Bundesregierung beschließt Gesetzentwurf des EEG 2027

Warum sollte ich das lesen?

Die Bundesregierung hat am 29. Juli 2026 den Gesetzentwurf zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG 2023; zukünftig EEG 2027) beschlossen. Nachdem bereits mehrere Versionen von Referentenentwürfen kursierten, beginnt mit diesem Entwurf nun das parlamentarische Verfahren, welches bis Ende 2026 abgeschlossen sein muss. Der Kabinettsentwurf zielt darauf ab, die Energiewende transparent, planbar und pragmatisch zu gestalten, wobei wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit, Klimaschutz und soziale Ausgewogenheit zusammengebracht werden sollen. Darüber hinaus ist eine Novellierung des EEG 2023 aufgrund mehrerer Vorgaben seitens der EU erforderlich.

Die folgenden Aspekte sind für Projektentwickler und Investoren von besonderer Bedeutung.

Was muss ich wissen?

Einführung von "Differenzverträgen" (Contracts for Difference - CfDs): 

• Ergänzung der Marktprämie um einen Refinanzierungsbeitrag: Zur Umsetzung des Art. 19d der Strommarktverordnung (EU) 2024/1747 ist der deutsche Gesetzgeber verpflichtet, die derzeit als einseitiges Förderinstrument ausgestaltete Marktprämie ab dem 1. Januar 2027 grundsätzlich als zweiseitigen Mechanismus zu konzipieren, durch die Mehrerlöse des Anlagenbetreibers abgeschöpft werden (sog. Claw-back-Mechanismus). Der Gesetzentwurf sieht hierzu die Einführung eines sog. Refinanzierungsbeitrages vor, der umgekehrt zur Marktprämie zu zahlen ist: Soweit der Börsenpreis den anzulegenden Wert unterschreitet, löst dies die Zahlung einer Marktprämie durch den Netzbetreiber an den Anlagenbetreiber aus; soweit der Börsenpreis den anzulegenden Wert überschreitet, ist der Anlagenbetreiber grundsätzlich zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags verpflichtet. Der Berechnung zugrunde zu legen ist grundsätzlich der Jahresmarktwert, wobei die Abrechnung rückwirkend auf Jahresbasis erfolgt. Unterjährig sind monatliche Abschlagszahlungen in „angemessener Höhe“ zu leisten, welche insbesondere anhand des Jahresmarktwertes des Vorjahres oder der Monatsmarktwerte der Vormonate bestimmt werden können.
• Berechnung: Die Formel zur Berechnung der Marktprämie lautet 

Marktprämie = anzulegender Wert – Jahresmarktwert

während die Formel zur Berechnung des Refinanzierungsbeitrages spiegelbildlich dazu

Refinanzierungsbeitrag = Jahresmarktwert – anzulegender Wert

lautet. Der Jahresmarktwert ist der Jahresmittelwert des Spotmarktpreises des jeweiligen Energieträgers. Der anzulegende Wert wird (wie bisher) gesetzlich oder durch Ausschreibungen ermittelt. Zudem sieht das EEG 2027 mehrere Anpassungstatbestände für den anzulegenden Wert sowie die ermittelte Marktprämie bzw. den ermittelten Refinanzierungsbeitrag vor, wobei u.a. geregelt ist, dass die Marktprämie und der Refinanzierungsbeitrag nicht negativ werden können. Durch die jährliche Abrechnung hat dies zur Folge, dass das jeweilige Kalenderjahr entweder ein Förder- oder ein Abschöpfungsjahr ist. 

