Energiegemeinschaften nach der EEG-Reform: Ohne Vergütung auf den Markt?

Energiegemeinschaften, Energie-Genossenschaften und virtuelle Kraftwerke gelten als Zukunft der dezentralen Energieversorgung. Doch mit der möglichen Abschaffung der klassischen EEG-Vergütung stehen sie vor einem neuen Problem: Es geht nicht mehr um „darf ich einspeisen?”, sondern darum, ob sich Überschussstrom noch sinnvoll vermarkten lässt.

Dieser Artikel analysiert die Ausgangslage, rechnet PV-Investitionen mit und ohne Speicher durch – und prüft, ob das Geschäftsmodell Energiegemeinschaft ohne garantierte Vergütung überhaupt noch aufgeht.

Was Energiegemeinschaften tun – und warum sie unter Druck geraten

Energiegemeinschaften bündeln viele kleine PV-Anlagen, vermarkten den Strom gemeinsam und verteilen Erlöse bzw. günstigen Strom an ihre Mitglieder. Physikalisch fließt der Strom ins gleiche Netz – die „Gemeinschaft” ist ein Abrechnungs- und Organisationsmodell, ausgelegt auf hohe Eigenverbrauchsquoten in der Gruppe.

Das Grundproblem: Wenn sehr viel Solar zur gleichen Zeit einspeist, fallen die Börsenpreise teils gegen null oder ins Negative. Die klassische EEG-Förderung hat diese Preisschwankungen bislang durch eine feste Abnahmevergütung abgefedert. Nach aktuellem Stand der EEG-Novelle 2026 soll die feste Einspeisevergütung ab 2027 für Neuanlagen entfallen; stattdessen ist ein marktbasiertes Vergütungsmodell im Gespräch. Fällt die Garantie weg, sind auch Energiegemeinschaften direkt den Marktpreisen ausgesetzt – und verdienen in Spitzenzeiten fast nichts an Überschussstrom.

Die meisten neuen Modelle sind rechtlich nicht auf die EEG-Vergütung angewiesen, sondern auf Marktzugang: Netzzugang, Bilanzkreis, Smart-Meter-Infrastruktur, faire Netzentgelte. Gefährlich wird es indirekt: Wenn Kleinanlagen ohne Förderung wirtschaftlich schlechter werden, kommen weniger neue Dächer in die Gemeinschaften. Und wenn Politik die Regeln so setzt, dass eher große Investoren mit eigenen Vermarktungsstrukturen profitieren, geraten Bürger- und Vereinsmodelle ins Hintertreffen.

Aus Sicht eines Ministeriums ist es einfacher zu sagen „zu viel Solarstrom, wir kürzen die Förderung”, als das eigentliche Systemproblem anzugehen – Netzausbau, Speicher, Flexibilität. Dabei ist der verschleppte Netzausbau das Kernversäumnis: SuedLink wurde 2014 unter der CDU/CSU-SPD-Regierung beschlossen und sollte 2022 fertig sein. Dann blockierte CSU-Ministerpräsident Seehofer die Trasse durch Bayern – auf seinen Druck wurde 2015 auf teure Erdverkabelung umgestellt, was das Projekt um Jahre zurückwarf und Milliarden verteuerte. Aktuell ist die Inbetriebnahme frühestens Ende 2028 geplant. Über ein Jahrzehnt Verzögerung, in dem Windstrom im Norden nicht zum Verbraucher im Süden kommt und Solarüberschüsse regional verpuffen. Wer den Netzausbau nicht liefert, bestraft die Erzeuger für ein Problem, das die Politik selbst geschaffen hat. Damit trifft man vor allem dezentrale, bürgernahe Anlagen. Große Investoren können sich auf Direktvermarktung, PPA-Verträge und Großspeicher stützen.

Strompreise: Großhandel sinkt, Endkunden zahlen weiter

Um die Wirtschaftlichkeit von PV und Energiegemeinschaften zu bewerten, muss man verstehen, wie sich Strompreise tatsächlich entwickeln.

