Das Ende der Einspeisevergütung: Was das EEG 2027 für Unternehmen bedeutet

Bekannte Regeln, neues Spiel: Was sich ab 2027 grundlegend ändert

Viele Unternehmen haben in den vergangenen Jahren bewusst in Photovoltaikanlagen investiert, und das aus guten Gründen. Die Kalkulation dahinter war verlässlich: eine feste Einspeisevergütung als Erlösabsicherung, eine Marktprämie ohne Rückzahlungspflicht bei hohen Marktpreisen und insgesamt ein Förderrahmen, der Investitionsentscheidungen planbar gemacht hat.
Das soll sich nun grundlegend ändern. Der seit Februar 2026 kursierende und mittlerweile weiterentwickelte Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) sieht einen tiefgreifenden Systemwechsel vor: Die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen soll vollständig entfallen, die Direktvermarktungspflicht soll auf alle Anlagengrößen ausgeweitet werden und Mehrerlöse in Hochpreisphasen sollen künftig teilweise abgeschöpft werden. Kurzum: Was bisher als Standard galt, soll für Neuanlagen abgeschafft werden. (prometheus-recht.de, EEG 2027 – Zeitenwende für die Erneuerbaren?)
Das Gesetzgebungsverfahren läuft, und der Zeitplan ist ambitioniert: Das aktuelle EEG ist beihilferechtlich nur noch bis Ende 2026 genehmigt, und ein neues Gesetz muss daher zwingend zum 1. Januar 2027 in Kraft treten. Wer also wartet, bis alles final beschlossen ist, verliert wertvolle Planungszeit.

Ein neues Fördersystem: Marktprämie mit Rückzahlungspflicht

Das bisherige Fördermodell war aus Investorensicht durchaus komfortabel. Wer Strom ins Netz einspeiste, erhielt entweder eine fixe Vergütung pro eingespeister Kilowattstunde oder die sogenannte Marktprämie. Grundlage dafür ist der „anzulegende Wert“: ein garantierter Vergütungssatz in Cent pro kWh, den eine Anlage für 20 Jahre zugesichert bekommt, welcher bei kleineren Anlagen gesetzlich festgelegt wird, bei größeren per Ausschreibung jedoch ersteigert werden muss. Die Marktprämie ist dann ganz simpel die Differenz aus dem anzulegenden Wert minus dem aktuellen Börsenstrompreis. Konkret würde das bedeuten: Liegt der anzulegende Wert beispielsweise bei 8 Cent und der Börsenstrompreis bei nur 5 Cent, zahlt der Staat die fehlenden 3 Cent als Prämie dazu. Lag der Börsenstrompreis hingegen über dem anzulegenden Wert, zum Beispiel bei 10 Cent, dann gehörten die Mehrerlöse bislang vollständig dem Anlagenbetreiber, ohne Wenn und Aber.

Das soll sich mit dem EEG 2027 grundlegend ändern. Für erneuerbare Neuanlagen ab 100 kW, darunter Photovoltaik und Windkraft, sollen sogenannte zweiseitige Differenzverträge eingeführt werden, im europäischen Energierecht auch als Contracts for Difference bekannt, kurz CfD. Biomasseanlagen sollen dem aktuellen Entwurf zufolge von dieser Regelung ausgenommen bleiben. Künftig soll dieses Prinzip in beide Richtungen wirken: Liegt der Jahresmarktwert unter dem anzulegenden Wert, sollen Betreiber weiterhin eine Ausgleichszahlung erhalten. Übersteigt der Marktwert jedoch den anzulegenden Wert, sollen die Mehrerlöse als Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber abgeführt werden, und zwar für die Dauer von 20 Jahren ab Inbetriebnahme. (Rödl & Partner, EEG 2027: Was der Referentenentwurf des BMWE vorsieht)

Ursprünglich war ein sogenannter Marktwertkorridor im Gespräch: Die Idee dahinter war, dass die Rückzahlung erst dann greifen sollte, wenn der Börsenstrompreis den anzulegenden Wert um einen bestimmten Betrag übersteigt, also erst ab einem gewissen Puffer. Konkret hätte das bedeutet: Liegt der anzulegende Wert bei 8 Cent und der Börsenstrompreis bei 9 Cent, wäre noch keine Rückzahlung fällig gewesen. Erst wenn der Marktpreis deutlich darüber liegt, hätte die Abschöpfung eingesetzt. Im aktuellen Referentenentwurf ist dieser Korridor jedoch nicht mehr vorgesehen. Stattdessen soll die Rückzahlung unmittelbar dann einsetzen, wenn der Börsenstrompreis den anzulegenden Wert auch nur um einen einzigen Cent übersteigt, ohne jede Pufferzone. Für Anlagenbetreiber bedeutet das: Jeder Cent über dem Zielpreis soll künftig abgeführt werden (prometheus-recht.de, EEG 2027 – Zeitenwende für die Erneuerbaren?).

