh (6,2 ct anzulegender Wert minus 1 ct) entsprechen 16 Prozent Abregelung rund 83 Euro entgangener Zahlung pro Jahr, 5 Prozent rund 26 Euro. Das ist eine vereinfachte Erlösrechnung, keine Wirtschaftlichkeitsrechnung: Die Übergangszahlung soll für die einzelne Anlage höchstens 36 Monate laufen und 2027 nur Anlagen unter 50 kW offenstehen; der Satz für neu in Betrieb genommene Anlagen soll ab August 2027 halbjährlich um ein Prozent sinken. Danach ist der eingespeiste Strom nach dem Entwurf grundsätzlich direkt zu vermarkten, sofern er nicht unentgeltlich abgegeben wird; Anlagen unter 25 kW sollen dafür in der sonstigen Direktvermarktung einen Bonus von 1,5 ct/kWh für höchstens 48 Monate erhalten. Zum Vergleich: Für eine spätestens am 31. Dezember 2026 in Betrieb genommene Anlage gilt die geplante 50-Prozent-Grenze nicht, und die feste Einspeisevergütung bleibt wählbar – für Inbetriebnahmen vom 1. August bis 31. Dezember 2026 laut Bundesnetzagentur bis 10 kWp 7,70 ct/kWh bei Überschuss- und 12,22 ct/kWh bei Volleinspeisung.
Die gekappten Spitzen fallen zudem häufig in solarreiche Mittagsstunden, in denen die Börsenpreise niedrig oder negativ sind – 2024 entfielen laut HTW 18 Prozent des Ertrags einer Südanlage auf Zeiten mit negativen Preisen, in denen bei neuen Anlagen der gesetzliche Zahlungsanspruch nach § 51 EEG ohnehin auf null sinkt – je nach Vermarktungsform sofort oder ab dem Jahr nach Einbau des Smart Meters. Diese 18 Prozent beziehen sich allerdings auf die gesamte Erzeugung in negativen Preisphasen, nicht auf den abgeregelten Anteil; und weil die Grenze starr ist, greift sie auch dann, wenn der Preis positiv ist und der Strom im Netz gebraucht würde.
Größe, Dach und Speicherbetrieb: wovon die Verluste abhängen
Entscheidend ist das Verhältnis von PV-Leistung zum Jahresstromverbrauch. Das zeigt die HTW-Studie „Intelligent speichern statt abregeln“ von 2016, die eine 50-Prozent-Einspeisebegrenzung für die Lastprofile von 74 Haushalten (im Mittel 4.700 kWh Verbrauch) durchgerechnet hat: 5 kWp mit 5 kWh Speicher verlieren bei einfacher, eigenverbrauchsoptimierter Ladung im Mittel 8,1 Prozent, mit prognosebasierter Ladung 2,0 Prozent; 10 kWp mit 10 kWh 11,0 beziehungsweise 5,0 Prozent, mit nur 5 kWh Speicher 11,4 beziehungsweise 6,4 Prozent. Die 11 Prozent hier und die 12 Prozent aus dem Beispiel oben sind nicht unmittelbar vergleichbar: Hier handelt es sich um Mittelwerte über 74 Lastprofile mit früh geladenem Speicher aus der Studie von 2016, oben um ein gesondertes Einzelbeispiel ohne Speicher. Für 15 kWp nennt die Studie keinen direkten Wert; überträgt man ihr verbrauchsnormiertes Diagramm (2,5 kWp je 1.000 kWh, also etwa 15 kWp bei 6.000 kWh Verbrauch mit Wärmepumpe oder E-Auto), ergeben sich rund 12 beziehungsweise 6 Prozent bei gleich großem Speicher.
