Der Regierungsentwurf begrenzt die Einspeiseleistung von Solaranlagen des ersten Segments, die ab dem 1. Januar 2027 angeschlossen werden, auf 70 Prozent der installierten Leistung. Die Zahl wird breit berichtet, meist mit dem Zusatz, das koste etwa fünf Prozent Jahresertrag. Beides greift zu kurz. Bezugsgröße ist die Modulleistung, nicht der Wechselrichter — damit liegt die Grenze bei üblicher Auslegung nicht bei 70, sondern bei 77 bis 91 Prozent der Wechselrichterleistung. An vier Jahren Stundendaten durchgerechnet kostet die Kappung 0,3 bis 2 Prozent des Jahresertrags, je nach Auslegung und Standort. Dieser Beitrag zeigt die Fundstelle, den Rechenweg und die Stelle, an der die Regel tatsächlich teuer wird — sie liegt woanders, als die Debatte vermuten lässt.
Wer die Kappung in der EEG-Drucksache sucht, findet sie nicht. Sie steht in einem zweiten, gleichzeitig zugeleiteten Gesetzentwurf, dessen Artikel 2 das EEG ändert. Das ist der häufigste Grund, warum die Regel für ein Gerücht gehalten wird.
Am 14. August 2026 hat die Bundesregierung dem Bundesrat zwei Vorlagen zugeleitet: die BR-Drucksache 470/26 mit der EEG-Novelle und die BR-Drucksache 471/26 mit dem Netzanschlusspaket. Die Leistungsbegrenzung steht in der zweiten, in Artikel 2 Nummer 3 Buchstabe a auf Seite 9 f. Artikel 2 dieses Pakets ändert das EEG — deshalb ist die Vorschrift materiell EEG-Recht, obwohl sie formal in einem Netzanschlussgesetz steht.
In der EEG-Drucksache 470/26 kommen die Begriffe „Rotor" und „280 Watt" kein einziges Mal vor. Eine Volltextsuche dort führt zwangsläufig zu dem Schluss, es gebe die Regel nicht. Für Schriftsätze, Gremienvorlagen und Investorenunterlagen ist die richtige Fundstelle deshalb der erste zu prüfende Punkt.
Eingefügt werden die Sätze 3 bis 5 nach § 8 Absatz 1 Satz 2 EEG. Satz 4 enthält zwei Nummern: eine für Solaranlagen des ersten Segments, eine für Windenergieanlagen an Land. Beide knüpfen an denselben Zeitpunkt an — den physischen Netzanschluss ab dem 1. Januar 2027.
Wichtig für die Einordnung: Die Begrenzung ist kein Engpassinstrument. Die Begründung auf Seite 64 stellt ausdrücklich klar, sie gelte „dauerhaft" und erfolge „unabhängig von möglichen Kapazitätsengpässen am Netzverknüpfungspunkt". Sie greift also auch dort, wo das Netz die volle Leistung ohne Weiteres aufnehmen könnte.
„Für Anlagen, die ab dem 1. Januar 2027 angeschlossen werden, besteht der Anspruch auf Netzanschluss nach Satz 1 1. im Falle des Anschlusses einer Solaranlagen [sic] des ersten Segments nur mit der Maßgabe, dass die maximale Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt auf 70 Prozent der installierten Leistung der Anlage begrenzt ist und 2. im Falle des Anschlusses einer Windenergieanlage an Land die maximale Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt auf 280 Watt je Quadratmeter der vom Rotor der Windenergieanlage überstrichenen Fläche begrenzt ist." (§ 8 Absatz 1 Satz 4 EEG in der Fassung des Entwurfs, BR-Drucksache 471/26, Seite 9 f.)
Die Kappung gilt für Solaranlagen des ersten Segments — also für Freiflächenanlagen einschließlich Agri-Photovoltaik. Für Anlagen auf, an oder in Gebäuden und Lärmschutzwänden gilt sie nicht.
