EEG-Novelle 2027: Neue Spielregeln, neue Chancen?

Mit dem im Februar dieses Jahres inoffiziell veröffentlichten Arbeitsentwurf des EEG 2027 verfolgt der Gesetzgeber das Ziel, den Ausbau Erneuerbarer Energien stärker markt‑ und systemorientiert auszugestalten. Zugleich sollen die von der Europäischen Kommission geforderten Contracts for Difference (CfD) in nationales Recht implementiert werden, ohne das zentrale Ausbauziel eines Anteils von 80% Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch bis 2030 zu gefährden. Grundlage hierfür ist eine grundlegende Neugestaltung des bisherigen Förderdesigns.

Vor diesem Hintergrund betreffen die geplanten Änderungen nicht nur den Fördermechanismus, sondern darüberhinausgehende strukturelle Systemveränderungen.

Die Zeit drängt, das EEG muss spätestens zum 1. Januar 2027 novelliert und durch die Europäische Kommission beihilferechtlich genehmigt werden. Um dieses Ziel zu erreichen, sollte zumindest bis Ende Juli 2026 die Novelle durch den Bundestag verabschiedet und der Kommission zur Genehmigung vorgelegt werden.

Neuer Fördermechanismus: Contracts for Difference

Kernstück der Novelle ist die Weiterentwicklung des bisherigen Marktprämienmodells. Der Gesetzesentwurf sieht vor, den bestehenden Mechanismus der gleitenden Marktprämie künftig um einen produktionsabhängigen Refinanzierungsbeitrag (RB) zu ergänzen, der der Erlösabschöpfung in Hochpreisphasen dient.

Der Refinanzierungsbeitrag ist von Anlagenbetreibern – ausgenommen sind Biomasseanlagen – ab einer installierten Leistung von 100 kW an den Netzbetreiber zu entrichten. Zahlungspflicht besteht in denjenigen Jahren, in denen der Jahresmarktwert oberhalb des anzulegenden Wertes liegt. Liegt der Jahresmarktwert hingegen unterhalb dieses Referenzwertes, erhalten Anlagenbetreiber weiterhin die Marktprämie.

Refinanzierungsbeitrag = Jahresmarktwert – (Anzulegender Wert + ASW)
[wenn RB < 0, dann 0].

Auf den Parameter „ASW“ wird im geleakten Gesetzesentwurf nicht weiter eingegangen. An anderer Stelle wird darauf verwiesen, dass die Erlösabschöpfung nicht direkt am anzulegenden Wert erfolgen soll – es soll vielmehr einen Korridor oberhalb des anzulegenden Wertes eingeführt werden, in welchem ebenfalls keine Abschöpfung stattfindet. Ob und in welcher Form dieser Korridor tatsächlich Bestandteil des Abschöpfungsmechanismus wird, bleibt der Veröffentlichung eines offiziellen Gesetzesentwurfs vorbehalten.

Unabhängig davon findet weder eine Förderung noch eine Abschöpfung für Strommengen statt, die in Zeiträumen negativer Börsenstrompreise eingespeist werden.

Der Entwurf sieht ferner ein Wahlrecht vor: Wer keinen Refinanzierungsbeitrag leisten möchte, kann das tun, wenn im Gegenzug auf die gesetzliche Förderung verzichtet wird.

Bei Anlagen, deren anzulegender Wert in einer Ausschreibung ermittelt wird, kann einmalig bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahrs nach Inbetriebnahme eine Opt-Out-Option in Anspruch genommen werden. Hier erklärt der Anlagenbetreiber, zukünftig nicht mehr am Förderregime teilnehmen zu wollen. In diesem Fall erhält er ab dem ersten Tag des Folgejahres keine Förderung mehr, muss aber auch keinen Refinanzierungsbeitrag leisten. Bei Anlagen, die ohne Ausschreibung an der Förderung teilnehmen, muss sich der Anlagenbetreiber innerhalb von sechs Monaten per Erklärung entscheiden, am Förderregime teilzunehmen und damit einen Refinanzierungsbeitrag zu leisten oder nicht (§ 19 Abs. 2 EEG 2027 E, ausgenommen Biomasseanlagen, die keinen Refinanzierungsbeitrag leisten).