Der Gesetzgeber begründet den CfD-Mechanismus mit zwei Argumenten: Einerseits sollen erneuerbare Energien stärker Markt- und Systemverantwortung übernehmen, andererseits schreiben europarechtliche Vorgaben eine Beteiligung der Anlagenbetreiber an Übergewinnen ohnehin vor. Aus Sicht der Anlagenbetreiber ergibt sich daraus ein zweischneidiges Bild: Die Absicherung nach unten bleibt erhalten, denn bei niedrigen Marktpreisen greift weiterhin die Ausgleichszahlung. Nach oben hingegen entfällt die bisherige Möglichkeit, in Hochpreisphasen unbegrenzt mitzuverdienen. Wer seine Investitionsrechnung bislang auch auf solche Erlösspitzen gestützt hat, wird diese Kalkulation anpassen müssen.

Kleine Anlagen, große Einschnitte: Was der Entwurf für Anlagen unter 25 kW vorsieht

Neben dem CfD-Mechanismus soll die Direktvermarktungspflicht schrittweise auf alle Neuanlagen ausgeweitet werden, also auch auf solche unter 25 kW. Das betrifft nicht nur kleine Gewerbeanlagen, sondern dem Entwurf zufolge auch typische Aufdach-PV-Anlagen auf Wohn- und Mehrfamilienhäusern. Gleichzeitig soll für Neuanlagen unter 25 kW künftig jede Förderabsicherung für eingespeisten Strom entfallen. Eine übergangsweise Nutzung der bisherigen Einspeisevergütung soll lediglich noch für Anlagen mit Inbetriebnahme in 2027 (unter 25 kW) und 2028 (unter 10 kW) möglich sein (Taylor Wessing, EEG 2027 – Die geplante Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Überblick).

Konkret sollen Anlagen unter 25 kW keinen Anspruch auf die Marktprämie haben, sondern lediglich auf eine förderfreie Abnahme durch den Netzbetreiber: Der eingespeiste Strom wird abgenommen, aber nicht vergütet. Der Gesetzgeber setzt dabei darauf, dass sich kleinere Anlagen über den Eigenverbrauch rechnen. Das funktioniert bei Anlagen mit hohem Eigenverbrauch und günstiger Ausrichtung, bei anderen Konfigurationen ist die Wirtschaftlichkeit ohne Vergütung weniger klar. Zusätzlich soll die Ausfallvergütung ersatzlos gestrichen werden, also jenes Sicherheitsnetz, das bisher dann einsprang, wenn die Direktvermarktung vorübergehend ausfiel, etwa weil ein Direktvermarkter insolvent wurde oder ein Vertrag endete. Fiele sie weg, trügen Anlagenbetreiber dieses Risiko künftig vollständig selbst (prometheus-recht.de, EEG 2027 – Zeitenwende für die Erneuerbaren?).

Hinzu kommt eine geplante Kappungsregel: Neue PV-Dachanlagen sollen ihre Einspeiseleistung dauerhaft auf 50 Prozent der installierten Leistung begrenzen, wobei für welche Anlagengrößen diese Grenze genau gelten soll, im Referentenentwurf noch offen ist. Sollten diese Maßnahmen in dieser Form kommen, warnt der ZVEI vor kumulativen Effekten für das Dachsegment, das in den vergangenen Jahren wesentlich zur Ausbaugeschwindigkeit beigetragen hat (ZVEI, Entwurf zum EEG 2027: Systemwechsel mit Risiken für den Ausbau).

Opt-Out: Wer nicht abschöpfen lassen will, verlässt das System

Für Anlagenbetreiber, die eine Erlösabschöpfung durch den CfD-Mechanismus nicht wünschen, sieht der Entwurf einmalig eine Opt-Out-Option vor: Innerhalb der ersten zehn Jahre ab Inbetriebnahme sollen Betreiber vollständig und dauerhaft aus dem Fördersystem des EEG aussteigen können (prometheus-recht.de, EEG 2027 – Zeitenwende für die Erneuerbaren?).
Das klingt nach einer attraktiven Wahlmöglichkeit, ist in der Praxis aber unwiderruflich: Wer aussteigt, gibt nicht nur die Abschöpfung auf, sondern auch jeden zukünftigen Anspruch auf finanzielle Förderung. Wer diesen Weg geht, muss vollständig auf eine eigene Vermarktungsstrategie, direkte PPAs oder sonstige Erlösmodelle setzen und trägt das gesamte Marktpreisrisiko selbst.
Der Opt-Out ist damit kein einfaches Sicherheitsventil, sondern eine strukturelle Entscheidung, die eine belastbare Vermarktungsstrategie voraussetzt und gut durchdacht sein will.