Die Großhandelspreise an der Börse sinken durch den hohen PV-Zubau: Für 2026 werden ca. 84 bis 90 Euro pro MWh erwartet (8 bis 9 ct/kWh), bis 2030 voraussichtlich 73 bis 86 Euro pro MWh. Negativpreise im Sommer werden häufiger. Gas- und Kohlekraftwerke drehen in sonnigen Stunden nicht mehr an, Deutschland exportiert massiv Strom – besonders mittags im Sommer.

Die Endkundenpreise entwickeln sich anders als oft prognostiziert: Statistiken sprechen noch von Durchschnitten um 37 bis 39 ct/kWh, doch in der Praxis bieten regionale Anbieter und Online-Discounter bereits 24 bis 28 ct/kWh an, mit Preisfixierung über 12 bis 24 Monate. In günstigen Regionen wie Mecklenburg-Vorpommern liegen Neukundentarife aktuell bei ca. 23 ct/kWh – auch weil dort die Netzentgelte 2026 um über 3 ct/kWh gesunken sind. Der zunehmende Solarüberschuss drückt die Endkundenpreise schneller als erwartet.

Trotzdem: Netzentgelte machen 35 bis 40 Prozent des Endkundenpreises aus und steigen durch den Netzausbau. CO2-Preise und EEG-Änderungen wirken zusätzlich. Fehlende Nord-Süd-Leitungen wie SuedLink verschärfen das Problem – viel PV-Strom bleibt im Norden „hängen”, während der Süden weiter Gas importiert.

Alle folgenden Berechnungen gehen deshalb von 25 ct/kWh als realistischem Bezugspreis aus – nicht von den höheren Durchschnittswerten der Statistiken.

PV-Wirtschaftlichkeit: Dimensionierung entscheidet

Unabhängig von der Frage Energiegemeinschaft steht jeder Hausbesitzer vor einer Grundentscheidung: Wie groß soll die Anlage sein – und lohnt sich ein Speicher?

Die klassischen Rechnungen mit 10 kWp und 70 Prozent Eigenverbrauch klingen verlockend, gehen aber an der Realität vieler Haushalte vorbei. Bei einem typischen Verbrauch von 3.500 kWh pro Jahr und ohne E-Auto oder Wärmepumpe liegt der Eigenverbrauch einer 10 kWp Anlage realistisch bei nur 20 bis 30 Prozent – der Rest geht billig ins Netz.

Richtig dimensionieren statt überdimensionieren

Entscheidend ist die Passung zwischen Anlagengröße und tatsächlichem Verbrauch. Alle Rechnungen basieren auf 25 ct/kWh Bezugspreis und ca. 8 ct/kWh Einspeisevergütung (Stand 2026, für 20 Jahre gesichert).

Passende Anlage: 7 kWp für 3.500 kWh Verbrauch

Ertrag: 6.650 kWh pro Jahr (950 kWh/kWp)
Eigenverbrauch ca. 35 Prozent: 2.330 kWh × 25 ct = 582 Euro
Einspeisung: 4.320 kWh × 8 ct = 346 Euro
Jährlicher Ertrag: ca. 930 Euro
Amortisationszeit bei 8.500 Euro Invest: rund 9 Jahre

Überdimensionierte Anlage: 10 kWp für 3.500 kWh Verbrauch

Ertrag: 9.500 kWh pro Jahr
Eigenverbrauch ca. 25 Prozent: 2.375 kWh × 25 ct = 594 Euro
Einspeisung: 7.125 kWh × 8 ct = 570 Euro
Jährlicher Ertrag: ca. 1.160 Euro
Amortisationszeit bei 12.000 Euro Invest: rund 10 Jahre

Die größere Anlage bringt zwar absolut mehr Ertrag, aber ein wachsender Anteil kommt nur über die niedrige Einspeisevergütung. Die Amortisationszeit verlängert sich, und das Geschäftsmodell hängt stärker von der Einspeisevergütung ab – die ab 2027 möglicherweise wegfällt.

