EEG 2027: Das ändert sich für Solar- und Windprojekte

Das Ende der klassischen Einspeisevergütung für neue Dach-PV-Anlagen

Die wohl größte Veränderung betrifft neue Photovoltaik-Dachanlagen. Bisher konnten kleine PV-Anlagen ihren Strom gegen eine gesetzlich garantierte Einspeisevergütung in das Netz einspeisen. Eine Direktvermarktung war erst ab einer bestimmten Anlagengröße verpflichtend. Ab 2027 entfällt diese klassische Einspeisevergütung für neue Dachanlagen vollständig. Stattdessen sollen sämtliche neuen Anlagen schrittweise direkt vermarktet werden.

Übergangsphase: Befristete Marktwertdurchleitung

Um insbesondere kleinere Betreiber nicht sofort mit den Anforderungen der Direktvermarktung zu konfrontieren, wird eine dreijährige Übergangsregelung eingeführt. Während dieser Zeit erhalten neue Anlagen keine klassische Einspeisevergütung mehr, sondern eine Übergangszahlung. Deren Höhe orientiert sich am technologiespezifischen Jahresmarktwert und wird zusätzlich zu den am Strommarkt erzielten Erlösen gezahlt. Da sich die Übergangszahlung am Marktwert orientiert, dürfte sie in vielen Fällen unter der heutigen Einspeisevergütung liegen (vermutlich rund 1,0 ct/kWh unter der aktuellen Einspeisevergütung). Die Direktvermarktungspflicht greift während der Übergangsphase noch nicht für alle Anlagen, sondern wird abhängig von der Anlagengröße schrittweise eingeführt:

• Ab 2027: verpflichtende Direktvermarktung für neue PV-Anlagen ab 50 kW

• Ab 2028: Ausweitung auf alle neuen Anlagen unter 50 kW

• Ab 2029: Ausweitung auch auf Anlagen unter 25 kW

• Ab 2030: verpflichtende Direktvermarktung für praktisch alle neuen PV-Anlagen über 2 kW (einschließlich Kleinanlagen unter 7 kW). Damit verschwindet die bisherige Trennung zwischen kleinen und großen PV-Anlagen zunehmend.

Um den Einstieg in die Direktvermarktung wirtschaftlich attraktiver zu machen, erhalten Anlagen unter 25 kW einen Direktvermarktungsbonus von 1,5 ct/kWh für maximal vier Jahre nach Eintritt in die Direktvermarktung.

Neue Abregelung für Dachanlagen

Auch bei der Einspeiseleistung gibt es Änderungen. Neue kleine Dachanlagen dürfen künftig ihre maximale Einspeiseleistung grundsätzlich nur noch zu 50 % der installierten Leistung ins Netz einspeisen. Es ist jedoch nach § 9c noch nicht genau definiert, ob dies für Anlagen bis 25 oder 100 Kilowatt gelten soll. Dabei spielt es keine Rolle mehr, ob bereits ein intelligentes Messsystem installiert wurde oder nicht.

Deutlich höhere Ausschreibungsmengen für Onshore Wind und Solar Freifläche

Ein weiteres zentrales Element des EEG 2027 ist der beschleunigte Ausbau erneuerbarer Energien über höhere Ausschreibungsvolumina. Während die langfristigen Ausbauziele der einzelnen Technologien unverändert bleiben, werden die jährlichen Ausschreibungsmengen für Wind- und Solar Freifläche deutlich erhöht. Ziel der höheren Ausschreibungsmengen sei es, die bestehenden Ausbaupfade verlässlicher zu erreichen und den Ausbau über das Fördersystem stärker abzusichern.

Photovoltaik

Für Freiflächenanlagen des ersten Segments steigen die Ausschreibungsmengen deutlich:

• bisher: 9,9 GW pro Jahr

• künftig: 14 GW pro Jahr (2027–2032)

Für das zweite Segment bleiben zusätzlich jährlich 1,5 GW vorgesehen.

Neu eingeführt wird außerdem ein Agri-PV-Bonus von 0,5 ct/kWh auf den Zuschlagswert, sofern bestimmte Voraussetzungen erfüllt werden.

Onshore Windenergie

Auch bei der Windenergie werden die Ausschreibungsmengen angehoben, sodass zusätzlich 12 GW Onshore-Wind angeboten werden sollen, um das Ausbauziel von 115 GW im Jahr 2030 zu erreichen.

Die Ausschreibungsmengen verteilen sich wie folgt:

• 2027: 15 GW

• 2028: 15 GW

• 2029: 12 GW

• 2030–2032: jeweils 10 GW

Innovationsausschreibungen & Wasserstoffausschreibungen entfallen

Die bisherigen Innovationsausschreibungen werden mit dem EEG 2027 eingestellt. An ihre Stelle tritt eine neue Resilienzausschreibung.

