EEG-Novelle 2027 – Umbruch bei der Förderung der Erneuerbaren Energien

Um eine zukünftige Förderung zu sichern, muss die Bundesregierung in diesem Jahr eine EEG-Novelle für 2027 erarbeiten und von der EU-Kommission beihilferechtlich genehmigen lassen. Hierzu wurde der Gesetzesentwurf der Bundesregierung für ein Gesetz für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor veröffentlicht. Dieser sieht eine grundlegende Neuordnung des deutschen Förderrahmens für erneuerbare Energien vor. Kernpunkte sind ein Refinanzierungsbeitrag als Rückzahlungsmechanismus, neue Ausschreibungsvolumina, Resilienzausschreibungen und der schrittweise Abschied von der Einspeisevergütung für Neuanlagen.

Politischer und regulatorischer Kontext

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz („EEG“) ist das zentrale Instrument, um eine treibhausgasneutrale Stromversorgung auf Basis eines wachsenden Anteils erneuerbarer Energien zu erreichen. Bis 2030 soll der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch auf mindestens 80 % steigen. Der im Mai 2025 unterzeichnete Koalitionsvertrag von CDU/CSU und SPD unter dem Titel „Verantwortung für Deutschland“ bildet den politischen Ausgangspunkt der anstehenden Reform. Die Koalition bekennt sich darin zu einem beschleunigten, zugleich aber systemdienlichen und marktintegrierten Ausbau erneuerbarer Energien und formuliert das Ziel, dass sich Erneuerbare-Energien-Anlagen perspektivisch vollständig über den Markt refinanzieren.

Auf Unionsebene sind insbesondere zwei Rechtsakte für die Ausgestaltung der Novelle maßgeblich: Erstens verpflichtet die Verordnung (EU) 2019/943 („EU-Elektrizitätsbinnenmarktsverordnung“) die Mitgliedstaaten zur Einführung zweiseitiger Differenzverträge („Contracts for Difference“, „CfDs“) oder gleichwertiger Rückzahlungsmechanismen bei direkten Preisstützungssystemen. Zweitens normiert Art. 26 der Verordnung (EU) 2024/1735 („EU-Net-Zero-Industry-Act“) die Pflicht der Mitgliedstaaten zur Einführung von Resilienzausschreibungen mit qualitativen Zuschlagskriterien. Der Entwurf zum EEG hat vor diesem Hintergrund den Anspruch einer grundlegenden Neuordnung.

Die Novelle steht unter unionsrechtlichem Handlungsdruck: Die beihilferechtliche Genehmigung des derzeit geltenden EEG 2023 läuft Ende 2026 aus und auch das neue Förderregime des EEG 2027 bedarf der Genehmigung durch die EU-Kommission. Zudem sind mehrere beihilferelevante Regelungen des bereits Mitte 2024 beschlossenen Solarpakets I bislang nicht genehmigt und daher noch nicht oder nur nach der früheren Rechtslage anwendbar. Ein Inkrafttreten des reformierten Förderrahmens samt Refinanzierungsbeitrag zum 1. Januar 2027 ist daher nicht nur legislatives Ziel, sondern eine politische Notwendigkeit.

Bisheriger Verfahrensgang

Anfang 2026 wurde zunächst ein erster inoffizieller Arbeitsentwurf für eine EEG-Novelle geleakt. Im Juli 2026 folgte die Veröffentlichung des offiziellen Referentenentwurfs und die formelle Verbändekonsultation.

Das Bundeskabinett hat am 29. Juli 2026 den Entwurf für das Gesetz für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor (EEG-Novelle) beschlossen (Kabinettsentwurf).

Kernstück der EEG-Novelle: Einführung zweiseitiger Differenzverträge

Das zentrale Element des Entwurfs ist die Umstellung des Fördersystems von der bisherigen geförderten Direktvermarktung über die Marktprämie auf sogenannte zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference, CfDs). Im Grundsatz soll die Förderung über die Marktprämie zwar beibehalten werden; neu ist jedoch der produktionsabhängige Refinanzierungsbeitrag („RB“) nach § 21d EEG 2027-E: Übersteigt der energieträgerspezifische Jahresmarktwert den anzulegenden Wert, müssen geförderte Anlagenbetreiber einen Teil der Markterlöse an den Netzbetreiber zurückführen. Hierbei steht den Netzbetreibern ein Anspruch auf den Refinanzierungsbeitrag zu. Eine Zahlungspflicht besteht auch für solche Strommengen, die zuvor zwischengespeichert wurden. Damit wird aus der bislang einseitigen Förderung ein zweiseitiger Mechanismus. Der Refinanzierungsbeitrag soll sodann an die Übertragungsnetzbetreiber weitergeleitet und dem EEG-Konto gutgeschrieben werden.