Zur Vermeidung von Abregelungsanreizen in Niedrigpreisphasen ist eine Anpassung des Refinanzierungsbeitrags vorgesehen (sog. dynamische Abschöpfung). Eine Niedrigpreisphase in diesem Sinne liegt vor, wenn der Spotmarktpreis in einer Viertelstunde kleiner oder gleich der Summe aus dem Refinanzierungsbeitrag und einem technologiespezifischen Mindesterlös ist. Die Formel zur Berechnung des angepassten Refinanzierungsbeitrages lautet:

angepasster Refinanzierungsbeitrag = Spotmarktpreis – Mindesterlös

Die Mindesterlöse dienen der Abdeckung der laufenden Kosten des Anlagenbetreibers. Der Mindesterlös beträgt für Solaranlagen 0,5 ct/kWh und für sonstige Anlagen 1 ct/kWh, wobei der Bundesnetzagentur die Möglichkeit zur Erhöhung vorbehalten ist.

• Betroffene Anlagenbetreiber: Anspruchsberechtigt für die Zahlung der Marktprämie sind Anlagen mit einer installierten Leistung von mindestens 25 kW. Betroffen vom Refinanzierungsbeitrag sind hingegen erst Anlagen ab einer installierten Leistung von 100 kW mit Ausnahme von Biomasseanlagen, welche grundsätzlich keiner Abschöpfung unterliegen.
• Direktvermarktungsverträge: Das Modell der sog. Direktvermarktungsverträge, Stromlieferverträge, unter denen der Anlagenbetreiber von einem Direktvermarkter eine am Börsenpreis ausgerichtete Zahlung erhält, kann grundsätzlich beibehalten werden, wird aber Anpassungen im Einzelnen an den neuen Mechanismus erfahren.
• Wechsel zwischen geförderter Vermarktung und PPAs sowie Opt-out: Grundsätzlich ist ein monatlicher Wechsel zwischen geförderter Vermarktung in Verbindung mit dem Abschluss von Direktvermarktungsverträgen und ungeförderter Vermarktung (sonstige Direktvermarktung) über Stromlieferverträge (PPAs), insbesondere mit Industrie- und Technologieunternehmen als Abnehmern, möglich. Jedoch besteht auch während der Vermarktung unter einem PPA weiterhin die Verpflichtung zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags, solange kein endgültiger Ausstieg aus dem Förderregime erfolgt. Ein Ausstieg („Opt-out“) aus dem CfD ist nur einmal und ausschließlich innerhalb der ersten zehn Jahre nach Inbetriebnahme der Anlage, d.h. innerhalb der ersten Hälfte des 20-jährigen Förderzeitraums, zulässig. Um zu verhindern, dass Anlagenbetreiber, die erfolgreich an einer Ausschreibung teilgenommen haben, zunächst von hohen Marktpreisen profitieren und erst später in die geförderte Direktvermarktung (einschließlich Refinanzierungsbeitrag) wechseln, müssen sie dem Netzbetreiber zudem spätestens sechs Monate nach der Inbetriebnahme mitteilen, ob sie die geförderte Direktvermarktung in Anspruch nehmen wollen.

Regelungen für kleinere Anlagen (unter 25 kW installierte Leistung): 

• Abschaffung der Einspeisevergütung: Die Einspeisevergütung, die unter dem aktuellen EEG 2023 insbesondere für kleinere Anlagen gilt, wird abgeschafft, sodass die Förderung für Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 kW entfällt. Die Einspeisevergütung wird durch die ungeförderte Netzbetreiberabnahme ersetzt. Die Netzbetreiberabnahme sieht als Veräußerungsformen die unentgeltliche Abnahme, die befristete Übergangszahlung sowie die sonstige Direktvermarktung vor. Ein Anspruch auf die befristete Übergangszahlung besteht stufenweise: 
• für Neuanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 50 kW, die vor dem 1. Januar 2028 in Betrieb genommen werden;
• für Neuanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 kW, die vor dem 1. Januar 2029 in Betrieb genommen werden; sowie
• für Neuanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 7 kW, die vor dem 1. Januar 2031 in Betrieb genommen werden. 