Der Refinanzierungsbeitrag ist grundsätzlich für jede erzeugte und eingespeiste Kilowattstunde zu entrichten. Wäre der Refinanzierungsbeitrag jedoch höher als der Erlös aus der Stromvermarktung abzüglich der laufenden Kosten des Anlagenbetriebs, hat ein rationaler (und allwissender) Anlagenbetreiber keinen Anreiz, Strom zu diesen Zeiten einzuspeisen. Vor diesem Hintergrund sieht der Entwurf eine Anpassung der obigen Formel für Zeiten mit geringen Markterlösen vor. Durch diese Regelung soll sichergestellt werden, dass der Anlagenbetreiber auch bei geringen, aber positiven Strompreisen die Anlage nicht abregelt. Zur Definition dieses Zeitraums wird der Parameter „Mindesterlöse“ eingeführt, welcher technologieabhängig definiert wird und die laufenden Kosten des jeweiligen Anlagenbetriebs decken soll. Der angepasste Refinanzierungsbetrag wird für jede Viertelstunde wie folgt berechnet:

Angepasster Refinanzierungsbeitrag = Spotmarktpreis – Mindesterlös
[wenn angepasster RB < 0; dann 0].

Der angepasste Refinanzierungsbeitrag wird für die Strommenge angewendet, die in der Zeit eingespeist wurde, in der der Spotmarktpreis gleich oder kleiner der Summe aus dem Refinanzierungsbeitrag und dem Mindesterlös ist:

Zeiten geringer Markterlöse, wenn Spotmarktpreis </= RB + Mindesterlös.

Diese Regelung impliziert jedoch, dass der zuständige Netzbetreiber in den Abschöpfungsjahren für jede Anlage individuell und viertelstundenscharf den Refinanzierungsbeitrag ermitteln muss.

Die wirtschaftliche Implikation der Regelung rund um den Refinanzierungsbeitrag ist im Folgenden beispielhaft für eine Windenergieanlage an Land für das Jahr 2025 dargestellt.

Tabelle 1: Exemplarische Darstellung relevanter Kennzahlen im Rahmen des Refinanzierungsbeitrags im Kontext von Windenergieanlagen an Land im Jahr 2025 (Quelle: Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Marktwertübersicht (Letzter Zugriff: 20.3.2026), EEG 2027-Gesetzesentwurf und eigene Annahmen.)

Da im Beispiel der Jahresmarktwert oberhalb des anzulegenden Wertes liegt, muss der Anlagenbetreiber einen Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber bezahlen:

• Liegt der Spotmarktpreis oberhalb von 1,441 ct/kWh, muss der Anlagenbetreiber einen Refinanzierungsbeitrag in Höhe von 0,441 ct/kWh für die entsprechende Strommenge an den Netzbetreiber entrichten.
• Liegt der Spotmarktpreis unterhalb bzw. gleich 1,441 ct/kWh, verringert sich der Refinanzierungsbeitrag gemäß obiger Formel. Liegt z.B. der Spotmarktpreis bei 1,2 ct/kWh, passt sich der Refinanzierungsbeitrag auf 0,2 ct/kWh (= 1,2 ct/kWh – 1 ct/kWh) für die entsprechend in diesem Zeitraum relevante Strommenge an. Wäre dies nicht der Fall, hätte der Anlagenbetreiber auf der einen Seite zwar einen Erlös in Höhe von 1,2 ct/kWh – auf der anderen Seite aber auch näherungsweise laufende Kosten in Höhe von 1 ct/kWh (basierend auf den Annahmen des Gesetzesentwurfes) sowie Kosten in Form des Refinanzierungsbeitrages in Höhe von 0,441 ct/kWh. Ein rationaler (und allwissender) Anlagenbetreiber würde folglich die Anlage in solchen Zeiten abregeln.