Die Innovationsausschreibungen wurden eingeführt, um innovative Anlagenkonzepte zu fördern, die über klassische Wind- oder Solaranlagen hinausgehen. Im Fokus standen insbesondere Hybridprojekte, beispielsweise die Kombination von Photovoltaik oder Windenergie mit Batteriespeichern, sowie Anlagen mit einem besonders systemdienlichen Betriebsverhalten. Ziel war es, Technologien zu fördern, die einen höheren Beitrag zur Netzstabilität und zur Integration erneuerbarer Energien leisten als reine Erzeugungsanlagen. Die Ausschreibungen wurden von der Bundesnetzagentur auf Grundlage des EEG und der Innovationsausschreibungsverordnung durchgeführt.

Mit dem EEG 2027 werden diese Ausschreibungen durch Resilienzausschreibungen ersetzt. Anders als bei den bisherigen Innovationsausschreibungen sollen künftig neben dem Preis auch qualitative Kriterien berücksichtigt werden. Hintergrund sind europäische Vorgaben, insbesondere aus dem Net-Zero Industry Act (NZIA), die den Aufbau resilienter und nachhaltiger Lieferketten für Schlüsseltechnologien fördern sollen. Welche qualitativen Kriterien – beispielsweise zur Herkunft von Komponenten oder zur Resilienz der Lieferkette – letztlich gelten, soll jedoch erst in einer späteren Rechtsverordnung festgelegt werden.

Für die Jahre 2027 bis 2029 sind folgende Ausschreibungsvolumina für die Resilienzausschreibungen vorgesehen:

• 3,5 GW Windenergie an Land

• 0,5 GW Freiflächen-Photovoltaik (erstes Segment)

Ebenfalls gestrichen werden die bislang vorgesehenen Ausschreibungen für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus grünem Wasserstoff. Diese waren ursprünglich als eigenes Förderinstrument geplant, um den Ausbau von Elektrolyseuren zur Produktion von grünem Wasserstoff zu unterstützen. Im aktuellen Referentenentwurf sind sie jedoch nicht mehr enthalten. Eine ausführliche Begründung für den Wegfall liefert der Gesetzentwurf nicht. Stattdessen konzentriert sich die Novelle auf die Anpassung der bestehenden EEG-Förderinstrumente und deren stärkere Markt- und Systemorientierung.

Redispatch-Vorbehalt bleibt, wird aber deutlich entschärft

Besonders kontrovers diskutiert wurde der Redispatch-Vorbehalt. Im ersten Referentenentwurf vom Frühjahr 2026 hätten Betreiber in sogenannten kapazitätslimitierten Gebieten erhebliche wirtschaftliche Risiken getragen. Im nun vorliegenden Gesetz wurden mehrere Punkte zugunsten der Betreiber angepasst:

• Höhere Schwelle für kapazitätslimitierte Gebiete:
  Ein Gebiet darf künftig erst dann als kapazitätslimitiert eingestuft werden, wenn im Vorjahr mehr als 5 % der dort erzeugten Strommenge aufgrund von Netzengpässen abgeregelt werden musste. Im ersten referententwurf lag dieser Schwellenwert noch bei 3 %.

• Entschädigung wird nicht vollständig gestrichen:
  Noch wichtiger ist die Änderung bei der Redispatch-Entschädigung. Während ursprünglich überhaupt keine Entschädigung mehr vorgesehen war, wird nun lediglich ein Selbstbehalt eingeführt. Für 10–20 % der Jahreserzeugung (der endgültige Wert soll Ende Juli festgelegt werden) entfällt der Entschädigungsanspruch. Für sämtliche darüber hinausgehenden Redispatch-Mengen besteht wieder ein Entschädigungsanspruch. Dadurch wird das wirtschaftliche Risiko deutlich kalkulierbarer.

• Begrenzung auf sechs Jahre:
  Auch die Dauer dieser Regelung wurde reduziert. Während ursprünglich bis zu zehn Jahre vorgesehen waren, gilt der Entschädigungsvorbehalt nun höchstens sechs Jahre nach Inbetriebnahme. Danach besteht wieder der volle Entschädigungsanspruch.

• Netzbetreiber erhalten Ausbaupflicht:
  Netzbetreiber sollen kapazitätslimitierte Gebiete künftig bevorzugt ausbauen.

Spitzenkappung wird dauerhaft eingeführt

Eine weitere wesentliche Neuerung ist die Spitzenkappungvon erneuerbaren Energie Anlagen. Bisher wurden Anlagen grundsätzlich mit ihrer technischen Maximalleistung an das Netz angeschlossen. Künftig wird die maximal zulässige Einspeiseleistung bereits gesetzlich begrenzt. Diese Begrenzung gilt dauerhaft – unabhängig davon, ob am Netzanschlusspunkt tatsächlich Engpässe auftreten. Für die unterschiedlichen Technologien gelten folgende Regelungen:

• Onshore-Wind: Die Anschlussleistung wird auf 280 W je m² Rotorfläche begrenzt

• Freiflächen-PV: Die Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt wird dauerhaft auf 70 % der installierten Leistung begrenzt.