Das erste Segment ist ein feststehender Begriff des EEG-Ausschreibungsrechts und umfasst die Freiflächenanlagen. Das zweite Segment sind die Gebäudeanlagen. Satz 4 Nummer 1 nennt ausschließlich das erste Segment. Für den weit überwiegenden Teil gewerblicher Photovoltaik — Hallendächer, Betriebsgebäude, Ställe — ändert der Entwurf an der Anschlussleistung damit nichts.
Diese Einschränkung fehlt in der Berichterstattung fast durchgängig. Sie ist der Grund, warum die Regel für viele Betriebe, die derzeit eine Dachanlage planen, schlicht nicht einschlägig ist. Wer eine Aufdachanlage im Genehmigungsverfahren hat, muss deshalb weder umplanen noch beschleunigen.
Umgekehrt ist Agri-Photovoltaik erfasst, weil sie zum ersten Segment zählt. Das trifft ein Segment, das ohnehin mit höheren spezifischen Kosten arbeitet. Wie stark, hängt allerdings stark von der Bauform ab — vertikale Ost-West-Anlagen sind praktisch nicht betroffen, wie die Rechnung weiter unten zeigt.
Für Windenergie an Land gilt eine eigene Grenze von 280 Watt je Quadratmeter Rotorfläche. Sie ist in der Wirkung deutlich schärfer als die PV-Regel und trifft nach Angaben des Bundesverbands WindEnergie die große Mehrheit der genehmigten Anlagen. Dieser Beitrag rechnet die Photovoltaik durch; die Windseite folgt einer anderen Logik und gehört gesondert betrachtet.
Das ist der Punkt, an dem die meisten Einschätzungen auseinandergehen. Er entscheidet über den Faktor fünf im Ergebnis.
Der Entwurf spricht von „70 Prozent der installierten Leistung der Anlage". Das ist kein umgangssprachlicher Ausdruck, sondern der Legalbegriff des § 3 Nummer 31 EEG. Die Clearingstelle EEG|KWKG hält in ihrer Häufigen Rechtsfrage Nr. 221 fest, es komme „auf die elektrische (Nenn-)Wirkleistung der Module" an; auf die Wechselrichterleistung komme es „dagegen nicht an, da diese schon nicht zur Anlage im Sinne des EEG" gehöre.
Der Entwurf selbst bestätigt die Trennung an mehreren Stellen. § 3 Nummer 43 EEG-E unterscheidet die „Solaranlage" ausdrücklich von „einem Wechselrichter", und § 9 Absatz 2b Satz 2 stellt „installierte Leistung … 2 Kilowatt" neben „Wechselrichterleistung … 800 Voltampere". Wären beide dasselbe, wäre die Doppelnennung sinnlos.
Die praktische Folge: Eine Grenze bei 70 Prozent der DC-Modulleistung entspricht bei den üblichen DC/AC-Verhältnissen von 1,1 bis 1,3 einer Grenze von 77 bis 91 Prozent der Wechselrichterleistung. Und weil § 8 Absatz 2 EEG-E ausdrücklich ein „Recht auf Überbauung" gewährt, lässt sich diese Grenze durch mehr Module anheben.
| DC/AC-Verhältnis | Kappung in % der Wechselrichterleistung | Wirkt die Kappung? |
|---|---|---|
| 1,00 (keine Überbauung) | 70,0 % | ja |
| 1,10 | 77,0 % | ja |
| 1,20 (marktüblich) | 84,0 % | ja |
| 1,25 | 87,5 % | ja |
| 1,30 | 91,0 % | ja |
| 1,40 | 98,0 % | kaum |
| 1,43 und darüber | 100,0 % | nein |
Die effektive Grenze ist 0,70 × DC/AC-Verhältnis, bezogen auf die Wechselrichter-Nennleistung. Ab einem Verhältnis von 1/0,7 = 1,43 liegt die gesetzliche Grenze über der Wechselrichterleistung — der Wechselrichter begrenzt dann ohnehin stärker als das Gesetz.
Die Begriffe „systemdienliche Anschlussleistung" und „SAL", die in der Debatte kursieren, sind keine Gesetzesbegriffe — sie kommen in keinem der beiden Entwürfe vor. Der Entwurf spricht von der maximalen Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt. Wer in einem Netzanschlussbegehren oder einem Kaufvertrag mit den kursierenden Begriffen arbeitet, schafft Auslegungsspielraum, wo der Entwurf keinen lässt.