Die Studie ist zehn Jahre alt, ihre Aussage aber nicht überholt: An der Physik der Mittagsspitze hat sich nichts geändert, und die HTW kommt 2025 mit demselben Ansatz für das 10-kWp-Beispiel auf dieselben 5 Prozent bei prognosebasierter Ladung. Neu ist vor allem, dass prognosebasiertes Laden heute in marktgängigen Speichern verfügbar ist – und dass Haushalte mit Wärmepumpe oder E-Auto mehr Strom verbrauchen; wie stark das die Verluste senkt, hängt davon ab, wie viel davon in die Mittagsstunden fällt.
Auch das Dach spielt mit: Süddächer erzeugen die höchsten Mittagsspitzen. Bei Südausrichtung und 35 Grad Neigung gehen mit einfach geladenem Speicher im Mittel 7,5 Prozent verloren (je nach Haushalt 5,6 bis 9,8 Prozent), bei reiner Ostausrichtung 3,9 Prozent. Das Maximum liegt laut Studie bei rund 45 Grad Neigung; flach belegte Flachdächer und Ost-West-Belegungen mit ihrem breiteren Tagesprofil liegen darunter – für Ost-West unter einer 50-Prozent-Grenze nennt die HTW keinen eigenen Wert, für die 60-Prozent-Grenze waren es 1,1 statt 9,0 Prozent. Mit prognosebasierter Speicherladung schrumpfen die Verluste bei allen Ausrichtungen auf rund 1 Prozent.
Der Speicher hilft also nur, wenn er mittags noch Platz hat. KIT und HTW Berlin berichteten im Februar 2025, dass der Großteil der damals mehr als 1,7 Millionen in Deutschland installierten Batteriespeicher frühmorgens lädt, sobald der erste Überschuss anfällt – an sonnigen Tagen ist er dann vor Mittag voll. Laut HTW senkt ein so betriebener Speicher die Verluste gegenüber „ohne Speicher“ nur von 8,9 auf 7,5 Prozent, ein prognosebasiertes Energiemanagement dagegen auf 1,6 Prozent. Dass das technisch funktioniert, zeigte ein zehntägiger Sommertest des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) und der HTW Berlin im Juni 2024: Sechs Heimspeichersysteme wurden auf Prüfständen des KIT unter identischen Bedingungen dem Erzeugungsprofil einer 8-kW-Anlage aus Echtzeitmesswerten ausgesetzt, die Netzeinspeisung war auf 50 Prozent begrenzt. Je nach Gerät sanken die Abregelungsverluste im Testzeitraum um 2 bis 10 Prozentpunkte – auf ein ganzes Betriebsjahr lassen sich diese Werte laut den Forschern aber nicht hochrechnen. Voraussetzung ist in jedem Fall genug freie Kapazität: In den HTW-Simulationen wirkte Prognose-Laden bei einer Größenordnung von etwa 1 kWh Speicher je kWp deutlich, bei einem Fünftel davon kaum. Welche Systeme im Test überzeugten, zeigt unsere Übersicht zur Stromspeicher-Inspektion.
Wärmepumpe, Wallbox, Energiemanagement – und warum eine größere Anlage trotzdem passen kann
Alles, was mittags Strom im Haus verbraucht, senkt die Einspeisespitze: Je höher der Direktverbrauch, desto geringer die Abregelung, so die HTW-Studie. Verschiebbare Lasten, die Nutzung von Überschüssen für Warmwasser und der Betrieb einer Wärmepumpe reduzieren die Verluste zusätzlich – aber weniger wirksam als das prognosebasierte Laden, weil eine Wärmepumpe im Hochsommer für die Raumheizung kaum Strom benötigt und ein E-Auto nur hilft, wenn es mittags zu Hause steht oder das Laden gezielt in sonnige Stunden verschoben wird. Am meisten holt ein Energiemanagementsystem heraus, das Speicher, Wärmepumpe und Wallbox nach Prognosen koordiniert. Für die reine Steuerung im Haus braucht es dafür kein intelligentes Messsystem; dynamische Stromtarife setzen es voraus, und für die Direktvermarktung wird der Smart Meter für Messung und Fernsteuerung in der Praxis regelmäßig benötigt. Anlagen mit mehr als 7 kW gehören schon heute zum Pflicht-Rollout, eingebaut wird nach den gesetzlichen Rollout-Fristen; der Entwurf will die Schwelle auf mehr als 2 kW senken.