In Tabelle 2 ist zudem exemplarisch dargestellt, wie hoch der Refinanzierungsbeitrag bei einer Windenergieanlage an Land im Jahr 2025 gewesen wäre (unter der Annahme, dass die Anlage bei einem Spotmarktpreis von < 1 ct/kWh abgeregelt wird¹; deutschlandweiter Durchschnitt).

Tabelle 2: Exemplarische Darstellung des Refinanzierungsbeitrags für Windenergieanlagen an Land im Jahr 2025 (Quelle: Eigene Berechnungen auf Basis von Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Online-Hochrechnung der tatsächlichen Erzeugung von Strom aus Windenergie Onshore (Letzter Zugriff: 20.3.2026), Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Spotmarktpreis nach § 3 Nr. 42a EEG (Letzter Zugriff: 20.3.2026) und EEG 2027-Gesetzesentwurf.)

Auf Basis der gewählten Annahmen würde der gemittelt gewichtete Refinanzierungsbeitrag bezogen auf die eingespeiste Strommenge 0,437 ct/kWh betragen – und wäre somit leicht geringer, als wenn es keinen angepassten Refinanzierungsbeitrag geben würde.

Änderung der Ausschreibungsstruktur

Neben der Reform des Fördermechanismus sieht der Entwurf strukturelle Anpassungen im Ausschreibungsregime vor.

Das grundlegende Konzept bleibt dabei erhalten. Dies gilt insbesondere für die Regelung, wonach bei negativen Börsenstrompreisen der Vergütungsanspruch für eingespeisten Strom entfällt, die betroffenen Negativstunden jedoch an den 20-jährigen EEG-Förderzeitraum angehängt werden. Künftig entfällt allerdings die Befugnis der Bundesnetzagentur (BNetzA), die Ausschreibungsvolumina eigenständig anzupassen.

Neu ist eine strukturelle Verschiebung der Ausschreibungsvolumina zugunsten von Freiflächen-Photovoltaikanlagen. § 4 S. 2 EEG 2023, wonach mindestens die Hälfte des Ausschreibungsvolumens auf PV-Dachanlagen entfallen musste, wird aufgehoben. Zur Begründung wird angeführt, dass Solaranlagen des ersten Segments kosteneffizienter realisiert werden können. Zudem diene die Änderung der Umsetzung der Ergebnisse des Monitoringberichts zu Beginn der 21. Legislaturperiode „Energiewende. Effizient. Machen“.

In der Folge werden die Ausschreibungsvolumina für Solaranlagen des zweiten Segments gemäß § 28b Abs. 2 EEG 2027 E von bislang 2.300 MW auf 1.500 MW abgesenkt. Gleichzeitig erhöht sich das Ausschreibungsvolumen für Solaranlagen des ersten Segments gemäß § 28a Abs. 2 EEG 2027 E von 9.900 MW auf 14.000 MW installierter Leistung.

Die bisherige Regelung des § 39n EEG 2023 zur Förderung innovativer Konzepte (Innovationsausschreibung) wird ersatzlos aufgehoben. An ihre Stelle treten sogenannte Resilienzausschreibungen für Windenergieanlagen an Land sowie Solaranlagen des ersten Segments.

Begründet wird dieser Systemwechsel damit, dass Anlagenkombinationen – insbesondere die Kopplung von Erzeugungsanlagen mit Speichern – inzwischen als marktüblicher Standard gelten und keiner gesonderten innovationsbezogenen Förderung mehr bedürfen.

Mit den Resilienzausschreibungen werden künftig neben dem Gebotspreis auch qualitative Zuschlagskriterien berücksichtigt. Hierzu zählen insbesondere Aspekte der Cybersicherheit, Nachhaltigkeit, verantwortungsvollen Unternehmensführung sowie der Diversifizierung und Resilienz von Lieferketten. Noch offen ist, ob diese Kriterien als Teilnahmevoraussetzungen oder als Zuschlagskriterien ausgestaltet werden. Die im Rahmen der Resilienzausschreibungen vergebenen Mengen werden auf die regulären Ausschreibungsvolumina angerechnet und dort entsprechend in Abzug gebracht. Nicht bezuschlagte Mengen werden dem regulären Ausschreibungsvolumen des Folgejahres zugeschlagen.