Gerechnet an stündlichen Erzeugungsprofilen der Jahre 2020 bis 2023 für drei Standorte und vier Anlagentypen. Der Rechenweg steht vollständig unter der Tabelle — jede Annahme ist nachprüfbar.
Die Stunden des Jahres, nach Leistung sortiert. Die Anlage erreicht in keiner Stunde ihre Nennleistung: Der höchste Stundenwert liegt bei 0,85 Kilowatt je Kilowatt Modulleistung. Oberhalb der 70-Prozent-Linie liegen 192 Stunden — die dort abgeschnittene Fläche ist der gesamte Verlust. Raum Würzburg, 25 Grad Süd, Jahr 2023.
Die Rechnung vergleicht zwei Zustände. Heute: Die Einspeisung wird allein durch den Wechselrichter begrenzt. Ab 2027: Zusätzlich greift die Grenze bei 70 Prozent der Modulleistung. Die Differenz beider Jahressummen ist der Zusatzverlust — und nur der ist der Regel zuzurechnen.
Der entscheidende physikalische Befund steht im Diagramm links: Eine Photovoltaikanlage in Deutschland erreicht ihre Nennleistung nie. Temperaturgang, Verschmutzung, Leitungs- und Wandlungsverluste drücken den höchsten Stundenwert auf etwa 85 Prozent. Eine Kappung bei 70 Prozent schneidet deshalb nicht 30 Prozent ab, sondern nur die Spitze eines ohnehin gestutzten Bergs.
| Anlagentyp | Raum München | Raum Würzburg | Raum Hamburg |
|---|---|---|---|
| Freifläche fix, 25° Süd | 1,05 % | 0,95 % | 0,80 % |
| Freifläche fix, 15° Süd | 0,60 % | 0,50 % | 0,34 % |
| Agri-PV, einachsig nachgeführt | 0,66 % | 0,58 % | 0,39 % |
| Agri-PV, vertikal bifazial Ost/West | 0,00 % | 0,00 % | 0,00 % |
Zusatzverlust in Prozent des heutigen Jahresertrags, DC/AC-Verhältnis 1,2, Mittel der Jahre 2020 bis 2023. Vertikale Ost-West-Anlagen erreichen die Grenze nie, weil ihre Erzeugung sich auf zwei Tagesmaxima verteilt statt auf eines.
Datengrundlage sind stündliche Erzeugungsprofile aus PVGIS 5.3 des Joint Research Centre der Europäischen Kommission, Strahlungsdatenbank SARAH3, für die Jahre 2020 bis 2023 und drei Standorte (Raum München, Raum Würzburg, Raum Hamburg), jeweils normiert auf ein Kilowatt Modulleistung mit 14 Prozent pauschalen Systemverlusten. Für jede Stunde wird die Einspeisung im Referenzfall als Minimum aus Erzeugung und Wechselrichter-Nennleistung gebildet, im Kappungsfall zusätzlich begrenzt auf 0,70 Kilowatt. Der Zusatzverlust ist die Differenz der Jahressummen, bezogen auf den Referenzfall. Bei einer Anlage mit DC/AC 1,2 im Raum Würzburg sind das 10,5 Kilowattstunden je Kilowatt Modulleistung und Jahr bei einem Ertrag von 1.101 Kilowattstunden. Zwei Vorbehalte gehören dazu: Stundenwerte glätten kurze Leistungsspitzen, der wahre Wert liegt deshalb eher am oberen Rand der genannten Spanne. Und die 14 Prozent Systemverluste sind der empfindlichste Parameter der ganzen Rechnung — die folgende Tabelle zeigt, wie stark.