Für Anlagenbetreiber sind insbesondere die folgenden Eckpunkte des neuen Mechanismus relevant:

• Anwendungsbereich: Die Zahlungspflicht erfasst nach § 21d EEG 2027-E grundsätzlich Anlagen ab einer installierten Leistung von 100 kW, für die ein wirksamer Zuschlag vorliegt oder deren Betreiber nach § 20 Abs. 2 EEG 2027-E erklärt hat, die Förderung in Anspruch nehmen zu wollen. Sie kann auch während einer sonstigen Direktvermarktung fortbestehen; allerdings besteht sie nur in den Jahren, in denen der Jahresmarktwert oberhalb des anzulegenden Wertes liegt.
• Für nicht ausschreibungspflichtige Anlagen ab 100 kW setzt der Marktprämienanspruch voraus, dass spätestens sechs Monate nach Inbetriebnahme entweder die Förderinanspruchnahme in Textform mitgeteilt oder die Anlage der Direktvermarktung mit Marktprämie zugeordnet wurde. Die Zahlungspflicht kann bei Vorliegen dieser Voraussetzungen auch während einer sonstigen Direktvermarktung fortbestehen.
• Berechnungsmethode: Die Höhe des Refinanzierungsbeitrags wird jährlich anhand des energieträgerspezifischen Jahresmarktwerts berechnet (§ 21d i.V.m. Anlage 1 4.1. EEG 2027-E). Grundsätzlich gilt: Refinanzierungsbeitrag = Jahresmarktwert – anzulegender Wert; ein negatives Ergebnis wird auf null gesetzt. Die Höhe des anzulegenden Werts ist entweder gesetzlich bestimmt oder wird (seit 2017) für Anlagenbetreiber ab einer bestimmten Anlagengröße durch ein Auktionsverfahren bestimmt (§ 3 Nr. 3 EEG 2027-E).
• Begrenzung bei niedrigen Markterlösen: Anlage 1 Nr. 4.2 EEG 2027-E begrenzt die Abschöpfung viertelstundenscharf auf den Spotmarktpreis abzüglich eines Mindesterlöses. Bei negativen Spotmarktpreisen entfallen Förderanspruch und Zahlungspflicht für die betreffende Viertelstunde.
• Speicher und Redispatch: Die Zahlungspflicht gilt auch für zuvor zwischengespeicherte Strommengen. Bei der Berechnung wird grundsätzlich nicht danach unterschieden, ob das Einspeiseverhalten auf positiven oder negativen Redispatch zurückgeht.
• Ausstieg aus der Förderung: Anlagenbetreiber können nach Inbetriebnahme einmalig auf die künftige Förderung verzichten (§ 21e EEG 2027-E). Mit dem Förderanspruch entfällt auch die Zahlungspflicht. Für den Verzicht muss der Anlagenbetreiber bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme seiner Anlage dem Netzbetreiber in Textform mitteilen, dass er aus der Förderung und Abschöpfung aussteige.
• Ausnahmen: Von der Zahlungspflicht ausgenommen sind Anlagen – sämtlicher Technologiebereiche – mit einer installierten Leistung von weniger als 100 kW sowie Biomasseanlagen, ausgenommen Deponie- und Klärgasanlagen (§ 21d Abs. 1, 2 EEG 2027-E).