Die näheren Einzelheiten der Resilienzausschreibungen sind durch Rechtsverordnung festzulegen (§ 39n Abs. 2 EEG 2027 E i.V.m. § 88f EEG 2027 E). Die konkrete Ausgestaltung bleibt daher abzuwarten.

Beteiligung von Kommunen

Die Neuregelung des § 6 EEG 2027 E erweitert die finanziellen Beteiligungsmöglichkeiten von Kommunen erheblich. Künftig kann die tatsächlich erzeugte Strommenge von Windenergieanlagen und Freiflächen-Photovoltaikanlagen als Bemessungsgrundlage herangezogen werden.

Bislang war regelmäßig nur die in das öffentliche Netz eingespeiste Strommenge maßgeblich. Nunmehr bildet die tatsächlich erzeugte Strommenge vor dem Netzverknüpfungspunkt die Obergrenze der beteiligungsfähigen Strommenge.

Hierdurch sollen kommunale Beteiligungsmöglichkeiten trotz veränderter Erzeugungs- und Verbrauchsstrukturen gesichert werden. Insbesondere der zunehmende Eigenverbrauch sowie der verstärkte Einsatz von Speichern führen dazu, dass geringere Strommengen in das öffentliche Netz eingespeist werden, ohne dass die lokale Wertschöpfung sinkt.

Nicht mehr beteiligungsfähig sind künftig nicht erzeugte „fiktive Strommengen“ bei Windenergieanlagen gemäß Anlage 2 Nr. 7.2 EEG 2023 sowie nach § 6 Abs. 5 EEG 2023. Damit sollen bestehende Rechtsunsicherheiten beseitigt und eine einheitliche Systematik innerhalb des EEG hergestellt werden.

Die Neuregelung wirkt sich zugleich auf die Erstattungsfähigkeit von Beteiligungszahlungen durch Netzbetreiber aus. Künftig können Anlagenbetreiber eine Erstattung nicht nur dann verlangen, wenn sie eine EEG-Förderung erhalten haben, sondern auch dann, wenn sie aufgrund eines Refinanzierungsbeitrags zahlungspflichtig waren.

Änderungen für kleinere Anlagen

Bei kleinen EE-Anlagen ist das BMWE der Ansicht, dass diese sich auch ohne eine Förderung lohnen – insbesondere im Eigenverbrauch. Als Konsequenz soll die bisherige Einspeisevergütung komplett wegfallen. Kleine Erzeugungsanlagen bis 25 kW Nennleistung erhalten demnach in keinem Fall mehr eine EEG-Förderung für in das öffentliche Netz eingespeiste Mengen.

Wird dennoch Strom in das Netz eingespeist, soll es hier für einen Übergangszeitraum die sogenannte Marktwertdurchleitung geben – der Netzbetreiber nimmt den eingespeisten Strom ab und vergütet ihn zum jeweiligen Marktwert, solange die Anlage noch im Jahr 2027 in Betrieb genommen wird (§ 21 EEG 2027 E). Bei Inbetriebnahme nach Ablauf dieser Übergangszeit bzw. nach Ablauf von längstens 30 Monaten oder, sollte das vorher stattfinden, nach Ablauf von 3 Monaten nach Installation eines iMS, gilt jedoch die unentgeltliche Abnahme als Grundsatz (§ 25 Abs. 1a EEG 2027 E). Demnach nimmt zwar weiter der Netzbetreiber den eingespeisten Strom ab, er vergütet diesen jedoch nicht. Möchte man mit solchen Kleinanlagen für eingespeiste Mengen einen Erlös erhalten, muss man als Anlagenbetreiber zukünftig also zwingend an der ungeförderten Direktvermarktung teilnehmen, was im Gegenzug aber Kosten für Mess- und Steuertechnik und Dienstleistungsentgelte für Direktvermarktungsunternehmen auslöst.
Anlagen mit einer installierten Leistung über 25 kW sollen auch zukünftig gefördert werden, allerdings ausschließlich über die geförderte Direktvermarktung. Die Einspeisevergütung, welche insbesondere in Bezug auf die Steuertechnik und Dienstleister deutlich kostengünstiger war, ist keine Option mehr.