| Pauschale Systemverluste | höchster Stundenwert | Jahresertrag | Verlust bei DC/AC 1,2 | Verlust bei DC/AC 1,3 | Einordnung |
|---|---|---|---|---|---|
| 8 % | 0,921 kW/kWp | 1.178 kWh/kWp | 2,02 % | 1,50 % | optimistisch, neue Anlage, ideale Bedingungen |
| 11 % | 0,891 kW/kWp | 1.140 kWh/kWp | 1,45 % | 1,14 % | gut gebaute Freiflächenanlage |
| 14 % (hier verwendet) | 0,861 kW/kWp | 1.101 kWh/kWp | 0,95 % | 0,80 % | Standardannahme von PVGIS |
| 20 % | 0,801 kW/kWp | 1.024 kWh/kWp | 0,27 % | 0,26 % | ältere oder verschattete Anlage |
Freifläche fix 25 Grad Süd, Raum Würzburg, Mittel 2020 bis 2023. Je verlustärmer die Anlage, desto höher ihre Leistungsspitzen — und desto mehr schneidet die Kappung ab. Der Effekt bleibt in jedem Fall einstellig im Zehntel- bis Zweiprozentbereich. Für ein konkretes Projekt ist deshalb nicht die Regel zu diskutieren, sondern das eigene Ertragsgutachten heranzuziehen.
Wer die 70 Prozent auf die Wechselrichterleistung bezieht statt auf die Modulleistung, kommt bei marktüblicher Auslegung auf 5,2 Prozent Ertragsverlust. Das ist genau die Größenordnung, die in der Berichterstattung steht.
Dieselben Profildaten, dieselbe Methode, ein einziger Unterschied: die Bezugsgröße. Bei einem DC/AC-Verhältnis von 1,2 liegt die Grenze in der zutreffenden Lesart bei 0,700 Kilowatt je Kilowatt Modulleistung — in der Wechselrichter-Lesart bei 0,583. Aus 0,95 Prozent Verlust werden damit 5,17 Prozent, also der 5,4-fache Wert.
Ob die kursierende Schätzung tatsächlich so entstanden ist, lässt sich nicht belegen — eine Rechnung wird zu ihr nirgends veröffentlicht. Die Übereinstimmung der Größenordnung ist aber auffällig genug, um die Zahl nicht ungeprüft zu übernehmen.
Bemerkenswert ist auch die entgegengesetzte Richtung der beiden Kurven. In der zutreffenden Lesart sinkt der Verlust mit zunehmender Überbauung und verschwindet bei 1,43 ganz. In der falschen Lesart steigt er, weil die Grenze mit dem Wechselrichter mitschrumpft. Wer die Regel falsch liest, zieht daraus die genau falsche Planungskonsequenz: Er baut weniger Module, statt mehr.
Freifläche fix 25 Grad Süd, Raum Würzburg, Mittel 2020 bis 2023. Bei einem DC/AC-Verhältnis von 1,0 sind beide Lesarten identisch, weil Modul- und Wechselrichterleistung dann zusammenfallen. Mit jeder weiteren Überbauung laufen sie auseinander. Die beiden Punkte markieren die marktübliche Auslegung 1,2: 0,95 gegen 5,17 Prozent.
Für Projekte mit knappem Netzanschluss ist das die eigentliche Konsequenz der Regel — und sie ist eine Investitionsentscheidung, keine Ertragsfrage.
Die meisten Freiflächenprojekte werden heute nicht durch die Fläche begrenzt, sondern durch den zugesagten Netzanschlusswert. Für diese Projekte ist die richtige Frage nicht „wie viel Ertrag je Kilowatt Modulleistung", sondern „wie viel Ertrag je Kilowatt Anschlussleistung".
Aus dieser Perspektive verschwindet die Kappung. Weil die Grenze an der Modulleistung hängt, wächst sie mit jedem zusätzlichen Modul mit. Bei einer Überbauung von 1,43 Kilowatt Modulleistung je Kilowatt Anschlussleistung liegt die 70-Prozent-Grenze exakt auf dem Anschlusswert — die Regel bindet ab da nicht mehr. Und das Recht auf Überbauung steht im selben Paragrafen, in § 8 Absatz 2 EEG-E.
