Eine Gesetzesnovelle in Deutschland zu lesen, ist eine Übung in der Kunst des Unterscheidens zwischen dem, was im Gesetz steht, und dem, was nicht im Gesetz steht. Beim Referenzpapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz zur EEG-Novelle Q2/2026, das im Februar als Diskussionsentwurf veröffentlicht wurde und im Mai in Kabinettsfassung erwartet wird, ist die zweite Spalte mindestens so aufschlussreich wie die erste. Die Novelle ist handwerklich sauber, sie räumt mehrere Baustellen ab, die seit der Reform 2023 in der Branche bekannt sind — und sie umgeht ein paar Grundsatzfragen, die im Wahljahr 2025/2026 politisch zu heiß waren, um sie in ein Gesetz zu schreiben.

Was die Novelle regeln soll

Im Mittelpunkt steht eine Verfeinerung der Auktionsmechanismen. Der Höchstwert für Windenergie an Land wurde 2025 wegen unzureichender Gebote bereits angehoben; die Novelle institutionalisiert die jährliche Anpassung über eine Formel, die an Materialkosten, Genehmigungs-Vorlauf und Auktions-Unterzeichnung gekoppelt ist. Für Solar im Innovationsausschreibungs-Segment werden differenzierte Höchstwerte für Agri-PV, Floating-PV und Carport-PV eingeführt, weil diese Anwendungen unterschiedliche Kostenstrukturen haben und im allgemeinen Solar-Auktionsdesign systematisch benachteiligt waren. Die Innovationsausschreibung erhält außerdem eine eigene Kategorie für PV-Speicher-Kombinationen, was die im Markt sichtbare Konvergenz zwischen Erzeugung und Speicherung regulatorisch nachvollzieht.

Die zweite wichtige Säule ist der Bürgerenergie-Bonus. Das EEG kennt seit 2022 vergünstigte Konditionen für Bürgerenergiegesellschaften — Befreiung von der Auktionspflicht für Wind- und PV-Vorhaben bis zu definierten Größen, ein Bonus von rund 0,8 ct/kWh bei Sonderfällen. Die Novelle erweitert die Schwellenwerte (für Wind onshore von 18 auf 24 MW, für Solar Freifläche von 6 auf 8 MW), schärft die Definition einer Bürgerenergiegesellschaft (Stimmrechtsmehrheit der natürlichen Personen am Sitz, Begrenzung der maximalen Anteile pro Person und Gesellschaft) und führt eine vereinfachte Anzeigepflicht ein, die das Verfahren bei der BNetzA beschleunigen soll. Energiegenossenschaften und ihr Dachverband DGRV haben die Punkte seit Jahren gefordert; sie würden, wenn sie so beschlossen werden, die Bürgerenergie-Säule der Energiewende spürbar stärken.

Die dritte Säule betrifft die EE-Direktvermarktung in Stunden mit Negativpreisen. Die heute geltende Regelung lässt die EEG-Marktprämie für Anlagen ab 500 kW in zusammenhängenden Negativpreis-Stunden ab vier Stunden entfallen — eine Schwelle, die im aktuellen Markt häufig erreicht wird und in der Praxis zu Abschaltungen führt, die das Gesamtsystem nicht effizienter machen. Die Novelle verfeinert die Regelung, indem sie die Schwelle auf zwei Stunden zusammenhängend senkt, dafür aber Speicher- und Eigenverbrauchs-Lösungen ausdrücklich von der Marktprämien-Schmälerung ausnimmt. Das ist die korrekte Antwort auf das Doppelvermarktungs-Problem in der EE-Speicher-Kombination — wenn der Wortlaut hält, was der Diskussionsentwurf andeutet.

Die vierte Säule ist die Anschlussförderung für Anlagen nach Auslaufen der 20-jährigen EEG-Förderung. Hier wird ein Übergangstarif für kleine Wind- und PV-Anlagen geregelt, der eine Direktvermarktung mit Mindestpreis kombiniert. Das ist relevant, weil ab Mitte der 2020er Jahre eine wachsende Zahl von Anlagen aus der EEG-Förderung fällt — bis Ende 2025 sind das laut BNetzA in Deutschland kumuliert etwa 35.000 PV-Anlagen und einige tausend kleinere Windkraftanlagen.

Was die Novelle bewusst offenlässt

So sauber die operativen Verbesserungen sind, so deutlich ist die Liste der Punkte, die die Novelle nicht anfasst. An erster Stelle steht die Netzentgelt-Reform. Die regionale Spreizung der Netzentgelte in Deutschland — Anschluss-Stromkunden in Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg zahlen für die Folgen des Wind-Ausbaus, der den ganzen Republik dient, einen erheblichen Aufschlag — ist seit Jahren als politisch ungerecht erkannt. Die BNetzA hat 2024 eine Strompreiskompensations-Methode vorgeschlagen, die in der überregionalen Solidarität der Netzentgelte landen könnte. Sie ist nicht im EEG zu regeln, sondern im EnWG und in den Festlegungen der BNetzA — aber sie wird traditionell als Paket mit dem EEG verhandelt, und in diesem Paket fehlt sie.