Darüber hinaus sollen PV-Aufdachanlagen mit einer Leistung bis 25 oder 100 kWp (hier steht eine endgültige Entscheidung noch aus) in ihrer Einspeiseleistung begrenzt werden: Diese Anlagen dürften nur noch mit 50% ihrer Leistung in das öffentliche Netz einspeisen (§ 9 Abs. 2 EEG 2027 E). Da die Wirkleistungserzeugung jedoch nicht hiervon berührt wird, sollen klar Eigenverbrauchskonstellationen, zum Beispiel in Kombination mit einem Batteriespeicher, gefördert werden.

Fazit

Der inoffiziell veröffentlichte EEG-Entwurf beinhaltet erhebliche Änderungen der bisherigen Fördersystematik.

Insgesamt wird deutlich, dass neben einer Förderung von Eigenverbrauch insbesondere die Flexibilität von Erzeugungsanlagen gefördert und gefordert werden soll. Flankierend ist hierzu die neue Netzentgeltsystematik zu sehen, welche von der Bundesnetzagentur bspw. im AgNes-Prozess oder vom BMWE in seinem Netzpaket verfolgt wird. Auch die Nutzung von Speichern wird für Anlagenbetreiber voraussichtlich immer wichtiger und, da eine Förderung über die Innovationsausschreibungen nicht mehr stattfinden soll, zunehmend als Standard gesehen. Für Anlagenbetreiber impliziert der neue im Vergleich zum derzeitigen Fördermechanismus, dass in Zeiten, in welchen der Jahresmarktwert oberhalb des anzulegenden Wertes liegt, ein Refinanzierungsbetrag an den Netzbetreiber zu entrichten ist – die Erlöse eines Anlagenbetreibers sinken somit im Vergleich zum Status Quo. Die wichtige Erlösabsicherung nach unten in Form einer Marktprämie bleibt den Anlagenbetreibern jedoch weiterhin erhalten.

Bei allen Neuregelungen gibt es jedoch auch einige Punkte, die vom BMWE-Entwurf nicht angefasst wurden und daher voraussichtlich gleich bleiben.

Hierzu zählen beispielsweise die erst im Jahr 2025 neu eingeführten (und mangels BNetzA-Festlegung noch nicht nutzbaren) Möglichkeiten der Förderung bei einem Speichereinsatz. So sollen neben der auch heute schon nutzbaren Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Abs. 3a EEG 2023 auch zukünftig die Abgrenzungs- und Pauschaloption (Abs. 3b bzw. 3c) weiter den Anlagenbetreibern offen stehen.

Insbesondere für kleinere Anlagen wird eine Vermarktung des Stroms über die Eigennutzung hinaus aber voraussichtlich herausfordernder. Insbesondere ist hier der notwendige Ausbau mit iMS zu sehen, welcher auch Kostenfolgen nach sich trägt.

Zwar wird in der Branche derzeit davon ausgegangen, dass die neuen Regeln in den größten Teilen nur auf Neuanlagen anzuwenden sind. Im inoffiziell veröffentlichten Entwurf steht eine Anpassung der Übergangsvorschriften jedoch noch aus. Daher sollte sowohl in Bezug auf neue Projekte als auch Bestandsanlagen das weitere Verfahren aufmerksam beobachtet und frühzeitig eine Strategie entwickelt werden. Wir unterstützen gerne – sprechen Sie uns an!

Anmerkungen:

1 Die Annahme, dass die Windkraftanlage bei einem Spotmarktpreis kleiner 1 ct/kWh abgeregelt wird, wurde aus Konsistenzgründen zum Gesetzentwurf gewählt.

Aus dem Newsletter
„Energy+ Kompass“