Breve resumen
El Gabinete Federal y el Ministerio Federal de Economía y Energía (BMWE) han 29 de julio de 2026 sus proyectos de ley para Reforma de la ley EEG 2027 y paquete de redes aprobado. Con esto se presenta por primera vez una versión que va más allá del anteproyecto: con párrafos desplazados, valores concretos y un ámbito regulador completamente nuevo: el paquete de redes.
- En contribución de refinanciación (ahora § 21d EEG 2027, anteriormente el proyecto de § 20a de la EEG) sigue siendo el mecanismo central de contratos por diferencia (CfD) para las nuevas instalaciones a partir de 100 kW de potencia instalada.
- Para las instalaciones de entre 100 kW y el umbral de licitación respectivo se aplica un valor a aplicar uniforme de 6,2 ct/kWh.
- Novedad respecto al estado actual de las discusiones: El paquete de redes introduce áreas de red con capacidad limitada con un Reserva de reenvío para la fotovoltaica en suelo y la eólica terrestre.
- Entrada en vigor prevista: 1 de enero de 2027, sujeto a la deliberación del Bundestag a partir de septiembre de 2026 y a la autorización de ayudas estatales de la UE.
Del proyecto de borrador al acuerdo de gabinete: ¿Qué ha cambiado?
Quienes ya se han ocupado del tema quizás conozcan nuestras publicaciones anteriores: la Clasificación de las directrices de la UE según el art. 19d del Reglamento EBM de octubre de 2023, el Informe provisional sobre la aplicación en Alemania así como nuestro Análisis del anteproyecto de mayo de 2026. Mediante el acuerdo del Consejo de Ministros del 29 de julio de 2026, se modificaron varios artículos de la EEG 2027. Quien hoy en día siga basándose en las normas allí citadas, en algunos casos las estará citando de forma errónea.
Los cambios más importantes de un vistazo:
| Contenido de la regulación | Proyecto de borrador (a fecha de mayo de 2026) | Decisión del gabinete (a fecha de julio de 2026) |
| contribución de refinanciación | § 20a del proyecto de ley EEG | § 21d EEG 2027 |
| Derecho de voto para la promoción | § 19 Abs. 1 EEG-Entwurf | § 20, párr. 2 de la Ley de Energías Renovables (EEG) 2027 |
| Exclusión voluntaria única | Anteproyecto de la ley § 20b EEG | § 21e EEG 2027 |
| Obligación de pago en caso de otra comercialización directa | Artículo 21a, apartado 2, del proyecto de Ley de Energías Renovables (EEG) | § 21b EEG 2027 |
Además de la renumeración, la decisión del gabinete incluye dos novedades de contenido que no se reflejaban en nuestras publicaciones anteriores: un valor específico a aplicar de 6,2 ct/kWh para instalaciones por debajo del umbral de licitación y la integración con el Paquete de red, que introduce áreas de red con capacidad limitada y una reserva de redispatch. Ambos aspectos se explican a continuación.
Nada ha cambiado en el propio marco jurídico: la reforma del mercado eléctrico de la UE obliga a Alemania a través de Art. 19d del Reglamento del mercado interior de la electricidad de la UE (Reglamento MIE) a más tardar a partir del 17 de julio de 2027 a contratos por diferencias bilaterales para sistemas de apoyo directo de precios como la EEG. Además, la autorización de ayudas estatales de la UE para la EEG 2023 expira el 31 de diciembre de 2026 de – dos plazos independientes que explican la presión temporal sobre el legislador alemán.
| Dato | Evento |
| 29.07.2026 | Decisión del Gabinete sobre la ley EEG 2027 y el paquete de redes |
| a partir de sep. de 2026 | Debate en el Bundestag |
| 31.12.2026 | La autorización de ayudas estatales para la EEG 2023 está a punto de expirar |
| 01.01.2027 | Entrada en vigor prevista de la EEG 2027 |
| 17.07.2027 | Plazo límite de la UE para la introducción de los CfD (art. 19d del Reglamento de la OMD) |
¿Cómo funciona la aportación de refinanciación?
Un contrato por diferencia vincula la retribución a un precio de referencia fijado a largo plazo; en la EEG: el valor a aplicar – en lugar de al precio fluctuante de la electricidad en bolsa. El principio es simétrico: si el precio de mercado es inferior, el operador recibe la diferencia; si es superior, la diferencia se devuelve.
