Mehr Spielraum für die Gebotskalkulation neuer Solarparks verlangen Unternehmen in einem gemeinsamen Appell: Für 2027 soll der Ausschreibungshöchstwert bei mindestens 7 ct/kWh starten. Die am 21. Oktober 2026 auf der RWE-Website veröffentlichte Forderung richtet sich gegen mögliche kumulierte Reformbelastungen. Beschlossen ist diese Anhebung nicht. Die zur Debatte stehenden Mehrkosten stammen zudem aus einem ausdrücklich als Hochbelastungsszenario bezeichneten Modell.
Der gemeinsame Unternehmensappell verlangt mindestens 7 ct/kWh als neuen Startwert für die Ausschreibungen 2027. Die Unterzeichner haben dazu einen eigenen Änderungsvorschlag zu § 37b EEG formuliert. Es handelt sich um eine Forderung an die Politik, aus der noch keine höhere zulässige Gebotsgrenze folgt.
Ab 2028 soll nach ihrem Vorschlag wieder eine gleitende Berechnung greifen. Als Basis nennen sie den Durchschnitt der drei letzten höchsten noch bezuschlagten Gebote, ergänzt um acht Prozent und begrenzt auf 7 ct/kWh. Damit unterscheidet der Appell zwischen einem neuen Startwert und der anschließenden Fortschreibung.
Die Unternehmen begründen ihren Vorstoß mit der kumulierten Wirkung geplanter Reformen und warnen vor unwirtschaftlichen Geboten ab 2027. Diese Warnung beschreibt ihre Einschätzung einer möglichen künftigen Belastung. Ein bereits eingetretener Ausbaustopp oder die Unwirtschaftlichkeit sämtlicher neuer Projekte ist damit nicht nachgewiesen.
Der gesetzliche Deckel ist von der Grenze einer konkreten Ausschreibungsrunde zu unterscheiden. § 37b Absatz 1 EEG nennt eine gleitende Berechnung aus den höchsten noch bezuschlagten Geboten dreier vorheriger Termine zuzüglich acht Prozent. Zugleich begrenzt die Vorschrift den so berechneten Höchstwert auf 5,9 ct/kWh.
Für den Termin am 1. Dezember 2026 nennt die Bundesnetzagentur dagegen einen Rundenhöchstwert von 5,53 ct/kWh. Das angekündigte Ausschreibungsvolumen beträgt nach ihrer Bekanntmachung 2.226.308 kW. Diese Angaben beschreiben eine bevorstehende Runde und enthalten noch keine Aussage über die später bezuschlagten Gebote.
Wer neue Projekte bewertet, sollte deshalb bei jedem Centbetrag nach dessen Funktion fragen: gesetzlicher Deckel, konkreter Rundenhöchstwert oder tatsächlich erzielter Zuschlag? Einen institutionellen Überblick bietet der Ratgeber zur Bundesnetzagentur. Die Rechtsanwendung einschließlich möglicher abweichender Festlegungen bleibt eine offene, fachlich prüfungsbedürftige Frage.
Für März 2026 veröffentlicht die Bundesnetzagentur einen mengengewichteten durchschnittlichen Zuschlagswert von 4,94 ct/kWh. Im Juli waren es laut ihrer Statistik 4,79 ct/kWh. Diese Ergebnisse beschreiben vergangene Gebotsrunden und sind kein Gegenbeweis zu möglichen Belastungen, die erst bei späteren Vorhaben anfallen könnten.
Im Jahr 2025 hatten die drei Durchschnittswerte nach Behördenangaben bei 4,66, 4,84 und 5,00 ct/kWh gelegen. Die jeweiligen Höchstwerte betrugen 6,80 ct/kWh. Während die Durchschnittswerte innerhalb dieses Jahres zunahmen, fielen die beiden genannten Ergebnisse 2026 wieder niedriger aus.
Für Juli 2026 weist die Behörde außerdem 261 Zuschläge aus. Einer Gebotsmenge von 3.169.977 kW stand ein Ausschreibungsvolumen von 2.134.567 kW gegenüber; die Statistik kennzeichnet die Angaben als Werte vor Eingang der Zweitsicherheiten. Das zeigt den Umfang des Wettbewerbs, aber weder die Kosten einzelner Bieter noch eine individuelle Rendite.
Die diskutierten Kostenanstiege sind Modellergebnisse und keine gemessene allgemeine Verteuerung von Solarparks. Der BDEW nennt in seiner Veröffentlichung vom 8. Oktober 2026 für PV-Freiflächen bis zu 30 Prozent höhere Stromgestehungskosten im untersuchten Modell. Prognos beziffert am 13. Oktober den Anstieg für Südausrichtung auf 30 Prozent und für Ost-West-Ausrichtung auf 26 Prozent.