Strukturelle Anpassungen bei Ausschreibungen: Mehr Volumen, neue Segmente

Das grundlegende Ausschreibungskonzept bleibt bestehen: Der anzulegende Wert wird weiterhin wettbewerblich ermittelt, es gelten segmentspezifische Ausschreibungsvolumina, und die BNetzA bleibt ausschreibende Stelle. Allerdings entfällt die in § 28 Abs. 3a EEG 2023 geregelte Befugnis der BNetzA, die Ausschreibungsvolumina eigenständig anzupassen. Daneben sind unter anderem folgende Neuerungen von besonderem Gewicht:

• Windenergie an Land: Der Entwurf sieht Ausschreibungsvolumina von jeweils 15.000 MW installierter Leistung in den Jahren 2027 und 2028, 12.000 MW im Jahr 2029 und jeweils 10.000 MW in den Jahren 2030 bis 2032 vor.
• Solarenergie: Der Entwurf sieht eine strukturelle Verschiebung der Ausschreibungsmengen zugunsten von Freiflächen-Photovoltaikanlagen (erstes Segment) vor. Das Ausschreibungsvolumen wird von 9.900 MW auf 14.000 MW installierter Leistung angehoben. Damit einhergehend erfolgt eine Absenkung der Ausschreibungsvolumina für Solaranlagen des zweiten Segments (z.B. Aufdach-PV) von 2.300 MW auf 1.500 MW.
• Bioenergie: Die Ausschreibungsmengen für Biomasseanlagen werden gegenüber dem bisherigen Niveau zunächst angehoben und im Zeitverlauf abschmelzend ausgestaltet: 1.000 MW (2027 und 2028), 750 MW (2029 und 2030) und 500 MW (2031 und 2032). Die bisherigen Biomethanausschreibungen werden hingegen ersatzlos gestrichen (§ 28d EEG 2023 wird aufgehoben).
• Besondere Solaranlagen: Das bisherige Untersegment nach § 37d EEG 2023 wird ersatzlos gestrichen. Floating-PV, Parkplatz-PV und andere besondere Solaranlagen nehmen künftig an den regulären Ausschreibungen des ersten Segments teil.
• Innovationsausschreibungen: Die §§ 39n bis 39q EEG 2023 und damit das eigene Ausschreibungssegment für innovative Anlagenkonzepte, werden ersatzlos gestrichen, da sich Anlagenkombinationen – insbesondere Freiflächen-Photovoltaikanlagen mit Batteriespeichern – inzwischen etabliert haben und als marktüblicher Standard gelten. Ein eigenes Ausschreibungssegment mit besonderer Anreizwirkung sei insofern nicht mehr erforderlich.
• Resilienzausschreibungen: An die Stelle von Innovationsausschreibungen treten sogenannte Resilienzausschreibungen. Die Einführung dieses Ausschreibungssegments dient der Umsetzung von Art. 26 EU-Net-Zero-Industry-Act und soll für Windenergieanlagen an Land sowie für Solaranlagen des ersten Segments gelten (§ 39n EEG 2027-E). Soweit eine Rechtsverordnung nichts anderes bestimmt, beträgt das Volumen von 2027 bis 2032 jährlich 4.000 MW – davon 3.500 MW Windenergie an Land und 500 MW Solarenergie (§ 28e EEG 2027-E). Diese Mengen werden auf die jeweiligen Jahresvolumina angerechnet und kommen nicht zusätzlich hinzu. Die näheren Einzelheiten zu den Resilienzausschreibungen werden noch durch Rechtsverordnung festgelegt (§ 88d EEG 2027-E).
• Höchstwerte 2027: Im Rahmen der Ausschreibungen sind nur solche Gebote zuschlagsfähig, die die für die jeweilige Ausschreibung oder Anlage festgelegte Preisobergrenze (sog. Höchstwert) nicht überschreiten. Diese Höchstwerte werden für 2027 neu festgelegt und wie folgt erhöht: 
  • Strom aus Windenergieanlagen an Land: 7,1 Cent pro kWh.
  • Strom aus Solaranlagen des ersten Segments: max. 5,9 Cent pro kWh.
  • Strom aus Solaranlagen des zweiten Segments: 9,9 Cent pro kWh.
  • Strom aus neuen Biomasseanlagen: 19,43 Cent pro kWh. 
  • Strom aus bestehenden Biomasseanlagen: 19,83 Cent pro kWh.