Die Übergangszahlung berechnet sich aus dem im EEG bestimmten anzulegenden Wert abzüglich 1 ct/kWh und wird für maximal 36 Monate nach Inbetriebnahme der Anlage gewährt. Schließlich muss eingespeister Strom aus Neuanlagen, die nach dem 31. Dezember 2029 in Betrieb genommen werden (wobei Verlängerungen bis 2032 durch die BNetzA möglich sind), ohne eine Übergangsphase und unabhängig von ihrer installierten Leistung stets direkt vermarktet werden, sofern der Strom nicht unentgeltlich abgenommen wird. Der Mieterstromzuschlag für Mieterstrommengen aus Neuanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 kW wird beibehalten.

• Direktvermarktungsbonus: Für Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 kW, die ihren Strom auf sonstige Weise direkt vermarkten, wird ein Bonus in Höhe von 1,5 ct/kWh eingeführt. Der Bonus wird für maximal 48 Monate nach erstmaliger Zuordnung zur Direktvermarktung gewährt.
• Fokus auf Eigenverbrauch: Der Entwurf des EEG 2027 sieht mehrere Anreize vor, kleinere Anlagen als sog. Nulleinspeiseranlagen zu betreiben. Bei Nulleinspeiseranlagen entscheiden sich deren Betreiber dazu, keinen Überschussstrom in die Netze einzuspeisen, sondern diesen zur späteren Nutzung zwischenzuspeichern oder die Anlage abzuregeln. Vorgesehen ist, dass diese Anlagen verringerten technischen Ausstattungspflichten unterliegen. Zudem müssen Betreiber kleinerer Solaranlagen mit einer installierten Leistung zwischen 2 kW und 100 kW ihre Netzeinspeisung dauerhaft auf die Hälfte der Anlagenleistung begrenzen.

Ausschreibungen:

• Einführung von Resilienzausschreibungen: Basierend auf Art. 26 des Net-Zero Industry Act (NZIA) werden im EEG Resilienzausschreibungen für Windenergieanlagen an Land sowie Freiflächen-PV-Anlagen (Solaranlagen des ersten Segments) eingeführt. Das Ausschreibungsvolumen der EEG-Resilienzausschreibungen beträgt in den Jahren 2027 bis 2032 jeweils 4.000 MW, davon 3.500 MW für Windenergieanlagen an Land und 500 MW für Solaranlagen des ersten Segments. Die Einzelheiten der Durchführung und die Anforderungen an die Teilnahme an den Resilienzausschreibungen werden in einer bisher noch nicht erlassene Verordnung festgelegt. Resilienzausschreibungen sehen vor, dass sich die Vergabeentscheidung nicht ausschließlich nach dem niedrigsten Gebot richtet, sondern auch qualitative Kriterien berücksichtigt werden. Diese qualitativen Kriterien umfassen Beiträge zur Nachhaltigkeit (insbesondere CO2-Fußabdruck der Herstellung, innovative Technologien, Systemintegration) und zur Resilienz. Beiträge zur Resilienz sind jedoch nur erforderlich, wenn im Vorjahr (i) mindestens 50 % des EU-Angebots (d. h. EU-Produktion + Importe - Exporte) eines bestimmten Endprodukts aus einem einzigen Land außerhalb der EU stammen (wie im Jahr 2024 hinsichtlich wesentlicher Komponenten von PV-Anlagen) oder (ii) mindestens 40 % des EU-Angebots im Vorjahr aus einem einzigen Land außerhalb der EU stammen und dieser Anteil über zwei aufeinanderfolgende Jahre um mindestens 10 Prozentpunkte gestiegen ist.
• Verstärkter Fokus auf Freiflächen-PV-Anlagen gegenüber Aufdach-PV-Anlagen: Das übergeordnete Ausbauziel, bis 2030 einen Anteil von mindestens 80 Prozent erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch zu erreichen, wird beibehalten. Angepasst werden hingegen die Ausschreibungsvolumina. Das jährliche Ausschreibungsvolumen für Windenergieanlagen an Land wird für die Jahre 2027 und 2028 auf jeweils 15.000 MW erhöht und sinkt danach auf 12.000 MW (2029) und 10.000 MW (2030-2032). Das jährliche Ausschreibungsvolumen für Freiflächen-PV-Anlagen (Solaranlagen des ersten Segments) steigt für die Jahre 2027-2032 von 9.900 MW auf 14.000 MW; das Ausschreibungsvolumen für Aufdach-PV-Anlagen (Solaranlagen des zweiten Segments) wird hingegen von 2.300 MW (angedacht für 2026 bis 2029) auf 1.500 MW (2027 bis 2032) reduziert.
• Abschaffung der Innovationsausschreibungen: Die gesonderten Ausschreibungen für innovative Anlagen, typischerweise Kombinationen aus Solar- oder Windprojekten mit Batteriespeichern, werden abgeschafft. Nach der Begründung des Gesetzentwurfs bestünden auch ohne diese Ausschreibungen ausreichende Rahmenbedingungen für den wirtschaftlichen Betrieb von Batteriespeichern. Es wird sich allerdings zeigen müssen, inwiefern angesichts der Verpflichtung zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags noch hinreichende Anreize zur Kombination von Batteriespeichern mit neuen Solar- und Windprojekten bestehen.
• Wegfall der Biomethanausschreibungen: Die bisherigen Ausschreibungen für Biomethananlagen entfallen ersatzlos. Zugleich werden die Ausschreibungsvolumina für Biomasseanlagen erhöht.
• Neustrukturierung der Ausschreibungstermine: Aufgrund der Einführung der Resilienzausschreibungen werden die Ausschreibungstermine für Windenergieanlagen an Land und PV-Anlagen des ersten Segments geändert, wobei jeweils drei Ausschreibungstermine und ein zusätzlicher Ausschreibungstermin für die Resilienzausschreibung pro Jahr vorgesehen sind.