Die Kosten dieser Antwort sind reale Investitionskosten: Module, Unterkonstruktion, Fläche, Verkabelung. Sie stehen einem Ertragszuwachs gegenüber, denn mehr Module liefern in den Randstunden mehr Energie. Die Tabelle zeigt beides nebeneinander. In der Sache verschiebt die Regel damit die Optimierungsaufgabe: weg von der Frage „wie klein darf der Wechselrichter sein" hin zu „wie viel Modulfläche rechnet sich auf einem gedeckelten Anschluss".
| Modulleistung je kW Anschluss | Ertrag heute | Ertrag ab 2027 | Differenz |
|---|---|---|---|
| 1,00 kWp | 1.101 kWh | 1.091 kWh | −1,0 % |
| 1,10 kWp | 1.211 kWh | 1.200 kWh | −1,0 % |
| 1,20 kWp (marktüblich) | 1.321 kWh | 1.309 kWh | −1,0 % |
| 1,30 kWp | 1.429 kWh | 1.418 kWh | −0,8 % |
| 1,43 kWp | 1.559 kWh | 1.559 kWh | ±0,0 % |
| 1,60 kWp | 1.705 kWh | 1.705 kWh | ±0,0 % |
| 2,00 kWp | 1.967 kWh | 1.967 kWh | ±0,0 % |
Jahresertrag je Kilowatt zugesagter Anschlussleistung, Raum Würzburg, fix 25 Grad Süd, Mittel 2020 bis 2023. „Heute" bedeutet: Begrenzung allein auf den Anschlusswert. „Ab 2027": zusätzlich auf 70 Prozent der Modulleistung. Ab 1,43 kWp je kW Anschluss sind beide Werte identisch.
Für jede Batterieauslegung an einer Freiflächen-PV ist das die entscheidende Randbedingung — wichtiger als die Kappung selbst.
Satz 5 des Entwurfs bestimmt: Sind mehrere Anlagen an denselben Netzverknüpfungspunkt angeschlossen, gilt die Grenze für die gesamte gleichzeitig eingespeiste Wirkleistung. Wer PV und Batteriespeicher am selben Punkt anschließt, teilt sich also denselben Einspeisekorridor. Der Speicher schafft keinen zusätzlichen.
Das trifft eine verbreitete Auslegungsannahme. Die Vorstellung, ein co-lokierter Speicher könne parallel zur PV-Einspeisung vermarkten und dafür eigene Anschlussleistung beanspruchen, trägt unter dieser Fassung nicht. Für Geschäftsmodelle, die auf gleichzeitiger Spitzeneinspeisung aus beiden Quellen beruhen, ist das ein harter Einschnitt — deutlich härter als der Prozentpunkt Ertragsverlust der PV.
Für die Kappung selbst gilt dagegen die Umkehrung: Der Speicher braucht die Grenze gar nicht anzuheben. Weil die Anlage nur an rund 200 Stunden im Jahr überhaupt an die Grenze stößt, ist der Korridor die übrige Zeit frei. Die abgeschnittene Energie lässt sich zeitversetzt durch denselben Korridor schieben.
Nachgerechnet: Ein Speicher von 200 Wattstunden je Kilowatt Modulleistung — bei einer 5-Megawatt-Anlage also etwa eine Megawattstunde — fängt bei 88 Prozent Wirkungsgrad rund 72 Prozent der gekappten Energie auf. Das klingt gut, ist aber wirtschaftlich bedeutungslos: Es geht um 7,5 von 1.101 Kilowattstunden je Kilowatt und Jahr. Kein Speicher rechnet sich über die Vermeidung dieser Kappung. Er rechnet sich über Preisspreads — und genau dafür ist Satz 5 die Randbedingung, die vor der Auslegung geklärt sein muss.
Erstens: Liegt der Speicher am selben Netzverknüpfungspunkt wie die PV-Anlage? Dann gilt der gemeinsame Korridor. Zweitens: Wie viel Headroom bleibt in den Stunden, in denen der Speicher vermarkten soll? Bei sommerlichen Mittagsstunden ist er null. Drittens: Rechnet sich das Geschäftsmodell auch dann, wenn die Einspeisung des Speichers auf die Nacht- und Randstunden beschränkt ist? Diese drei Fragen entscheiden über die Auslegung — nicht die 70 Prozent.
