Marktprämie und EEG-Reform 2027: Vom einseitigen Modell zum Contract for Difference
Mit dem Referentenentwurf zum EEG 2027 steht der Fördermechanismus für erneuerbare Energien vor der größten Strukturreform seit der Einführung der Direktvermarktung. Aus der einseitigen Marktprämie soll ein zweiseitiger Differenzvertrag werden – mit Folgen für die Wirtschaftlichkeit jeder Neuanlage. Was sich ändert, was im Markt bereits diskutiert wird und welche Weichen Investoren noch im Investitionsfenster vor 2027 stellen sollten.
Auf einen Blick
- Die einseitige Marktprämie soll durch einen Contract for Difference (CfD) mit Abschöpfung von Mehrerlösen abgelöst werden.
- Vorgesehen ist eine Refinanzierungsbeitragspflicht nach § 20a EEG-E in Hochpreisphasen, mit Korridor um den anzulegenden Wert.
- Für Neuanlagen unter 25 kW soll der Marktprämienanspruch vollständig entfallen.
- Anlagen zwischen 25 kW und 1 MW sollen eine einheitliche Marktprämie erhalten – Vereinfachung gegenüber bisherigen Untersegmenten.
- Die sonstige Direktvermarktung über PPA bleibt von der Abschöpfung verschont und gewinnt deutlich an strategischer Bedeutung.
- Bestandsanlagen werden vom CfD-Modell nicht erfasst – maßgeblich ist der Inbetriebnahmezeitpunkt.
1. Vom asymmetrischen Modell zum symmetrischen CfD
Die bisherige Marktprämie nach EEG 2023 ist asymmetrisch konstruiert. Liegt der Jahresmarktwert unter dem anzulegenden Wert, gleicht die Marktprämie die Differenz aus. Liegt der Marktwert darüber, behält der Anlagenbetreiber die Mehrerlöse vollständig. Dieses Modell hat den Markthochlauf erneuerbarer Energien getragen, ist aber bei strukturell hohen Strompreisen aus fiskalischer Sicht teuer und politisch umstritten geworden.
Mit dem Referentenentwurf zum EEG 2027 soll diese Asymmetrie aufgehoben werden. Die Förderung über die Marktprämie bleibt im Grundsatz bestehen, wird aber durch eine Abschöpfungsregelung nach § 20a EEG-E ergänzt: Erlöse, die der Anlagenbetreiber oberhalb des anzulegenden Werts erzielt, sollen als Refinanzierungsbeitrag an die Netzbetreiber abgeführt werden. Im Ergebnis entsteht ein zweiseitiger Differenzvertrag (Contract for Difference, CfD) nach dem Vorbild, das die EU-Strommarktreform für neue Förderverträge ausdrücklich vorsieht.
Wichtig: Die Abschöpfung soll nicht alle Mehrerlöse erfassen. Vorgesehen ist ein Korridor um den anzulegenden Wert, innerhalb dessen weder eine Förderung gezahlt noch ein Refinanzierungsbeitrag erhoben wird. Die genaue Breite des Korridors ist eine der zentralen Stellschrauben des laufenden Gesetzgebungsverfahrens.
2. Die neuen Anlagenkategorien im Überblick
Der Referentenentwurf strukturiert das Fördersystem nach Anlagengröße neu. In groben Zügen zeichnen sich drei Kategorien ab:
| Anlagengröße | Förderung | Konsequenz |
|---|---|---|
| Unter 25 kW (Aufdach, EFH/MFH) | Kein Marktprämienanspruch | Wirtschaftlichkeit nur noch über Eigenverbrauch und Speicher |
| 25 kW bis 1 MW | Einheitliche Marktprämie mit CfD-Mechanik | Vereinfachung gegenüber bisheriger Segmentierung |
| Ab 100 kW | Direktvermarktungspflicht mit Abschöpfung in Hochpreisphasen | Mehrerlöse über Korridor fließen an die Netzbetreiber |
| Sonstige Direktvermarktung (PPA) | Keine Förderung, keine Abschöpfung | Mehrerlöse verbleiben beim Anlagenbetreiber |
Bemerkenswert ist die strukturelle Verschiebung: Die Reform setzt den Anreiz weg von der Standardförderung und hin zur ungeförderten Marktvermarktung. Wer als Anlagenbetreiber bereit ist, das Vermarktungsrisiko selbst zu tragen, kann die Mehrerlöse behalten. Wer auf die staatliche Absicherung nach unten setzt, gibt den oberen Spielraum auf.
3. Verfahrensseite: Mitteilungspflicht und Förderoption
Eine in der Praxis bislang unterschätzte Neuerung liegt im Verfahren. Nach §§ 19 Abs. 2, 20 EEG-E soll der Anspruch auf die Marktprämie nur dann bestehen, wenn der Anlagenbetreiber innerhalb von sechs Monaten nach Inbetriebnahme dem Netzbetreiber in Textform mitteilt, dass er die Förderung in Anspruch nimmt. Wer diese Frist versäumt, verliert den Förderanspruch – und ist damit faktisch in die sonstige Direktvermarktung gedrängt, ohne dies aktiv gewählt zu haben.
Für die Vertragsdokumentation und das interne Compliance-Management bedeutet das: Die Inbetriebnahme-Mitteilung ist nicht mehr nur eine technische Formalität, sondern eine konstitutive Erklärung mit Auswirkung auf das gesamte Vermarktungsregime der Anlage. Sie gehört in jede Projektabwicklungs-Checkliste.