Dadurch können Netzbetreiber ihre Netze auf niedrigere maximale Einspeiseleistungen auslegen. Die Idee dahinter: Die auftretenden Erzeugungsspitzen sollen nicht länger den Netzausbau bestimmen. Für Anlagenbetreiber bedeutet dies jedoch, dass Erzeugungsspitzen künftig dauerhaft begrenzt werden. Das führt dazu, dass die maximal einspeisbare Leistung und damit das Erlöspotenzial in einzelnen Stunden sinken kann. Gleichzeitig kann die Begrenzung neue Anreize schaffen, Batteriespeicher oder andere Flexibilitätsoptionen zu integrieren, um überschüssige Erzeugung lokal zu speichern oder zeitlich verschoben zu vermarkten, worauf dieser Gesetzentwurf vermutlich ab wirken soll.

EEG-Förderung wird zu einem zweiseitigen CfD

Eine der strukturell wichtigsten Änderungen betrifft die Marktprämie. Mit dem EEG 2027 wird die Förderung erneuerbarer Energien erstmals zu einem zweiseitigen Contract for Difference (CfD) weiterentwickelt. Diese Änderung kommt jedoch nicht überraschend: Bereits die ersten Referentenentwürfe der EEG-Novelle sahen eine entsprechende Reform vor.

Hintergrund ist zudem das im Jahr 2024 verabschiedete EU-Strommarktdesign (Electricity Market Design Reform). Die Europäische Union fordert für neue staatliche Förderinstrumente grundsätzlich die Einführung zweiseitiger CfDs oder vergleichbarer Mechanismen, um sowohl Investitionssicherheit für Anlagenbetreiber als auch eine stärkere Beteiligung an außergewöhnlich hohen Markterlösen sicherzustellen. Deutschland setzt diese Vorgaben nun im EEG über den sogenannten Refinanzierungsbeitrag (§ 20a EEG) um.

Bislang funktionierte das EEG im Wesentlichen als einseitige Absicherung: Lag der technologiespezifische Marktwert unter dem anzulegenden Wert, zahlte der Staat die Differenz als Marktprämie. Stiegen die Marktpreise hingegen deutlich über den Förderwert, verblieben die zusätzlichen Erlöse vollständig beim Anlagenbetreiber.

Künftig entwickelt sich dieses System faktisch zu einem zweiseitigen CfD. Anlagenbetreiber erhalten weiterhin einen Ausgleich bei niedrigen Marktpreisen. Liegt der technologiespezifische Jahresmarktwert jedoch oberhalb des anzulegenden Wertes, müssen sie künftig einen Teil der Mehrerlöse über den Refinanzierungsbeitrag an den Staat zurückzahlen.

Refinanzierungsbeitrag: Rückzahlung bei hohen Marktpreisen

Kernstück des neuen Fördersystems ist der Refinanzierungsbeitrag (RB). Übersteigt der technologiespezifische Jahresmarktwert den anzulegenden Wert einer Anlage, müssen Betreiber künftig einen Teil ihrer Erlöse an den Staat zurückzahlen. Der Refinanzierungsbeitrag berechnet sich dabei als Differenz zwischen dem technologiespezifischen Jahresmarktwert und dem anzulegenden Wert und wird für jede eingespeiste Kilowattstunde erhoben:

Refinanzierungsbeitrag = Jahresmarktwert − anzulegender Wert

Während das bisherige EEG ausschließlich vor niedrigen Strompreisen schützte, beteiligt sich der Staat künftig auch an außergewöhnlich hohen Markterlösen. Betreiber profitieren somit weiterhin von einer Absicherung nach unten, müssen im Gegenzug jedoch einen Teil ihrer Mehrerlöse zurückführen.

Mindesterlöse statt eines Marktwertkorridors

Der Gesetzgeber hat sich zudem gegen die Einführung eines Marktwertkorridors entschieden. Der Refinanzierungsbeitrag greift damit bereits, sobald der technologiespezifische Jahresmarktwert den anzulegenden Wert übersteigt, eine Toleranzschwelle, innerhalb derer keine oder nur eine reduzierte Rückzahlung erfolgt, ist nicht vorgesehen. Gleichzeitig enthält das Gesetz eine Mindesterlösregelung, die die Höhe des Refinanzierungsbeitrags begrenzt. Der Beitrag wird gegebenenfalls so angepasst, dass Anlagenbetreibern mindestens 1,5 ct/kWh (Offshore-Wind), 0,5 ct/kWh (Solar) bzw. 1,0 ct/kWh (sonstige erneuerbare Energien) verbleiben. Dadurch greift der Refinanzierungsbeitrag zwar bereits ab dem ersten Cent oberhalb des anzulegenden Werts, eine übermäßige Abschöpfung der Markterlöse wird jedoch verhindert (vgl. Anlage 1 zu § 23a). Eine detaillierte Erläuterung zum neuen CFD Design und den Mindesterlösen finden Sie hier.