Hasta ahora: prima de mercado flotante (CfD unilateral): Si el valor de mercado cae por debajo del valor a efectos de cálculo, la prima de mercado compensa la diferencia. Si lo supera, el operador se queda con todos los ingresos adicionales: una „calía de dirección única” en beneficio del operador.
Nuevo: contribución de refinanciación como CfD bilateral (§ 21d EEG 2027): La prima de mercado se mantiene en los años en que los precios son bajos. Sin embargo, en los años en que los precios son altos, el operador debe devolver la diferencia; este mecanismo de recuperación convierte el modelo en una „vía de doble sentido”.
| Característica | Hasta ahora: prima de mercado flotante | Nuevo: Cuota de refinanciación (CfD) |
| Principio de funcionamiento | Protección unilateral: solo protección a la baja | Doble función: protección hacia abajo Y extracción hacia arriba |
| Año de precios bajos (valor de mercado < VA) | Se abona la prima de mercado | Sin cambios: se abonará la prima de mercado |
| Año de precios altos (valor de mercado > AW) | El operador se queda con la totalidad de los ingresos adicionales | El ingreso adicional se abona como aportación de refinanciación a los gestores de la red |
| Impacto en la cuenta EEG / tarifas de red | Sin retornos en años de precios altos | Los ingresos obtenidos en años de precios elevados alivian los costes de explotación |
La fórmula: Contribución de refinanciación = valor de mercado anual específico de la tecnología (basado en el mercado «day-ahead») − valor de referencia. El cálculo se realiza en función de la producción por cada kilovatio-hora inyectado —incluidas las cantidades de electricidad almacenadas temporalmente— y se factura anualmente con carácter retroactivo a través del operador de la red.
Ejemplo de cálculo (Supuesto: valor a aplicar = 6,2 ct/kWh):
| Escenario | Modelo anterior | Modelo CfD (nuevo) |
| Año de precio bajo: Valor de mercado 4,5 ct/kWh | +1,7 ct/kWh prima de mercado | +1,7 ct/kWh prima de mercado (idéntico) |
| Año de precios elevados: valor de mercado 8,0 ct/kWh | Sin compensación: el operador se queda con 8,0 céntimos/kWh | -1,8 ct/kWh de aportación para refinanciación – Los ingresos netos se mantienen en 6,2 ct/kWh |
Para los cuartos de hora con precios spot bajos en periodos de escasos ingresos en el mercado, se aplica adicionalmente en las instalaciones solares ingreso mínimo de 0,5 ct/kWh. En el caso de precios negativos de la electricidad, no surge ninguna obligación de pago.
Derecho a voto y exclusión
Los operadores deben dentro de los seis meses posteriores a la puesta en marcha explicar si hacen uso de la ayuda financiera (§ 20, párr. 2 de la Ley alemana de fuentes de energía renovables - EEG 2027) renuncia única e irrevocable es posible conforme al § 21e de la EEG 2027 – efectivo a partir del 1 de enero del año siguiente, entonces la prima de mercado y la contribución de refinanciación se suprimen al mismo tiempo. La opción está abierta hasta el final del décimo año natural posterior a la puesta en marcha. Importante: un simple cambio a la comercialización directa ordinaria (§ 21b EEG 2027) finaliza la obligación de pago. no – se cerró esta laguna jurídica del concepto original.
¿Cómo se determina el valor aplicable?
El valor que debe aplicarse no es fijo; depende del tamaño de la instalación y se determina de dos formas diferentes:
Para plantas entre 100 kW y el respectivo umbral de licitación se aplica un valor estándar a aplicar de 6,2 ct/kWh (sin licitación).