Kleinanlagen und Dach-PV: Übergang in die Direktvermarktung

Für kleinere Anlagen, das heißt Anlagen mit einer installierten Leistung von weniger als 25 kW, sieht die EEG-Novelle einschneidende Änderungen vor:

• Netzbetreiberabnahme: Die bisherige Einspeise- und Ausfallvergütung wird für Neuanlagen durch die sogenannte Netzbetreiberabnahme ersetzt. Anlagen unter 100 kW, die keiner anderen Veräußerungsform zugeordnet werden, fallen grundsätzlich in die unentgeltliche Abnahme (§ 21 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2027-E). Alternativ kommen die sonstige Direktvermarktung oder – übergangsweise – die befristete Übergangszahlung in Betracht. Hintergrund ist nach der Entwurfsbegründung, dass kleinere Anlagen – insbesondere kleine Solaranlagen – wegen gesunkener Kosten häufig bereits ohne zusätzliche Förderung wirtschaftlich seien, sofern sie einen hohen Eigenverbrauch erreichten; das bisherige „produce and forget“-Modell sei nicht mehr zeitgemäß.
• Befristete Übergangszahlung: Bei der neu eingeführten Übergangszahlung handelt es sich um ein zeitlich befristetes Übergangsinstrument. Sie ist in ihrer Funktionsweise an die bisherige Einspeisevergütung angelehnt, liegt aber unter deren Niveau: Der Anspruch berechnet sich aus dem für die Anlage geltenden anzulegenden Wert, von dem 1 Cent pro kWh abgezogen wird (§ 53 Abs. 1 EEG 2027-E). Die Zahlung ist auf 36 Monate nach Inbetriebnahme begrenzt. Der Zugang zu diesem Instrument wird schrittweise verengt: 2027 steht sie Anlagen unter 50 kW, 2028 Anlagen unter 25 kW und 2029 Anlagen unter 7 kW offen; ab 2030 ist die Zahlung grundsätzlich nicht mehr vorgesehen. Nach diesem Zeitraum können Anlagenbetreiber ihre Anlage als „Nulleinspeiseanlage“ betreiben oder ihren eingespeisten Strom den anderen beiden ungeförderten Veräußerungsformen – der unentgeltlichen Abnahme oder der sonstigen Direktvermarktung – zuordnen. Für Steckersolargeräte (z.B. Balkonkraftwerke) ist die befristete Übergangszahlung gänzlich ausgeschlossen.
• Dauerhafte Wirkleistungsbegrenzung: Für neue Solaranlagen des zweiten Segments (z.B. Dach-PV) mit weniger als 100 kW soll die Wirkleistungseinspeisung dauerhaft auf 50 % begrenzt werden (§ 9 Abs. 2b EEG 2027-E). Die Begrenzung gilt unabhängig von Veräußerungsform und intelligentem Messsystem; ausgenommen sind Nulleinspeiseanlagen und Steckersolargeräte. Die Regelung dient als Anreiz zur Investition in Speicher: Die in der Mittagszeit nicht mehr einspeisbaren Strommengen sollen aufgenommen und stattdessen am Abend eingespeist werden.
• Direktvermarktungsbonus und technische Anforderungen: Betreiber von Anlagen unter 25 kW erhalten bei sonstiger Direktvermarktung für höchstens 48 Monate einen Bonus von 1,5 ct/kWh (§ 50c EEG 2027-E). Zugleich müssen künftig alle direktvermarkteten Neuanlagen unabhängig von ihrer Größe die technischen Vorgaben des § 10b EEG 2027-E erfüllen, insbesondere Fernsteuerbarkeit durch das Direktvermarktungsunternehmen und Abrufbarkeit der Ist-Einspeisung.

Erweiterung der Definition von Steckersolargeräten um Speicher

Bisher gelten nach dem EEG 2023 solche Geräte als Steckersolargeräte, die aus einer oder mehreren Solaranlagen, einem Wechselrichter, einer Anschlussleitung und einem Stecker zur Verbindung mit dem Endstromkreis eines Letztverbrauchers bestehen.

Der Entwurf der EEG-Novelle erweitert diese Definition von Steckersolargeräten in § 3 Nr. 43 EEG 2027-E um Speicher. Danach ist ein Stromspeicher miterfasst, wenn er hinter demselben Wechselrichter betrieben wird. Die für Steckersolargeräte geltenden Leistungsgrenzen – insgesamt bis zu 2 kW installierte Solarleistung und eine Wechselrichterleistung von bis zu 800 Voltampere – beziehen sich dabei ausschließlich auf die Solaranlage(n); für den Speicher selbst wird keine gesonderte maximale Speicherleistung festgelegt.