An zweiter Stelle: die schon erwähnte Speicher-Doppelvermarktung wird nur teilweise adressiert. Die Frage, ob ein Speicher gleichzeitig Marktprämien-Schutz für eingespeicherten EEG-Strom und Vermarktungserlöse für den verkauften Strom kombinieren darf, bleibt im Entwurf in einer Übergangsregelung. Die finale Klärung wird in eine Folgeverordnung verschoben — was in der politischen Lesart heißt: man weiß noch nicht, wo der Kompromiss landen kann.

An dritter Stelle steht die KWK-Förderung. Das KWK-Gesetz (KWKG) wird in einem separaten parlamentarischen Verfahren geführt, was technisch korrekt, aber strategisch schwierig ist — die Wärmewende braucht Brücken-Technologien aus der gekoppelten Strom-Wärme-Erzeugung, und die Verschränkung mit den EEG-Auktionen für PV und Wind ist unterentwickelt.

Was die Novelle nicht direkt regelt, aber im Hintergrund vorbereiten muss, sind zwei europäische Rechtsakte. Zum einen das ETS-2, der erweiterte Emissionshandel für Verkehr und Gebäude, der ab 2027 voll wirksam wird und auf den nationalen Strommarkt indirekt zurückwirken wird, weil er die Brennstoffkosten in der Wärmeerzeugung verändert. Zum anderen die EE-Richtlinie der dritten Generation (EE-RL-3), deren nationale Umsetzungsfrist Mitte 2025 abgelaufen ist und die in einer Reihe von Punkten — Genehmigungsbeschleunigung, Repowering, grenzüberschreitende Auktionen — Anpassungen erfordert. Die Novelle enthält dazu eine Anpassungs-Verordnungsermächtigung, was üblich ist, aber den materiellen Streit über die Genehmigungsverfahren auf die Länderministerien verschiebt.

EEG-Novelle Q2/2026	Status im Entwurf
Wind-onshore Höchstwert-Formel	enthalten
Solar Innovation, neue Kategorien	enthalten
Bürgerenergie-Schwellen	enthalten, erweitert
Negativpreis-Schwelle 2 h	enthalten
Anschlussförderung Post-EEG	enthalten
Netzentgelt-Reform	nicht enthalten
Speicher-Doppelvermarktung	Übergangsregelung
KWKG	separates Verfahren
EE-RL-3 nationale Umsetzung	Verordnungsermächtigung

Die Verbraucherperspektive auf die Novelle ist gemischt. Auf der Habenseite stehen die Entlastungen, die mittelbar über die EE-Direktvermarktung und die effizientere Speicher-Integration wirken sollen — sie reduzieren die Mengen an EEG-Vergütungen, die in Stunden hoher Erzeugung und niedriger Nachfrage geleistet werden, und entlasten damit den EEG-Saldo, der seit 2022 nicht mehr aus der EEG-Umlage, sondern aus dem Bundeshaushalt (über den Klima- und Transformationsfonds) gespeist wird. Auf der Sollseite steht die unveränderte regionale Schieflage bei den Netzentgelten. Verbraucher in Nord- und Ostdeutschland zahlen 2026 Netzentgelte, die in der Größenordnung von 35 bis 50 Prozent über denen vergleichbarer Verbraucher in Süddeutschland liegen — und diese Schieflage ist nicht nur unfair, sie ist akzeptanzpolitisch der größte einzelne Risikofaktor für den weiteren Wind-Ausbau.

Auch die Industrieperspektive verdient eine Anmerkung. Die energieintensive Industrie hat in den letzten zwei Jahren mit dem Strompreis-Paket aus 2024 (Senkung der Stromsteuer auf das EU-Mindestniveau für das produzierende Gewerbe, verlängerte Strompreiskompensation für ETS-betroffene Branchen, Sonderregelung für besonders strom­intensive Unternehmen) Entlastungen erfahren, die rechnerisch zu einem deutschen Industrie-Strompreis für Großverbraucher von rund 7 bis 9 ct/kWh führen — vergleichbar mit Niederlanden und Polen, deutlich höher als in Frankreich (mit der Atomstrom-Kompensation) und in Skandinavien. Die EEG-Novelle ändert daran inhaltlich nichts, aber sie geht implizit davon aus, dass dieses Paket bestehen bleibt. Sollte eine künftige Bundesregierung — die 2025 gewählte Koalition läuft bis 2029 — diese Industriestrompreis-Brücke kürzen, verschiebt sich die Investitionslage in den energieintensiven Branchen unweigerlich.

Was bleibt, ist eine Novelle, die handwerklich Vieles richtig macht und ordnungspolitisch das Wesentliche aufschiebt. Das ist verständlich nach einer Wahlperiode, in der die Energiepolitik 2023 in einer öffentlichen Debatte versank, von der sich keine Regierungs-Koalition leichtfertig wieder einfangen möchte. Aber die strukturellen Fragen werden nicht jünger, wenn man sie liegen lässt. Die wesentlichen Hebel — Netzentgelte, Strompreiskompensation, Speicher-Marktdesign, kommunale Wärmeplanung als Schnittstelle zur Stromwende — werden in spätestens zwei Jahren auf den Tisch müssen. Die Q2-Novelle ist eine pragmatische Zwischenstation auf dem Weg zu der Reform, die das EEG eines Tages wird sein müssen, um die deutschen Klimaziele 2030 nicht nur quantitativ, sondern ordnungspolitisch tragfähig zu erreichen.