Prognos bezeichnet die Untersuchung möglicher Reformbelastungen ausdrücklich als Hochbelastungsszenario. Einzelne Projekte können nach Darstellung des Instituts geringer betroffen sein. Die endgültige Ausgestaltung der Maßnahmen war offen, weshalb sich die Prozentwerte nicht pauschal auf jede Projektkalkulation übertragen lassen.
Der Kurzbericht vom September 2026 unterstellt Ausschreibungsteilnahmen ab 2027 und Inbetriebnahmen 2029. Sein Redaktionsschluss war der 1. September 2026. Diese Zeitpunkte legen den betrachteten Modellfall fest, sie sind keine Terminprognose für konkrete Solarparks.
Zweiseitige Differenzverträge werden im Prognos-Kurzbericht qualitativ betrachtet. Untersucht werden mögliche Wirkungen auf Erlösverteilung, Finanzierung und Gebotsverhalten. Ein unmittelbar quantifizierter Kostenaufschlag für dieses Instrument lässt sich daraus nicht ableiten; eine qualitative Wirkung ist von einem bezifferten Modellergebnis zu trennen.
Bei möglichen Baukostenzuschüssen für Einspeiser verwendet die Untersuchung teilweise lastseitige Preisblätter von Netzbetreibern. Deren Übertragung auf Einspeiser ist eine Modellannahme. Sie belegt weder eine endgültige Bemessungsgrundlage noch eine bundesweit einheitliche Belastung künftiger Solarparks.
Für Netzbetreiber und Projektentwickler bleibt damit die konkrete Ausgestaltung solcher Zahlungen entscheidend. Ebenso wenig ist nachgewiesen, dass ein Batteriespeicher mögliche Zusatzbelastungen generell kompensiert. Eine entsprechende Annahme in einer Projektbewertung bräuchte eine eigene Begründung für das jeweilige Vorhaben.
AgNes ist nach dem hier maßgeblichen Verfahrensstand ein Entwurf, keine abschließend festgelegte Zahlungspflicht. Die Bundesnetzagentur beschrieb das Verfahren mit Stand 21. September 2026 entsprechend und sah eine Entscheidung noch 2026 vor. Ein genauer amtlicher Zeitplan für die abschließenden Beratungen bleibt offen.
Der Festlegungsentwurf sieht Netzentgelte ab dem 1. Januar 2029 und Einspeiseentgelte für Erzeugungsanlagen über 30 kW vor. Die Schwelle ist als Freigrenze angelegt; außerdem enthält der Entwurf eine Prosumer-Ausnahme sowie weitere Ausnahmen und Übergangsregeln. Daraus lässt sich noch keine Zahlungspflicht eines bestimmten Freiflächenprojekts ableiten.
Auch die von der Bundesregierung am 29. Juli 2026 gemeldeten Kabinettsbeschlüsse betreffen zwei Gesetzesentwürfe zur stärkeren Ausrichtung des Zubaus am Stromnetz. Ein Kabinettsbeschluss über einen Entwurf bestätigt dessen Inkrafttreten nicht. Die finalen Fassungen und die Anwendung der Übergangsregeln bleiben ausdrücklich offene, fachlich prüfungsbedürftige Rechtsfragen.
Für ein neues Vorhaben kommt es auf die Zuordnung von Ausschreibungsjahr, geplanter Inbetriebnahme und möglicher Übergangsregel an. Der Prognos-Modellfall mit einer Inbetriebnahme 2029 ersetzt diese Zuordnung nicht. Ohne sie bleibt unklar, ob die angesetzten Belastungen zum betrachteten Solarpark passen.
Der AgNes-Entwurf der Bundesnetzagentur sieht Netzentgelte ab dem 1. Januar 2029 und Einspeiseentgelte für Erzeugungsanlagen über 30 kW vor. Er enthält Ausnahmen und Übergangsregeln. Eine beschlossene Zahlungspflicht ist das noch nicht. Für die Projektbewertung bleiben die endgültige Ausgestaltung sowie die Anwendung der Ausnahmen und Übergangsregeln offene redaktionelle Fragen.
Für Flächeneigentümer ist insbesondere keine bestimmte Veränderung der Pachterlöse beziffert. Auch quantitative Folgen für einzelne Investments bleiben offen. Vor einer weitergehenden Bewertung sind deshalb die finale Regelgestaltung und ihre konkrete Wirkung auf das Projekt zu klären.
Gesetze im Internet, § 37b EEG 2023, geöffnet 25.10.2026
RWE, gemeinsamer Appell, 21.10.2026
Prognos, Projektseite, 13.10.2026
Prognos-Kurzbericht, September 2026
Bundesnetzagentur, AgNes, Stand 21.09.2026
Bundesnetzagentur, Statistik, geöffnet 25.10.2026
Bundesnetzagentur, Bekanntmachung Dezember 2026, geöffnet 25.10.2026
Bundesnetzagentur, AgNes-Festlegungsentwurf GBK-25-01-1#3, geöffnet 25.10.2026