In der Folge der Definitionserweiterung gelten für die erfassten Speicher die besonderen Vorschriften in Bezug auf Steckersolargeräte. So werden auch diese z.B. im Rahmen des Netzanschlusses oder hinsichtlich der Pflicht zur Fernsteuerbarkeit und der Wirkleistungsbegrenzung privilegiert. Unverändert bleibt die Registrierungspflicht der Steckersolargeräte – samt Speicher – im Marktstammdatenregister.

Branchenreaktion

Der Gesetzesentwurf stößt in der Energiewirtschaft auf ein gemischtes Echo: Die Reformrichtung findet teilweise Zustimmung, die konkrete Ausgestaltung wird jedoch in zentralen Punkten kritisiert:

• Abschaffung der Einspeisevergütung für kleine PV-Anlagen: Zentral wird beanstandet, dass die Abschaffung der Einspeisevergütung Betreiber von Kleinanlagen in eine derzeit nicht flächendeckend umsetzbare Direktvermarktung dränge und den PV-Ausbau im Dachsegment erheblich zu gefährden drohe.
• Refinanzierungsbeitrag & Energiespeicher: Die Ausgestaltung des Refinanzierungsbeitrags für zwischengespeicherte Strommengen wird von Speicher-, Solar- und Vermarktungsverbänden als Risiko für die Wirtschaftlichkeit von Co-Location-Projekten kritisiert. Zudem bestehe ein möglicher Konflikt mit dem unionsrechtlichen Ziel, Anreize für einen effizienten und marktgerechten Anlagenbetrieb zu erhalten.
• PV-Ausschreibungsmengen & Innovationsausschreibungen: Die Verlagerung der Ausschreibungsmengen in das Freiflächen-PV-Segment sowie die Abschaffung der Innovationsausschreibungen liefen dem Ziel zuwider, lokale Erzeugung und Verbrauch zusammenzuführen und die Flexibilisierung von EEG-Anlagen durch Speicherkombinationen voranzutreiben.
• Streichung des Strommengenpfads: Ferner wird die ersatzlose Streichung des bisherigen Strommengenpfads nach § 4a EEG 2023 zusammen mit der Korrektivmöglichkeit des § 28 Abs. 3a EEG 2023 kritisiert. Hierdurch fehle ein gesetzlicher Orientierungs- und Monitoringrahmen sowie die Möglichkeit der BNetzA, die Ausschreibungsvolumina ggf. anzupassen.
• Gesetzgebungsverfahren: Mehrere Verbände halten die nur drei Werktage umfassende Anhörungsfrist angesichts der Tragweite und Komplexität des Entwurfs für unangemessen kurz. Zudem fordern sie eine stärkere Verzahnung der EEG-Novelle mit dem parallel vorgelegten Netzanschlusspaket und der Netzentgeltreform.

Ausblick und Fazit

Der Entwurf zur EEG-Novelle 2027 markiert einen tiefgreifenden Umbruch im deutschen Förderrahmen für erneuerbare Energien. Mit der Einführung zweiseitiger Differenzverträge („CfD“), der Abschaffung der Einspeisevergütung für Kleinanlagen, der Neuausrichtung der Ausschreibungsarchitektur sowie der Implementierung von Resilienzausschreibungen verfolgt die Bundesregierung einen konsequenten markt- und systemorientierten Ansatz.

Betroffene Unternehmen sollten die weitere Entwicklung eng verfolgen und ihre Projekte frühzeitig auf das neue Förderdesign vorbereiten. Anlagenbetreiber und Projektentwickler sollten insbesondere prüfen, wie sich Refinanzierungsbeitrag, geänderte Ausschreibungsmengen, Höchstwerte und Resilienzkriterien auf Erlösmodelle und laufende Projektpipelines auswirken. Betreiber kleinerer Anlagen sollten zudem rechtzeitig geeignete Direktvermarktungsmodelle und die hierfür erforderliche technische Ausstattung untersuchen.