Weitere Änderungen:

• Erweiterung grenzüberschreitender Kooperationsprojekte: Zukünftig sind nicht mehr nur Förder-Kooperationen mit EU-Mitgliedstaaten, sondern auch mit EFTA-Staaten und dem Vereinigten Königreich möglich. Zusätzlich wird eine dritte Kooperationsform eingeführt, bei der ein anderer Staat die Ausschreibung und laufende Förderung vollständig durchführt und Deutschland sich nachgelagert finanziell an den Förderkosten und den Einnahmen in Abschöpfungsphasen beteiligt.
• Finanzielle Beteiligung von Kommunen: Die kommunale Beteiligung wird vereinheitlicht und ausgeweitet, indem sie bei Wind- und Freiflächen‑PV künftig an die tatsächlich erzeugte Strommenge (statt nur an die Netzeinspeisung) anknüpfen kann. Fiktive Strommengen (z. B. aus Abregelung) sind künftig nicht mehr beteiligungs- und damit auch nicht erstattungsrelevant. Der zulässige Betrag der finanziellen Beteiligung soll von 0,2 ct/kWh auf 0,3 ct/kWh angehoben werden.
• Sicherung der 50-MW-Grenze: Bauplanungsrechtlich privilegierte Freiflächen-PV-Anlagen werden nicht mehr mit nicht privilegierten Freiflächen-PV-Anlagen zusammengefasst, um zu verhindern, dass ein später hinzukommendes privilegiertes Projekt ein früher geplantes Projekt über die 50‑MW‑Grenze „hochaggregiert“ und damit dessen Förderberechtigung gefährdet. Die Einführung der 50-MW-Grenze (anstelle der derzeit geltenden 20-MW-Grenze) steht indes nach wie vor unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission.
• Pachtendeckel für Windenergieanlagen an Land: Der Kabinettsentwurf sieht eine Begrenzung der Entgelte vor, die Anlagenbetreiber an Grundstückseigentümer oder sonstige Nutzungsberechtigte für die Nutzung von Grundstücken zur Errichtung und zum Betrieb von Windenergieanlagen an Land zahlen. Die Begrenzung gilt für Anlagen, die in Gebotsverfahren mit Gebotstermin ab dem 1. Januar 2028 bezuschlagt werden. Die Summe der jährlichen Entgelte darf höchstens 3,5 % des Produkts aus dem jährlich erzielbaren Standortertrag der Anlage und dem maßgeblichen anzulegenden Wert betragen. Bei Überschreitung der zulässigen Entgelthöhe ist eine Pönale von 50 Euro pro kW installierter Leistung und Kalenderjahr an den Netzbetreiber zu zahlen.