Para plantas a partir del umbral de licitación el valor a aplicar corresponde al valor de la prima individual (valor de la oferta) de la respectiva convocatoria de licitación de la EEG, determinado mediante competencia en el procedimiento de puja por oferta única (pay-as-bid), limitado por un valor máximo legal. El umbral de licitación se encuentra en dos segmentos compartido
| Segmento 1: Energía fotovoltaica en espacios abiertos | Segmento 2: Instalaciones fotovoltaicas en tejados / Muros de protección acústica | |
| umbral de licitación | a partir de 1 MW de potencia instalada | a partir de 750 kW (aún sujeto a reserva en materia de ayudas estatales) |
| Volumen de licitación anual. | Aumento de 9,9 a 14 GW para 2032 | Disminución de 2,3 a 1,5 GW |
En ambos casos, el valor que debe aplicarse fijo por única vez en el momento de la adjudicación o puesta en marcha y permanece constante durante todo el período de financiación, sin ajuste por inflación. Constituye así exactamente el umbral del que dependen el desembolso y la deducción: valor de mercado anual por debajo → prima de mercado; valor de mercado anual por encima → contribución de refinanciación.
regla de degresión
A partir del 1 de agosto de 2027, el valor de referencia se reducirá cada seis meses en 1 % con respecto al valor vigente en el período anterior. Esto puede ser relevante a la hora de elegir la fecha de la puja o de la puesta en servicio.
Sigue habiendo un punto de crítica: la Comisión Europea recomienda, en sus directrices del 19 de diciembre de 2025, los CfD independientes de la producción para evitar incentivos erróneos („produce and forget”). El proyecto de ley alemán sigue estando vinculado a la producción, lo que podría ser un aspecto a mejorar en el futuro proceso legislativo.
¿Quién está afectado y quién no?
Afectado son nuevas instalaciones a partir de 100 kW de potencia instalada que vierten energía a la red y desean acogerse a la subvención de la EEG. Sin derecho a subvención no surge ninguna obligación de pago. Se tiene en cuenta para ello solo la electricidad que, al ser producida, se inyecta en la red pública. Se exceptúan las instalaciones de biomasa, con una contraexcepción para el gas de depuradoras y vertederos, que siguen sujetas a detracción. De manera indirecta, también se ven afectados los bancos y financiadores de proyectos (nueva modelización de riesgos en el cálculo de proyectos), los comercializadores directos y los gestores de redes que se encargan de la tramitación.
No afectado sind autoconsumo fotovoltaico y Entrega directa sin transmisión por red, instalaciones de energías renovables de menos de 100 kW, así como instalaciones de energías renovables que no reciben ayudas y Almacenamiento independiente, dado que estos no son productores en el sentido de la EEG.
Protección de derechos adquiridos rige en tres constelaciones: las primas de una fecha de licitación en 2026 se aplican independientemente de la puesta en servicio posterior de la instalación. Las instalaciones fotovoltaicas con puesta en servicio antes de 2027 conservan su subvención existente de 20 años según la legislación anterior. En el caso del repotenciación antes de 2027, se aplica primero el cese de subvenciones existente después de 20 años; el modelo de contratos por diferencia (CfD) solo se aplica a partir de 2027.
Nuevo: El paquete de red trae áreas de red con límites de capacidad
El mismo día, el 29 de julio de 2026, el gabinete federal alemán aprobó partes del Paquete de red aprobadas, que están estrechamente vinculadas en su contenido con el modelo CfD.
Nuevo elemento central: áreas de red con capacidad limitada.
Los gestores de redes de distribución pueden delimitar áreas de red si en el año anterior más de 5 % la cantidad de energía generada por las instalaciones de energías renovables se reguló mediante redispatch. Esto supone una reducción con respecto al umbral de 3 % que se había debatido inicialmente. La indicación es válida para hasta 6 años (originalmente se previeron 10 años).
En estas zonas se apodera de Reserva de reenvío: Las nuevas instalaciones de energía renovable solo obtienen la conexión a la red si los operadores renuncian a partes de la compensación financiera por la reducción del reencendido (art. 14, apdo. 1d del proyecto de la ley alemana de la industria energética - EnWG-E en relación con el art. 8, apdo. 4 del proyecto de la ley de fuentes de energía renovable - EEG-E y el art. 13a, apdo. 6 de la EnWG-E). Importante para la práctica:
- La expulsión se lleva a cabo específico de la tecnología y solo afecta a las instalaciones solares del primer segmento (fotovoltaica en suelo) y a la energía eólica terrestre.
- La renuncia sin compensación está limitada: 20 como máximo % del en un año natural por la instalación fotovoltaica generado electricidad, para la energía eólica el límite se sitúa en 18 % (§ 8 Abs. 4 Satz 3 EEG-E).