Der Entwurf knüpft an den physischen Netzanschluss an und enthält keine Übergangsregelung. Bereits bezuschlagte Projekte werden damit erfasst, wenn sich der Anschluss ins Jahr 2027 verschiebt.
Der Anknüpfungspunkt steht im Wortlaut von Satz 4: „angeschlossen werden". Nicht die Inbetriebnahme, nicht der Zuschlag, nicht die Genehmigung. Wer heute einen Zuschlag hat und im Dezember 2026 anschließt, ist außen vor. Wer sich um vier Wochen verzögert, fällt hinein.
Das Netzanschlusspaket enthält dazu keine eigene Übergangsregelung. Die Begriffe „Übergang", „Bestandsschutz", „Vertrauensschutz" und „Stichtag" kommen darin kein einziges Mal vor, und Artikel 7 setzt das Inkrafttreten auf „den Tag nach der Verkündung". Bemerkenswert ist der Kontrast innerhalb desselben Paragrafen: Für Absatz 4, die kapazitätslimitierten Gebiete, existiert sehr wohl eine Bestandsregelung. Für Absatz 1 Satz 4 nicht.
Ob die allgemeine EEG-Übergangsvorschrift in § 100 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe b EEG-E auf die Kappung anwendbar ist, ist ungeklärt. Beide Vorschriften beruhen auf unterschiedlichen Kabinettsbeschlüssen, und keiner der Entwürfe regelt ihr Verhältnis. Für die Projektkalkulation heißt das: Auf Bestandsschutz ist nicht zu bauen.
Für die Windenergie hat der Bundesverband WindEnergie das gutachterlich prüfen lassen. Die Kanzlei Redeker Sellner Dahs hält die Regelung ohne Übergangsvorschrift am 7. August 2026 für verfassungswidrig und beziffert die Betroffenheit auf der Windseite: 36,4 Gigawatt bezuschlagt, aber nicht in Betrieb; 75 Prozent der genehmigten und 74 Prozent der bezuschlagten Windanlagen liegen über 280 Watt je Quadratmeter; rund 71 Milliarden Euro Investitionsvolumen. Eine vergleichbare Untersuchung für die Photovoltaik liegt bislang nicht vor.
Im Referentenentwurf vom 13. Januar 2026 gab es die Kappung noch nicht. Die Sätze 4 und 5 kamen erst zum Kabinettsbeschluss hinzu — ohne Verbändekonsultation. Das erklärt sowohl die Schärfe der Reaktionen als auch die handwerklichen Spuren im Text, etwa den grammatikalischen Fehler „einer Solaranlagen des ersten Segments" im Wortlaut. Zum Vergleich der Ausgangspunkt der fachlichen Debatte: Die BET-Studie „Systemdienliches Strommarktdesign" vom 10. März 2026 hatte für Freiflächen-PV 30 bis 50 Prozent der installierten Peak-Leistung vorgeschlagen und für Wind im Mittel 250 Watt je Quadratmeter. Der Entwurf ist gegenüber diesem Vorschlag also deutlich milder — die oft zitierten „50 Prozent" waren der obere Rand einer Bandbreite, nicht der Vorschlagswert.
Vier naheliegende Ansätze wurden am Entwurfstext geprüft. Keiner trägt.
§ 17d Absatz 4 EnWG-E bestimmt, dass „die Bestimmungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes … unberührt" bleiben. Die Begründung auf Seite 56 nennt ausdrücklich den Vorrang der spezielleren EEG-Regelungen zum Netzanschluss. § 8 EEG ist damit lex specialis; ein ungekappter Anschlussanspruch aus § 17 Absatz 1 EnWG scheidet aus.
§ 17 EEG-E regelt den Baukostenzuschuss als Kostenbeteiligung an Optimierung, Verstärkung und Ausbau des Netzes — nicht als Kaufoption auf Anschlussleistung. § 8a EEG erlaubt ohnehin nur die Begrenzung der Einspeiseleistung, nie deren Erhöhung.