Die Regelung gilt für nahezu alle erneuerbaren Energien mit einer installierten Leistung ab 100 kW. Eine Ausnahme bilden Biomasseanlagen, die weiterhin nicht unter den Refinanzierungsbeitrag fallen. Deutschland geht damit über die europäischen Mindestvorgaben hinaus. Die EU-Strommarktreform hätte grundsätzlich auch eine Ausnahme für kleinere Anlagen bis 200 kW nach der RED II ermöglicht, von der Deutschland im EEG 2027 jedoch keinen Gebrauch macht.

Regelungen zur „sonstigen Direktvermarktung“

Eine weitere wichtige Änderung betrifft die „sonstige Direktvermarktung“. Bislang bestand grundsätzlich die Möglichkeit, in Phasen hoher Strompreise aus der EEG-Förderung in die „sonstige Direktvermarktung“ zu wechseln. Diese Möglichkeit besteht weiterhin jedoch gilt künftig auch der Refinanzierungsbeitrag für Anlagen in der „sonstigen Direktvermarktung“. Zudem besteht zukünftig die Möglichkeit von einem einmaligen Ausstieg aus der EEG-Förderung bis zum Ende des zehnten Betriebsjahres.

Diese Änderung dürfte auch Auswirkungen auf den deutschen PPA-Markt haben. Bislang bot der Wechsel in die sonstige Direktvermarktung eine gewisse Flexibilität, um langfristige Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements, PPAs) wirtschaftlich attraktiver zu gestalten. Da nun auch der Refinanzierungsbeitrag auf Erlöse aus der „sonstigen Direktvermarktung“ gilt, könnten weniger EEG-geförderte Anlagen in den PPA-Markt wechseln, da hier keine höheren Erlöse generiert werden können. Dies dürfte die verfügbare Liquidität und das Angebot an förderfähigen Bestandsanlagen im PPA-Markt reduzieren und den Markt stärker auf ungeförderte Neuanlagen konzentrieren.

Besonders relevant könnte diese Änderung für Offshore-Windparks sein. In den vergangenen Jahren haben sich zahlreiche Offshore-Projekte trotz bestehender EEG-Förderberechtigung für eine Vermarktung über PPAs in der „sonstigen Direktvermarktung“ entschieden. Hintergrund war unter anderem das dynamische Gebotsverfahren bei den Offshore-Ausschreibungen, bei dem erfolgreiche Bieter teilweise erhebliche Zahlungen für den Zuschlag leisten mussten. Die Möglichkeit, außerhalb der EEG-Förderung langfristige PPAs abzuschließen, bot diesen Projekten zusätzliche wirtschaftliche Flexibilität. Fällt diese Option durch die Ausweitung des Refinanzierungsbeitrags künftig weitgehend weg, könnte dies insbesondere für zukünftige Offshore-Projekte zu einigen Problemen führen.

Fazit

Der Referentenentwurf des EEG 2027 sieht eine Reihe von Anpassungen der Fördermechanismen für erneuerbare Energien vor. Zu den wesentlichen Änderungen zählen die schrittweise Überführung neuer PV-Dachanlagen in die Direktvermarktung, die Einführung eines zweiseitigen CfD-Mechanismus über den Refinanzierungsbeitrag sowie höhere Ausschreibungsvolumina für Wind- und Solarenergie. Während die höheren Ausschreibungsvolumina den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien unterstützen sollen, könnten die neuen Regelungen für PV-Dachanlagen, insbesondere die schrittweise Ausweitung der Direktvermarktungspflicht, den Zubau in diesem Segment beeinflussen.

Auch im Bereich der System- und Netzintegration enthält der Referentenentwurf neue Regelungen. Maßnahmen wie die Spitzenkappung und der angepasste Redispatch-Vorbehalt sollen den Netzausbaubedarf reduzieren und die Integration erneuerbarer Energien in das Stromsystem erleichtern. Gleichzeitig verändern sie die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Anlagenbetreiber. Gegenüber früheren Entwurfsfassungen wurden die Regelungen zum Redispatch-Vorbehalt jedoch in mehreren Punkten angepasst, unter anderem durch höhere Schwellenwerte, begrenzte Selbstbehalte und eine kürzere Geltungsdauer.