Förderregeln ab 2027: Was die Umstellung auf Differenzverträge für Solarparks bedeutet
Auf einen Blick
- Die Umstellung des Fördersystems auf zweiseitige Differenzverträge ist weiter fortgeschritten und konkreter, als die Aussage „der Gesetzgebungsprozess hat noch nicht begonnen" nahelegt: Es liegt seit April 2026 ein Referentenentwurf vor.
- Treiber ist nicht primär nationale Politik, sondern Unionsrecht: Die beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 läuft Ende 2026 aus, und die Strombinnenmarktverordnung verlangt zweiseitige Differenzverträge für neue Förderverträge.
- Kern ist der Refinanzierungsbeitrag nach § 20a EEG-E: Die Förderung nach unten bleibt, die Mehrerlöse nach oben werden abgeschöpft. Für Freiflächen-PV verschiebt das die Renditelogik – und wertet PPA-Strukturen auf.
In der dritten Folge dieser Reihe geht es um die zweite große Stellschraube: die geplante Ablösung des Marktprämienmodells. In der öffentlichen Debatte wird die Reform oft als ferne, unklare Größe beschrieben. Aus rechtlicher Sicht ist sie das nicht – die Eckpunkte stehen, und der Zeitdruck ist real.
Der Stand des Verfahrens – präziser als „noch nicht begonnen"
Seit dem 21./22. April 2026 liegt ein Referentenentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums zur EEG-Novelle 2027 vor; ihm vorausgegangen war ein öffentlich gewordener Arbeitsentwurf vom Januar 2026. Der Entwurf befindet sich in der Ressortabstimmung; die förmliche Länder- und Verbändeanhörung steht noch aus. Der Kabinettsbeschluss wurde mehrfach verschoben – zuletzt in Richtung Juli 2026 –, weil zwischen Wirtschafts- und Umweltressort vor allem der geplante Redispatch-Vorbehalt und die Förderung von Kleinanlagen strittig sind. Das parlamentarische Verfahren wird nicht vor Herbst 2026 erwartet.
Richtig ist also, dass das förmliche Anhörungsverfahren noch nicht begonnen hat. Falsch wäre der Schluss, die inhaltlichen Parameter seien offen: Der Entwurf gestaltet den Abschöpfungsmechanismus bereits konkret aus. Wer heute plant, plant nicht ins Leere.
Warum die Reform kommt – der unionsrechtliche Zwang
Die Reform ist keine politische Option, sondern eine Notwendigkeit. Die beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 durch die Europäische Kommission läuft zum 31. Dezember 2026 aus; ohne Anschlussregelung droht für die betroffenen Fördertatbestände ein faktisches Durchführungsverbot. Hinzu kommt die reformierte Strombinnenmarktverordnung, die für neue Preisstützungsverträge für Wind, Solar und Geothermie zweiseitige Differenzverträge vorschreibt. Die Frage ist daher nicht, ob das System umgestellt wird, sondern wie.
Vom Marktprämienmodell zum Refinanzierungsbeitrag
Das bisherige Modell wirkt einseitig: Liegt der Marktwert unter dem anzulegenden Wert, gleicht die Marktprämie die Differenz aus; liegt er darüber, behält der Betreiber den Mehrerlös. Genau diese Asymmetrie entfällt. Mit dem Refinanzierungsbeitrag nach § 20a EEG-E bleibt die Absicherung nach unten erhalten, während Mehrerlöse nach oben abgeschöpft werden.
Bemerkenswert ist eine Verschärfung gegenüber dem Januar-Entwurf: Der dort noch vorgesehene neutrale Korridor oberhalb des anzulegenden Werts ist im Referentenentwurf gestrichen. Die Abschöpfung soll damit einsetzen, sobald der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert übersteigt. Der Beitrag wird für jede eingespeiste Kilowattstunde im Abschöpfungsjahr erhoben – nach dem Entwurf ausdrücklich auch für zwischengespeicherte Mengen. Die Pflicht soll für Anlagen ab 100 kW gelten; der anzulegende Wert bleibt über die Förderdauer fixiert, ohne Inflationsausgleich.
Was sich für Freiflächen-PV konkret ändert
Für große Solaranlagen sendet der Entwurf ein zweigeteiltes Signal. Auf der Mengenseite wird Freiflächen-PV gestärkt: Das jährliche Ausschreibungsvolumen für Freiflächenanlagen soll von 9.900 MW auf 14.000 MW (2027–2032) steigen, die Zahl der Gebotstermine von drei auf vier; das Aufdachsegment wird dagegen abgesenkt. Auf der Erlösseite wird die Oberseite gedeckelt. Das verändert das Renditeprofil: weniger Aufwärtspotenzial in Hochpreisphasen, dafür ein stabilerer Mindesterlös.
Strategisch aufgewertet wird damit die ungeförderte Vermarktung. Erlöse aus PPA und sonstiger Direktvermarktung unterliegen nicht der Abschöpfung. Wer das Vermarktungsrisiko mit einem bonitätsstarken Abnehmer absichern kann, behält die Mehrerlöse – das macht die Wahl zwischen geförderter Direktvermarktung und PPA zur zentralen Strukturierungsfrage.
Das Investitionsfenster
Nach dem Entwurf gilt: Anlagen mit Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember 2026 fallen voraussichtlich noch unter das einseitige Fördersystem des EEG 2023 – ohne Refinanzierungsbeitrag. Für viele Greenfield-Projekte ist dieser Stichtag angesichts der Liefer- und Anschlusszeiten allerdings kaum noch erreichbar; die Planung sollte daher realistisch vom neuen Regime ausgehen. Zu beachten ist außerdem ein Verfahrenspunkt: Nach §§ 19, 20 EEG-E soll der Förderanspruch nur bestehen, wenn der Betreiber dem Netzbetreiber innerhalb von sechs Monaten nach Inbetriebnahme in Textform mitteilt, dass er die Förderung in Anspruch nimmt.
Praxishinweis
Wir raten regelmäßig, die Finanzmodelle bereits jetzt mit zwei Szenarien zu rechnen: einmal unter der einseitigen Förderlogik, einmal unter dem Refinanzierungsbeitrag mit Abschöpfung ab dem anzulegenden Wert. Wo ein tragfähiger PPA-Abnehmer in Reichweite ist, sollte die ungeförderte Vermarktung als gleichwertige Option geprüft werden – sie ist von der Abschöpfung ausgenommen und gewinnt dadurch an Bedeutung. Da der Entwurf noch nicht final ist, empfiehlt sich eine Strukturierung, die beide Pfade offenhält.
Fazit
Die Förderlücke ab 2027 ist konkreter, als die Schlagzeile glauben macht: Der Mechanismus steht im Entwurf, der unionsrechtliche Zeitdruck ist real. Für Freiflächen-PV verschiebt der Refinanzierungsbeitrag die Renditelogik nach unten und wertet PPA-Strukturen auf. Wer früh in Szenarien rechnet, behält die Gestaltungshoheit.
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