Volltextsuche in der BR-Drucksache 471/26: „auf Antrag" null Treffer, „Zustimmung des Netzbetreibers" null, „abweichende Vereinbarung" null, „ausreichende Netzkapazität" null, „Härtefall" null. Es gibt kein Verfahren, mit dem sich eine höhere Grenze beantragen ließe.
Netzbetreiber können auch nach der Neuregelung freiwillig die volle Anlagenkapazität anschließen — darauf weist die Kanzlei Gleiss Lutz in ihrer Einordnung vom 14. August 2026 hin. Es gibt darauf aber keinen Anspruch, kein Verfahren und wegen des Diskriminierungsverbots aus § 17 Absatz 1 EnWG auch keinen belastbaren Planungspfad: Was einem Einspeiser freiwillig gewährt wird, muss der Netzbetreiber allen vergleichbaren Einspeisern gewähren. Ein früher Austausch mit dem zuständigen Verteilnetzbetreiber lohnt trotzdem — aber als Erkundung, nicht als Planungsgrundlage.
Stand 27. August 2026. Der Text kann sich im parlamentarischen Verfahren noch ändern — geändert hat er sich seit dem Kabinettsbeschluss allerdings nicht, mangels Verfahrensschritt.
Die Zuleitung an den Bundesrat erfolgte am 14. August 2026, für beide Vorlagen als „besonders eilbedürftige Vorlage gemäß Artikel 76 Absatz 2 Satz 4 des Grundgesetzes". Der Fristablauf ist der 25. September 2026. Der erste Durchgang im Bundesrat steht aus, die Ausschussempfehlungen sind nicht veröffentlicht.
Im Bundestag gibt es bislang keine Drucksache, keine erste Lesung und keine Anhörung. Der Zeitdruck rührt daher, dass die beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 Ende 2026 ausläuft. Genau dieser Druck macht substanzielle Änderungen am Paket weniger wahrscheinlich — aber nicht unmöglich, zumal der Bundesrat sich zur fehlenden Übergangsregelung äußern dürfte.
Für die Praxis folgt daraus eine klare Behandlung: Die Kappung gehört in Wirtschaftlichkeitsrechnungen für Freiflächenprojekte mit Anschluss ab 2027 als Szenario, nicht als Gewissheit — und weil ihr Effekt bei sauberer Auslegung im Zehntelprozentbereich liegt, ist sie dort selten das Szenario, das über ein Projekt entscheidet. Das tut der Stichtag.
Ein Punkt, der bislang nirgends geprüft wird, sei angemerkt, weil er im Verfahren noch eine Rolle spielen könnte: Der Europäische Gerichtshof verlangt in ständiger Rechtsprechung, dass Ausnahmen vom Netzzugang nicht generell vorgesehen werden dürfen, ohne dass im Einzelfall die fehlende technische Kapazität beurteilt wird. Eine pauschale, ausdrücklich engpassunabhängige Kappung tut genau das. Das ist eine eigene Einschätzung, keine publizierte Position — belastbar wird sie erst, wenn sie jemand gutachterlich prüft.
Nur Solaranlagen des ersten Segments, also Freifläche einschließlich Agri-PV. Dachanlagen sind nicht erfasst. Und maßgeblich ist der physische Netzanschluss ab dem 1. Januar 2027 — nicht Zuschlag, Genehmigung oder Inbetriebnahme. Für Projekte, die noch 2026 anschließen, ändert sich nichts.
Der teure Teil der Regel ist der fehlende Bestandsschutz, nicht der Prozentpunkt Ertrag. Wo der Anschluss nahe am Jahreswechsel liegt, gehört der Termin schriftlich fixiert und der Verzug bepreist. Das ist eine Frage an den Netzanschlussvertrag und an die Werkverträge, nicht an das Ertragsgutachten.
Wenn der Netzanschluss der Engpass ist, ist mehr Modulleistung die Antwort auf die Kappung — bis 1,43 Kilowatt je Kilowatt Anschlusswert läuft die Grenze mit. Ob sich das rechnet, entscheidet der Preis je zusätzlich installiertem Kilowatt gegen den Ertrag in den Randstunden. Diese Rechnung gehört ins Modell, bevor der Wechselrichter bestellt wird.