Gegen eine größere Anlage spricht die Regel nicht: Die Grenze wächst mit – 5 kWp dürfen 2,5 kW einspeisen, 15 kWp 7,5 kW –, und der Ertrag nach Abregelung steigt fast so stark wie die Leistung. Mit den HTW-Quoten und 1.000 kWh je kWp bleiben bei 5 kWp mit 5 kWh Speicher rund 4.600 kWh Jahresertrag übrig, bei 10 kWp mit 10 kWh rund 8.900 kWh (prognosebasiert geladen 4.900 beziehungsweise 9.500 kWh). Vor allem deckt eine größere Anlage morgens, abends, in der Übergangszeit und im Winter mehr Eigenbedarf – Zeiten, in denen die Grenze gar nicht greift. Weil zusätzliche Einspeisemengen nach der Übergangsphase stärker von Marktpreisen und Vermarktungskosten abhängen und die Übergangszahlung nach Anlagengröße gestaffelt sein soll (2027 unter 50 kW, 2028 unter 25 kW, 2029 und 2030 unter 7 kW), gilt: nach dem eigenen Verbrauch dimensionieren, nicht nach der maximal möglichen Einspeisung.
Fazit: Keine Halbierung des Jahresertrags – aber die Planung entscheidet
Die geplante 50-Prozent-Regel würde nicht die Stromerzeugung halbieren, sondern die maximale Einspeiseleistung am Netzanschluss begrenzen. In den zitierten HTW-Modellfällen liegen die Verluste je nach Anlagengröße, Dach, Eigenverbrauch und Speicherbetrieb zwischen rund 1 und 16 Prozent des Jahresertrags – bei einer 10-kWp-Anlage unter der geplanten Übergangszahlung zwischen rund 5 und 83 Euro im Jahr; der niedrigste Wert setzt eine gezielte Nachtentladung des Speichers voraus. Noch ist die Regel ein Kabinettsentwurf – das parlamentarische Verfahren in Bundestag und Bundesrat steht aus, und die Förder- und Zahlungsregeln des Entwurfs stehen zudem unter dem Genehmigungsvorbehalt der EU-Kommission. Drei Punkte für die Planung:
- Speicher intelligent betreiben: Prognosebasiertes Laden mit ausreichend freier Kapazität drückt die Verluste auf wenige Prozent – ein früh geladener Speicher hilft gegen die Kappung deutlich weniger. Die passende Speichergröße ergibt sich aus dem eigenen Lastprofil, nicht aus einer Faustformel.
- Nach Verbrauch dimensionieren: Ost-West- und Flachdächer sind weniger betroffen als Süddächer; eine größere Anlage bleibt bei hohem Eigenverbrauch (Wärmepumpe, E-Auto) sinnvoll, weil die Grenze mitwächst.
- Stichtag im Blick: Für Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb genommen werden, soll grundsätzlich das bisherige Recht fortgelten – die feste Einspeisevergütung bleibt wählbar, und die 60-Prozent-Grenze gilt nur befristet und nur für bestimmte Vermarktungsformen. Maßgeblich ist die Inbetriebnahme; Bestellung oder Montage allein reichen nicht. Wer 2027 plant, kalkuliert die 50-Prozent-Grenze von Anfang an ein und verfolgt das Gesetzgebungsverfahren.
Stand: 17. August 2026. Grundlage sind der Kabinettsentwurf zum EEG 2027, dessen parlamentarisches Verfahren noch läuft, sowie Simulationsstudien der HTW Berlin; die Verlustquoten sind Modellwerte für Beispielhaushalte, die Euro-Beträge vereinfachte Rechenbeispiele mit genannten Annahmen. Dieser Beitrag ersetzt keine Rechts- oder Anlageberatung.
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