Speicher: Nur bei passendem Verbrauchsprofil

Ob ein Speicher sinnvoll ist, hängt stark von der täglichen Lastverteilung ab – nicht nur vom Jahresverbrauch.

Punkt	7 kWp ohne Speicher (8.500 Euro)	7 kWp mit 5 kWh Speicher (12.500 Euro)
Eigenverbrauch	ca. 35 Prozent	ca. 55 Prozent
Jährlicher Ertrag	ca. 930 Euro	ca. 1.150 Euro
Amortisationszeit	rund 9 Jahre	rund 11 Jahre
Laufende Stromkosten	spürbarer Netzbezug	reduziert
Risiko bei Preissteigerung	höher	geringer

Ein Speicher steigert den Eigenverbrauch, verlängert aber die Amortisationszeit. Ohne große Verbraucher wie E-Auto oder Wärmepumpe ist ein kleiner oder kein Speicher wirtschaftlicher.

Gamechanger: E-Auto und Wärmepumpe

Die bisherigen Rechnungen gelten für den klassischen Haushalt mit 3.500 kWh. Mit E-Auto und Wärmepumpe verschiebt sich die gesamte Kalkulation – denn der Verbrauch verdoppelt oder verdreifacht sich, und plötzlich stimmt die Dimensionierung einer größeren Anlage.

Haushalt mit Wärmepumpe (ca. 7.000 kWh gesamt)

Die Wärmepumpe zieht 3.000 bis 4.000 kWh pro Jahr, vor allem im Winter
Im Sommer läuft sie kaum – genau dann, wenn PV am meisten liefert
Mit Pufferspeicher (Warmwasser) lässt sich Solarstrom tagsüber in Wärme umwandeln
10 kWp Anlage sinnvoll, Eigenverbrauch steigt auf ca. 35 bis 40 Prozent
Amortisation verbessert sich, weil mehr teurer Netzbezug ersetzt wird

Haushalt mit E-Auto (ca. 7.000 bis 8.500 kWh gesamt)

Ein E-Auto zieht 2.000 bis 5.000 kWh pro Jahr (je nach Fahrleistung)
Wer tagsüber zuhause laden kann, nutzt Solarstrom direkt
Wer abends lädt, braucht einen Speicher – dann lohnt sich auch ein größerer
10 kWp Anlage plus 10 kWh Speicher können sinnvoll sein
Eigenverbrauch: 50 bis 60 Prozent realistisch

Kombination: Wärmepumpe + E-Auto (10.000 bis 12.000 kWh gesamt)

Verbrauch verdreifacht sich, Anlage mit 10 bis 15 kWp wird passend dimensioniert
Eigenverbrauch von 40 bis 50 Prozent auch ohne Speicher möglich
Speicher lohnt sich hier, weil die absoluten Einsparungen höher ausfallen
Jährlicher Ertrag: 1.500 bis 2.500 Euro je nach Konstellation
Amortisationszeit: 7 bis 9 Jahre – besser als beim Standardhaushalt

Der entscheidende Punkt: Eine 10 kWp Anlage, die für einen 3.500 kWh Haushalt überdimensioniert ist, wird für einen Haushalt mit Wärmepumpe und E-Auto zur passenden Größe. Die „richtige” Dimensionierung hängt vom tatsächlichen Verbrauch ab – und der steigt durch Elektrifizierung bei vielen Haushalten in den nächsten Jahren. Für Energiegemeinschaften bedeutet das: Je mehr Mitglieder hohe Verbräuche durch E-Autos und Wärmepumpen mitbringen, desto mehr Community-Strom wird tatsächlich lokal verbraucht – und desto weniger muss billig ins Netz.

Was passiert ohne EEG-Vergütung ab 2027?