Am selben Netzverknüpfungspunkt teilen sich PV und Speicher einen Korridor. Wer ein Vermarktungsmodell auf gleichzeitiger Einspeisung aufbaut, sollte das jetzt prüfen und nicht nach der Bestellung. Gegebenenfalls ist ein eigener Verknüpfungspunkt die bessere Antwort — mit allen Kosten, die daran hängen.
Die Prüfung ist kurz: Segment, geplanter Anschlusstermin, DC/AC-Verhältnis, Anschlusswert. Daraus ergibt sich innerhalb einer halben Stunde, ob die Kappung greift und was sie im konkreten Fall kostet — meist weniger, als befürchtet. Wir rechnen das gerne mit Ihrem eigenen Ertragsgutachten durch, statt mit einer Faustzahl aus der Presse.
Nein. Erfasst sind ausschließlich Solaranlagen des ersten Segments, also Freiflächenanlagen einschließlich Agri-Photovoltaik. Anlagen auf, an oder in Gebäuden bleiben außen vor.
Von der installierten Leistung der Anlage im Sinne des § 3 Nummer 31 EEG — also von der Nennleistung der Module in Gleichstrom. Nicht von der Wechselrichterleistung. Die Clearingstelle EEG|KWKG hat das in der Häufigen Rechtsfrage Nr. 221 ausdrücklich festgehalten. Bei einem DC/AC-Verhältnis von 1,2 entspricht die Grenze 84 Prozent der Wechselrichterleistung.
Nach unserer Rechnung nicht. An vier Jahren Stundendaten für drei Standorte liegt der Zusatzverlust zwischen 0,3 und 2 Prozent, bei marktüblicher Auslegung bei rund einem Prozent. Die fünf Prozent ergeben sich, wenn man die Grenze auf die Wechselrichterleistung bezieht — also unter der falschen Bezugsgröße.
Ja. § 8 Absatz 2 EEG-E gewährt ausdrücklich ein Recht auf Überbauung, und weil die Grenze an der Modulleistung hängt, wächst sie mit. Ab einer Überbauung von 1,43 Kilowatt Modulleistung je Kilowatt Anschlussleistung ist die Kappung wirkungslos. Mehr einspeisen dürfen Sie deshalb nicht — aber Sie schöpfen Ihren Anschlusswert wieder aus.
Er hebt die Grenze nicht an. Satz 5 rechnet alle Anlagen an einem Netzverknüpfungspunkt zusammen. Er kann die abgeschnittene Energie zeitversetzt einspeisen, weil der Korridor die meiste Zeit frei ist — es geht dabei aber um rund 10 Kilowattstunden je Kilowatt Modulleistung und Jahr. Dafür rechnet sich kein Speicher.
Darauf sollten Sie nicht bauen. Der Entwurf knüpft an den physischen Anschluss ab dem 1. Januar 2027 an und enthält keine eigene Übergangsregelung. Ob die allgemeine EEG-Übergangsvorschrift greift, ist ungeklärt, weil beide Vorschriften aus unterschiedlichen Kabinettsbeschlüssen stammen. Für die Windenergie hält ein Gutachten für den Bundesverband WindEnergie diesen Zustand für verfassungswidrig.
Nein. Der Entwurf kennt weder einen Antrag noch eine Härtefallregelung noch eine abweichende Vereinbarung. Der Baukostenzuschuss ist eine Kostenbeteiligung am Netzausbau, keine Kaufoption auf Anschlussleistung. Der einzige Weg darüber hinaus ist ein freiwilliges Entgegenkommen des Netzbetreibers, auf das kein Anspruch besteht.
Nein. Der Entwurf wurde am 14. August 2026 dem Bundesrat zugeleitet, die Frist läuft am 25. September 2026 ab. Im Bundestag gibt es noch keine Drucksache. Behandeln Sie die Regel in der Kalkulation als Szenario mit hoher Eintrittswahrscheinlichkeit, nicht als geltendes Recht.
Weiterführend auf strom-geld.de: AgNes — die Netzentgelte ab 2029 und Redispatch bei Nulleinspeisung.