- Instalaciones del 2. Segmento (Los tejados comerciales y las pantallas acústicas) quedan excluidos inicialmente de la reserva de redispatch. no registrado. Los sistemas de almacenamiento de baterías están exentos de todos modos, ya que no son una planta de generación en el sentido de la EEG.
Para Proyectos de almacenamiento ¿se deduce de ello una oportunidad estructuralLa privilegiación de la coubicación en el paquete de redes fortalece la combinación de fotovoltaica o eólica y almacenamiento en batería como respuesta a las restricciones de la red y los riesgos de redispacho, siempre y cuando la regulación MiSpeL, con su nueva opción de delimitación, entre en vigor legalmente el 1 de enero de 2027. Los detalles sobre la delimitación actual entre la inyección subvencionada y el arbitraje de electricidad de la red a través del mismo sistema de almacenamiento los hemos tratado en nuestro Contribución de MiSpeL En resumen.
Ejemplo práctico: Comparación entre una instalación en cubierta de 500 kWp y 1.000 kWp
¿Qué repercusiones concretas tiene el nuevo modelo? El siguiente ejemplo de cálculo compara una instalación en tejado de 500 kWp y otra de 1.000 kWp con un porcentaje de autoconsumo del 80 % —en ambos casos según la antigua Ley de Energías Renovables (EEG) (puesta en servicio en 2026)—, en el nuevo modelo CfD, en un año de precios bajos y en uno de precios altos, así como con un sistema de almacenamiento en batería que aumenta la proporción de autoconsumo en 10 puntos porcentuales hasta el 90 %.
Supuestos: Rendimiento anual específico de 1.050 kWh/kWp, precio de electricidad evitado de 20 ct/kWh.
sistema fotovoltaico en cubierta de 500 kWp
| Indicador clave | EEG antiguo (2023) | Año de precios bajos por diferencia de contratos | año de altos precios por diferencia de contratos | CfD + BESS |
| porcentaje de autoconsumo | 80 % | 80 % | 80 % | 90 % |
| Tarifa de inyección / AW [ct/kWh] | 8,00 | 6,20 | 6,20 | 6,20 |
| Valor de mercado anual de la energía solar [ct/kWh] | 4,50 | 4,50 | 7,00 | 7,00 |
| Ingresos por inyección [€/a] | 8.400 | 6.510 | 6.510 | 3.255 |
| Autoconsumo ahorrado [€/a] | 84.000 | 84.000 | 84.000 | 94.500 |
| Beneficio total de la instalación fotovoltaica [€/a] | 92.400 | 90.510 | 90.510 | 97.755 |
instalación en cubierta de 1.000 kWp
| Indicador clave | EEG antiguo (2023) | Año de precios bajos por diferencia de contratos | año de altos precios por diferencia de contratos | CfD + BESS |
| porcentaje de autoconsumo | 80 % | 80 % | 80 % | 90 % |
| Tarifa de inyección / AW [ct/kWh] | 10,5 | 6,20 | 6,20 | 6,20 |
| Valor de mercado anual de la energía solar [ct/kWh] | 4,50 | 4,50 | 7,00 | 7,00 |
| Ingresos por inyección [€/a] | 22.050 | 13.020 | 13.020 | 6.510 |
| Autoconsumo ahorrado [€/a] | 168.000 | 168.000 | 168.000 | 189.000 |
| Beneficio total de la instalación fotovoltaica [€/a] | 190.050 | 181.020 | 181.020 | 195.510 |
El patrón es el mismo en ambos tamaños de instalación: el nuevo modelo de CfD reduce por sí solo los ingresos por la inyección de forma perceptible; en la instalación de 500 kWp, en unos 1900 euros anuales; en la de 1000 kWp, en unos 9000 euros. Tan pronto como un Almacenamiento en batería en el centro de tecnología de la información sino que solo el porcentaje de consumo propio en aumenta 10 puntos porcentuales, se invierte este efecto: La rentabilidad aumenta en comparación con el escenario de CfD puro, en unos 7.250 euros (500 kWp) o 14.500 euros (1.000 kWp), situándose así en ambos casos por encima del valor inicial bajo la legislación anterior.
¿Qué significa eso para los operadores de plantas?