Fällt die Einspeisevergütung für Neuanlagen weg, schrumpft der Ertrag auf den reinen Eigenverbrauchsanteil plus die schwankenden Marktpreise. Im Day-Ahead-Markt schwanken die Preise für Solarstrom je nach Tageszeit und Jahreszeit zwischen 0 und 8 ct/kWh – in Stunden mit negativer Börsenbewertung auch darunter. Die folgende Szenario-Rechnung setzt 4 ct/kWh als gewichteten Jahresmittelwert an. Für die passend dimensionierte 7 kWp Anlage:

Eigenverbrauch bleibt: 582 Euro
Markt-Einspeisung statt EEG: 4.320 kWh × ca. 4 ct = 173 Euro (statt 346 Euro)
Jährlicher Ertrag: ca. 755 Euro
Amortisationszeit: rund 11 Jahre

Machbar, aber kein Selbstläufer. Eine überdimensionierte Anlage trifft es härter, weil mehr Strom zu Marktpreisen verschleudert wird. Für Energiegemeinschaften heißt das: Wer seinen Strom innerhalb der Community verbrauchen kann statt billig einzuspeisen, profitiert stärker vom Community-Tarif – genau hier liegt der Mehrwert der Gemeinschaft.

Energiegemeinschaften: Wie das Modell gedacht ist

Die Idee klingt einleuchtend: Verein oder Genossenschaft, Haushalte mit und ohne eigene PV-Anlage, gemeinsamer Bilanzkreis, Smart Meter bei allen Teilnehmern. Die Gemeinschaft wird zum „Mini-Stadtwerk” mit zwei Preiszonen: Community-Strom (lokal erzeugt, 3 bis 5 ct/kWh günstiger als der normale Versorger) und Reststrom vom Markt zu dynamischen Preisen. Einspeiser bekommen Community-intern 10 bis 12 ct/kWh statt 8 ct/kWh Marktpreis.

Dazu Speicher, steuerbare Lasten wie Wärmepumpen und E-Autos, Preissignale per App. Ob Energiegemeinschaften in Deutschland eine echte Marktrolle spielen können, hängt stark von der Netzentgelt-Regulierung und dem § 42 EnWG zum Energy Sharing ab. Der aktuelle Entwurf sieht weiterhin administrative Hürden bei Bilanzkreismanagement und Smart-Meter-Verknüpfung vor. Politisch bräuchte es faire Netzentgelte, einfachen Marktzugang, einen beschleunigten Smart-Meter-Rollout und Schutz vor Übernahme durch große Konzerne.

Das Konzept ist schlüssig. Die Frage ist, ob es sich rechnet.

Rechenbeispiel: 50 Haushalte – was bringt die Gemeinschaft?

50 Haushalte (je ca. 3.500 kWh Verbrauch), davon 30 mit passend dimensionierter PV (je 7 kWp, insgesamt 210 kWp). Ertrag gesamt: ca. 200.000 kWh pro Jahr.

Variante ohne Gemeinschaftsspeicher

Investition Gemeinschaftsteil (Smart Meter, Abrechnungssoftware, Kommunikationsinfrastruktur, Steuerungstechnik): ca. 60.000 Euro. Durch koordinierten Verbrauch steigt der Eigenverbrauch von 35 auf ca. 50 Prozent – rund 30.000 kWh zusätzlich lokal genutzt.

Mehrwert bei 25 ct/kWh: 1.500 bis 2.100 Euro pro Jahr fürs gesamte Quartier. Pro Haushalt sind das 30 bis 42 Euro im Jahr. Amortisationszeit der IT-Kosten: 29 bis 40 Jahre.

Variante mit Gemeinschaftsspeicher (100 kWh)

Investition Gemeinschaftsteil: ca. 140.000 Euro (Batterie, Energiemanagementsystem, Netzanbindung, Brandschutz, plus IT-Infrastruktur wie oben). Der Speicher hebt den Eigenverbrauch auf ca. 60 Prozent.