Was bedeutet dies für die Betroffenen?

Die neuen Regelungen gelten für Neuanlagen, mithin für Anlagen, die nach dem 31. Dezember 2026 in Betrieb genommen werden bzw. die einen Zuschlag mit einem Gebotstermin ab dem 1. Januar 2027 erhalten haben.

Durch die Einführung des CfD-Mechanismus ist die Generierung von Mehrerlösen ohne Abschöpfung künftig nicht mehr möglich. Dieser Umstand ist – ebenso wie die im Rahmen des Netzpakets geplanten Baukostenzuschüsse und die Beschränkung der Ausgleichszahlungen für redispatchbedingte Abregelungen in kapazitätslimitierten Gebieten (siehe hierzu Eversheds Sutherland: Bundesregierung beschließt Netzpaket) – bei der Bewertung der Wirtschaftlichkeit von Projekten zu berücksichtigen. Andererseits gewährleisten CfDs durch die Zugrundelegung des anzulegenden Wertes eine finanzielle Planbarkeit für Investoren und Anlagenbetreiber. Projektentwickler und Investoren werden zudem die Pflicht zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags auch während der sonstigen Direktvermarktung sowie die Möglichkeit zum Opt-out bei der Stromvermarktung ihrer Projekte, insbesondere bei der Strukturierung von PPAs, berücksichtigen müssen.

Direktvermarkter für Anlagen mit einer Leistung von weniger als 25 kW sind derzeit kaum vorhanden und aktuelle Angebote sind aufgrund der Komplexität der Prozesse der Direktvermarktung meistens unwirtschaftlich für Betreiber solcher Anlagen. Der Direktvermarktungsbonus mildert die Unwirtschaftlichkeit jedenfalls ab, wobei es letztlich maßgeblich auf die Gebühren der Direktvermarkter ankommen wird. Es bleibt abzuwarten, ob sich durch die verpflichtende Direktvermarktung (sofern keine unentgeltliche Einspeisung oder Abregelung erfolgt) Änderungen ergeben oder ob die Bundesnetzagentur von ihrer Befugnis, die Direktvermarktungspflicht aufzuschieben, Gebrauch machen wird. Letztlich führen die umfassenden Änderungen für kleinere Anlagen dazu, dass – entsprechend dem gesetzgeberischen Ansatz – die möglichen Ersparnisse durch die Eigenverbrauchsquote den Schwerpunkt der wirtschaftlichen Überlegungen darstellen müssen. Ökonomisch sinnvoll könnten kleinere Anlagen zukünftig insbesondere dann sein, wenn der erzeugte Strom z.B. dem Betrieb einer Wärmepumpe oder dem Laden von Elektrofahrzeugen dient oder die Anlage in Kombination mit einem Batteriespeicher installiert wird.

Was sollte ich als Nächstes tun?

Projektentwickler und Investoren sollten die Entwicklung des Gesetzgebungsverfahrens zum EEG (wie auch des Gesetzgebungsverfahrens zum Netzpaket und des Festlegungsverfahrens der Bundesnetzagentur zur Einführung der allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes)) weiter verfolgen. Während die Einführung der CfDs und der Resilienzausschreibungen vor dem Hintergrund der EU-Vorgaben – ggf. mit kleineren Anpassungen – als gesichert erscheint, dürfte insbesondere die vorgeschlagene Abschaffung der Förderung für kleinere Anlagen Gegenstand weiterer politischer Diskussionen sein und möglicherweise Änderungen unterliegen, bevor das neue EEG zum 1. Januar 2027 in Kraft treten wird. Es ist zudem mit einer zeitnahen Reform des Wind-auf-See-Gesetzes zu rechnen.