Warum jetzt gehandelt werden muss

Das aktuelle EEG ist beihilferechtlich nur noch bis Ende 2026 genehmigt, und Änderungen am bisherigen Gesetz hat die EU-Kommission zuletzt nur noch begrenzt zugelassen. Ein neues Gesetz ist daher zum 1. Januar 2027 zwingend erforderlich, daran führt kein Weg vorbei (Rödl & Partner, EEG 2027: Was der Referentenentwurf des BMWE vorsieht).
Der Referentenentwurf befindet sich derzeit noch in der Ressortabstimmung. Ein Kabinettsbeschluss steht aus, das parlamentarische Verfahren ebenfalls. Anschließend braucht das Gesetz noch die Zustimmung der EU-Kommission, was erfahrungsgemäß Zeit kostet. Der Zeitdruck ist damit erheblich, und Änderungen im weiteren Gesetzgebungsverfahren sind mehr als wahrscheinlich.
Für Unternehmen entsteht daraus eine unbequeme, aber bekannte Situation: Die Richtung ist klar, die jedoch Details sind noch offen. Wer auf die endgültige Fassung wartet, bevor er sich mit den Konsequenzen befasst, verliert schlicht und einfach wertvolle Planungszeit.

Was Unternehmen jetzt konkret tun sollten

Auch wenn das EEG 2027 noch nicht final beschlossen ist, lassen sich bereits heute konkrete Schritte ableiten:

• Bestandsanlagen inventarisieren: Welche Anlagen sind in Betrieb, unter welchem Rechtsstand, mit welchen Vergütungsansprüchen und welchen Einspeisequoten? Bestandsanlagen bleiben unter altem Recht, sind aber der Maßstab, gegen den neue Investitionen bewertet werden müssen.
• Neue Investitionsrechnungen auf CfD-Basis durchrechnen: Kalkulationen, die auf der vollständigen Mitnahme von Hochpreisphasen aufgebaut haben, müssen überarbeitet werden. Der anzulegende Wert wäre damit künftig nicht mehr nur die Untergrenze zur Absicherung nach unten, sondern zugleich auch die Schwelle, ab der Mehrerlöse wieder abgeführt werden müssten.
• Direktvermarktungspartner und Vertragsstrukturen prüfen: Welche Direktvermarkter sind am Markt, welche Kosten entstehen, und welche Vertragslaufzeiten und Risikoregelungen sind realistisch? Das ist besonders relevant für Anlagen, die neu in die Pflicht gezwungen werden.
• Speicherwirtschaftlichkeit neu bewerten: Die 50-Prozent-Kappung macht Batteriespeicher in der Kombination mit PV wirtschaftlich attraktiver. Wer bisher ohne Speicher kalkuliert hat, sollte diese Rechnung jetzt aktualisieren.
• Opt-Out-Option einordnen: Für welche Anlagen und Vermarktungsstrategien macht ein vollständiger Ausstieg aus dem EEG-System tatsächlich Sinn? Das erfordert eine fundierte Analyse der eigenen Erlösstruktur und des Preisrisikos.

Wie ifesca dabei unterstützten kann

Genau in diesem Übergang von altem zu neuem Förderregime liegt die eigentliche strategische Herausforderung: Was bisher unter bekannten Rahmenbedingungen rentabel war, muss unter veränderten Regeln neu eingeordnet werden. Das betrifft nicht nur neue Investitionsvorhaben, sondern auch die Bewertung bestehender Anlagen und die grundlegende Frage, wie Eigenerzeugung, Speicher, Direktvermarktung und Lastmanagement künftig zusammenspielen sollen.
ifesca unterstützt Unternehmen dabei, diese Neuberechnung strukturiert anzugehen. Mit ifesca.ENERGY® PilotOne (https://pilotone.ifesca.de/) lassen sich Szenarien für Eigenerzeugung, Speichereinsatz, Szenarien für Eigenerzeugung, Speichereinsatz, Lastmanagement und Netzentgelte auf einer gemeinsamen Datenbasis durchrechnen, bevor Investitionsentscheidungen getroffen werden. Statt auf Annahmen und Einzelkalkulationen zu setzen, entsteht so ein konsistentes, belastbares Bild der eigenen Energiesituation unter den neuen regulatorischen Rahmenbedingungen.