Mehrwert: 3.500 bis 4.500 Euro pro Jahr fürs Quartier. Amortisationszeit: 31 bis 40 Jahre – deutlich über der Batterielebensdauer von 15 bis 20 Jahren.

Variante	Invest Gemeinschaft	Jährlicher Mehrwert	Amortisation
Ohne Speicher (nur IT)	60.000 Euro	1.500 bis 2.100 Euro	29 bis 40 Jahre
Mit 100 kWh Speicher	140.000 Euro	3.500 bis 4.500 Euro	31 bis 40 Jahre

Die einzelne PV-Anlage rechnet sich auch ohne Gemeinschaft (Amortisationszeit rund 9 Jahre bei 7 kWp). Der finanzielle Mehrwert der Gemeinschaft ist bei aktuellen Strompreisen marginal.

Die unbequeme Wahrheit

Ein Geschäftsmodell mit 30 bis 40 Jahren Amortisation ist kein robustes Modell – es ist eine Wette. Eine Wette auf steigende Strompreise.

Allerdings lohnt ein Blick auf das, was der Staat sonst bereit ist zu finanzieren: Die Atomkraft hat Deutschland laut einer Studie des Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS) gesellschaftliche Gesamtkosten von über einer Billion Euro verursacht – allein 287 Milliarden Euro an direkten Förderungen und staatlichen Ausgaben seit den 1950er-Jahren, plus mindestens 170 Milliarden Euro für Rückbau und Endlagerung bis 2100. Pro Kilowattstunde entspricht das einer Subvention von 4,3 ct – verteilt über sieben Jahrzehnte, großteils unsichtbar im Bundeshaushalt. Die EEG-Umlage für erneuerbare Energien lag zeitweise höher (bis 6,88 ct/kWh im Jahr 2017), war aber transparent auf der Stromrechnung ausgewiesen und wird seit 2023 nicht mehr über den Strompreis erhoben, sondern aus dem Bundeshaushalt finanziert. Der Unterschied: Bei der Atomkraft zahlt die Gesellschaft über Generationen weiter – Rückbau, Endlagerung, Ewigkeitskosten. Das britische Atomkraftwerk Hinkley Point C zeigt, dass sich an dieser Logik nichts geändert hat: Baukosten von über 55 Milliarden Euro, eine staatlich garantierte Einspeisevergütung von über 15 ct/kWh – für Strom, der frühestens 2030 fließt. Zum Vergleich: Neue PV-Anlagen erzeugen Strom für unter 5 ct/kWh. Wer also die 30 bis 40 Jahre Amortisation einer Energiegemeinschaft als „Wette” bezeichnet, muss die Frage aushalten, was die Alternative kostet – und wer dort die Wette eingeht.

Steigen die Preise zurück auf 35 ct/kWh oder höher, rechnet sich alles: Speicher, Gemeinschaft, Überdimensionierung. Bleiben sie bei 25 ct/kWh oder fallen weiter, rechnet sich die individuelle PV-Anlage gerade noch – aber die Gemeinschaftsinfrastruktur nicht.

Dazu kommen Technologierisiken: Wer sich heute auf 20 bis 40 Jahre an eine bestimmte Speichertechnologie und IT-Plattform bindet, kann morgen von neuen Solartechnologien, günstigeren Speichern oder möglicherweise Fusionskraftwerken überholt werden. Was heute als „robustes Gemeinschaftsmodell” verkauft wird, kann in zehn Jahren eine Altlast sein.

Und es gibt ein Szenario, das selten diskutiert wird: Was passiert, wenn PV-Strom so billig wird, dass er verschenkt werden muss? Schon heute gibt es regelmäßig Stunden mit negativen Börsenpreisen. Denkbar ist, dass überschüssiger Solarstrom künftig kostenlos an Ladesäulen abgegeben wird, dass der Staat Netzentgelte und Umlagen für Überschussstrom übernimmt oder dass Industrieabnehmer gezielt mit Gratis-Strom gelockt werden – alles, um die Netze zu entlasten. Für Betreiber kleiner PV-Anlagen und Energiegemeinschaften hieße das: Der Strom, den sie nicht selbst verbrauchen, ist im Zweifel nichts mehr wert. Die Einspeiseseite der Rechnung fällt weg, übrig bleibt nur der Eigenverbrauch.