4. Strategische Folge: Geförderte Vermarktung oder PPA?
Die zentrale Strukturfrage jeder neuen PV-Projektentwicklung wird damit zur Wahl zwischen zwei Modellen. Eine pauschale Empfehlung ist nicht möglich – die richtige Antwort hängt von Strompreisszenarien, Projektgröße, Lastprofil potenzieller Abnehmer und Finanzierungsstruktur ab. Drei Leitfragen helfen bei der Strukturierung:
- Welches Strompreisszenario unterstellt das Bewertungsmodell? In Szenarien mit dauerhaft hohen Großhandelspreisen wirkt der Abschöpfungsmechanismus nachteilig – PPA und sonstige Direktvermarktung gewinnen relativ. In Niedrigpreisszenarien bleibt die Marktprämie die sicherere Wahl.
- Steht ein bonitätsstarker PPA-Abnehmer zur Verfügung? Ohne tragfähigen PPA verlagert die ungeförderte Vermarktung das gesamte Preisrisiko auf den Anlagenbetreiber. Die Bankfähigkeit dieser Strukturen steigt mit der Bonität des Abnehmers und der Vertragslaufzeit.
- Wie wird die Refinanzierungsbeitragsrechnung in das Finanzmodell integriert? Banken werden den CfD-Mechanismus mit eigenen Worst-Case-Annahmen modellieren. Die rechtliche Ausgestaltung des § 20a EEG-E – insbesondere Bemessungsgrundlage und Korridorbreite – wird zur zentralen Annahme der Projektkalkulation.
Beobachtung aus der Beratungspraxis
In Projektentwicklungen, die jetzt aufgesetzt werden und voraussichtlich nach Inkrafttreten des EEG 2027 in Betrieb gehen, wird der Wechsel zwischen geförderter Vermarktung und PPA-Variante häufig zu spät diskutiert. Sinnvoll ist eine frühe Doppelstrukturierung: Vertragswerke, Pachtverträge und Anschlussverträge werden so aufgesetzt, dass beide Vermarktungspfade noch offen sind. Eine zu frühe Festlegung kann Optionalität verschenken, deren wirtschaftlicher Wert sich erst nach Vorlage der finalen Reformfassung ermessen lässt.
5. Auswirkungen auf Bestandsanlagen und laufende Projekte
Bestandsanlagen, die vor Inkrafttreten des EEG 2027 in Betrieb genommen werden, sollen vom neuen Regime nicht erfasst werden. Das maßgebliche Anknüpfungskriterium ist der Inbetriebnahmezeitpunkt. Für laufende Projektentwicklungen ergeben sich daraus drei praktische Konsequenzen:
- Realisierungsfristen: Wer im EEG 2023 bezuschlagt ist, muss die Realisierungsfristen (vgl. Teil 1 der Reihe) im Auge behalten. Eine Verzögerung in den Inbetriebnahmezeitpunkt nach EEG 2027 hinein kann das Förderregime substantiell verändern.
- Investitionsvorzieheffekt: Ob ein Vorziehen wirtschaftlich sinnvoll ist, hängt vom Projekt ab – eine pauschale Empfehlung ist nicht möglich. Eine Sensitivitätsanalyse mit beiden Förderregimen ist sinnvoll.
- M&A-Bewertung: Bei Transaktionen mit Anlagen, deren Inbetriebnahme nahe am Stichtag liegt, wird das anwendbare Förderregime zur zentralen Bewertungsannahme. Earn-Out-Strukturen oder bedingte Kaufpreiskomponenten gewinnen an Relevanz.
6. Was offen bleibt
Der Referentenentwurf gibt die Richtung vor, lässt aber zentrale Detailfragen offen, die für die Wirtschaftlichkeit der Projekte entscheidend sein werden:
- Endgültige Breite und Bemessung des Abschöpfungskorridors.
- Behandlung negativer Strompreisstunden im CfD-Modell (Verknüpfung mit dem Solarspitzengesetz).
- Ausgestaltung der Mitteilungspflicht nach §§ 19, 20 EEG-E – insbesondere Heilungsmöglichkeiten bei Fristversäumnis.
- Übergangsvorschriften für Projekte, die im Zuschlagsverfahren des EEG 2023 stehen, aber nach Stichtag in Betrieb gehen.
- Steuerliche und bilanzielle Behandlung des Refinanzierungsbeitrags.
Fazit
Die EEG-Reform 2027 ist keine Kosmetik, sondern eine Systementscheidung. Der Übergang vom asymmetrischen Marktprämienmodell zum CfD verändert die Risikoverteilung zwischen Staat und Anlagenbetreiber grundlegend – und macht die strategische Wahl zwischen geförderter Direktvermarktung und PPA zur zentralen Strukturfrage jeder neuen Projektentwicklung.
Für Investoren, Industrieunternehmen und Stadtwerke heißt das: Die nächsten Monate sind die Phase, in der Projektstrukturen, Vertragsarchitekturen und Finanzierungsmodelle so aufgesetzt werden sollten, dass beide Vermarktungspfade offen bleiben. Wer jetzt strukturell flexibel plant, wird die finalen Reformdetails ohne Umweg in das Projekt einbauen können.
Bei der Strukturierung neuer PV-Projekte im Investitionsfenster vor 2027, bei der Bewertung des Übergangs in den CfD-Mechanismus und bei der vertraglichen Wahl zwischen geförderter Direktvermarktung und PPA: Wir begleiten Investoren, Industrieunternehmen und Stadtwerke in der gesamten Reformphase.
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