Para las nuevas instalaciones fotovoltaicas a partir de 100 kW, la aceptación por parte del gestor de red dejará de ser necesaria a partir del 1 de enero de 2027, ya que se elimina la tarifa de inyección fija para las nuevas instalaciones. La comercialización directa mediante contratos por diferencia (CfD) se convierte así en el estándar.
Para operadores comerciales de energía fotovoltaica (C&I) Se establece así un límite máximo de ingresos de facto en las fases de precios elevados. Los modelos Contracting, centrados en el autoconsumo y la optimización de las tarifas de red, ganan así en atractivo frente a la inyección total pura, ya que lo que no se inyecta en la red no puede ser objeto de deducción. El autoconsumo queda totalmente al margen de la contribución a la refinanciación.
Para Proyectos de almacenamiento la privilegiación de la coubicación en el paquete de redes fortalece la combinación de fotovoltaica o eólica y almacenamiento en baterías como respuesta estructural a los cuellos de botella en la red y a los riesgos de redesperacha.
Para Inversores y financiadores se recomienda una doble estructuración temprana de los contratos (subvención frente a PPA), ya que las opciones de cambio son limitadas. La contribución a la refinanciación se convierte en la hipótesis central en el cálculo del proyecto; es necesaria una modelización del peor escenario posible.
Preguntas frecuentes sobre la contribución de refinanciación en la ley alemana de energías renovables (EEG) 2027
¿A partir de cuándo se aplica la contribución de refinanciación en la ley alemana de energías renovables (EEG) de 2027?
Para las nuevas instalaciones, este se aplicará con la entrada en vigor prevista de la ley alemana de fuentes de energía renovable (EEG 2027) el 1 de enero de 2027. De conformidad con el Derecho de la UE, deberá existir un mecanismo correspondiente a más tardar el 17 de julio de 2027 (artículo 19d del Reglamento del mercado interior de la electricidad).
¿Quién tiene que pagar la contribución de refinanciación?
Operadores de nuevas instalaciones de energías renovables con primas de mercado a partir de 100 kW de potencia instalada, cuando el valor de mercado anual específico de la tecnología sea superior al valor a aplicar. Quedan excluidas las instalaciones de biomasa, con la contraexcepción del gas de depuradora y de vertedero.
¿Cuál es el valor aplicable según la ley alemana de fuentes de energía renovables (EEG) de 2027?
Para las instalaciones de entre 100 kW y el umbral de licitación respectivo, se aplica un valor uniforme de 6,2 ct/kWh. Por encima del umbral (1 MW para fotovoltaica en suelo, 750 kW para fotovoltaica en tejados), el valor a aplicar corresponde al valor de adjudicación individual de la licitación.
¿Cuál es la diferencia entre la prima de mercado anterior y el nuevo modelo por diferencia (CfD)?
La anterior prima de mercado flotante solo protege a la baja; los ingresos adicionales en años de precios altos se quedaban íntegramente en manos del operador. La nueva contribución de refinanciación es un contrato por diferencia verdaderamente bilateral: los ingresos que superen el valor a retribuir se devuelven de forma proporcional al gestor de la red.
¿Qué son las áreas de red con capacidad limitada?
Zonas de red que los gestores de redes de distribución pueden identificar cuando, durante el año anterior, más del 5 % de la cantidad de energía se reguló mediante redispatch. En estas zonas se aplica una reserva de redispatch para las nuevas instalaciones fotovoltaicas en espacios abiertos y eólicas terrestres, con un límite máximo de 20 % (fotovoltaica) y 18 % (eólica), respectivamente.
Fuentes
Este artículo se basa en la decisión del Gabinete sobre la ley EEG 2027 y el paquete de redes (29.07.2026), en los borradores ministeriales correspondientes del BMWE, así como en información de la Agencia Federal de Redes (Bundesnetzagentur) y de la Fundación de Derecho Energético Ambiental (Stiftung Umweltenergierecht). Una clasificación más detallada de los fundamentos legales de la UE se puede encontrar en nuestro Contribución sobre los contratos por diferencia de la UE así como en el Informe provisional sobre el borrador del anteproyecto. El EEG 2027 sigue en proceso legislativo; toda la información se refiere al estado actual y aún puede cambiar. Esta publicación no constituye asesoramiento jurídico.