Was sich trotzdem sagen lässt

PV auf dem eigenen Dach funktioniert – passend dimensioniert (7 kWp für 3.500 kWh Verbrauch, größer bei E-Auto oder Wärmepumpe), mit EEG-Vergütung gesichert und ohne Überinvestition in Speicher. Amortisationszeit rund 9 Jahre, Lebensdauer über 25 Jahre.

Energiegemeinschaften sind kein Renditemodell, sondern ein Organisationsmodell. Ihr Wert liegt in gemeinsamer Verhandlungsmacht, geteiltem Wissen und einer Struktur, die bereitsteht, falls sich die Bedingungen ändern – steigende Preise, neue Förderprogramme, bessere Speichertechnik. Damit bleiben sie vor allem ein Instrument für engagierte Bürgerinnen und Bürger – und ein strategischer Beitrag zur lokalen Resilienz, der in Krisen und bei Strompreis-Spitzen handlungsfähig bleibt.

Die einzige Variable, die alles entscheidet, ist der Strompreis. Steigt er, lohnt sich fast jede PV-Investition. Fällt er, wird jede Investition zum Risiko – egal ob allein oder in der Gemeinschaft.

Wer 2026 noch die EEG-Vergütung für 20 Jahre sichern kann, sollte das tun – aber wissen, dass man sich damit auch langfristig bindet. Die aktuelle Nachfrage hält die Anlagenpreise hoch; wer jetzt kauft, kauft wahrscheinlich nicht zum günstigsten Preis. Wer danach investiert, muss ehrlich kalkulieren: mit dem Preis, der heute auf der Rechnung steht, nicht mit Durchschnittswerten aus Statistiken.

Und ein Blick auf die Branche gehört dazu: Deutschland war bei Solartechnologie einmal weltweit führend. Unter der CDU/CSU/FDP-Regierung wurde die EEG-Förderung 2012 massiv gekürzt – während China seine Solarindustrie mit dreistelligen Milliardenbeträgen subventionierte. Das Ergebnis: Zehntausende Arbeitsplätze verloren, die letzten großen Hersteller wie Solarworld 2017 insolvent, das Know-how an die internationale Konkurrenz verschenkt. Danach hat sich – wieder mit Hilfe von Fördermitteln – eine neue Schicht aus Installateuren, Planern und Dienstleistern aufgebaut, die den Ausbau der letzten Jahre getragen hat. Bricht die Nachfrage durch wegfallende Förderung erneut ein, droht der nächste Branchencrash – und damit die Zerstörung genau der Strukturen, die für eine dezentrale Energiewende gebraucht werden.

Das Problem reicht über den Stromsektor hinaus: Die aktuelle energiepolitische Ausrichtung weicht die strukturelle Transformation auch im Wärmebereich auf – der Einbau neuer Gas- und Ölheizungen bleibt weiterhin möglich, entgegen früherer Klimaziele und ohne tragfähiges Konzept für emissionsarmen Ersatz. EEG-Vergütung im Strom, erneuerbare Pflichtanteile bei der Wärme – zentrale Instrumente der Energiewende werden aufgegeben, bevor Netz, Speicher und Marktdesign stehen. Das ist kein geordneter Übergang, das ist Rückbau auf Raten.

Ein Fehler ist verzeihlich. Ihn sehenden Auges zu wiederholen, ist eine politische Entscheidung.

Hinweis: Die Zahlen in diesem Artikel sind bewusst gerundet und vereinfacht. Sie dienen als Orientierung, nicht als Investitionsplanung.

Quellen: