EEG 2027 & Netzpaket: Kabinettsbeschluss zum Refinanzierungsbeitrag (CfD) im Überblick

Kurzüberblick

Bundeskabinett und BMWE haben am 29. Juli 2026 ihre Regierungsentwürfe für EEG-Novelle 2027 und Netzpaket beschlossen. Damit liegt erstmals eine Fassung vor, die über den Referentenentwurf hinausgeht – mit verschobenen Paragraphen, konkretisierten Werten und einem komplett neuen Regelungsbereich: dem Netzpaket.

• Le site Refinanzierungsbeitrag (jetzt § 21d EEG 2027, vormals § 20a EEG-Entwurf) bleibt der zentrale CfD-Mechanismus für Neuanlagen ab 100 kW installierter Leistung.
• Für Anlagen zwischen 100 kW und der jeweiligen Ausschreibungsschwelle gilt ein einheitlicher anzulegender Wert von 6,2 ct/kWh.
• Neu gegenüber dem bisherigen Diskussionsstand: Das Netzpaket führt kapazitätslimitierte Netzgebiete avec un Clause de redistribution für Freiflächen-PV und Onshore-Wind ein.
• Geplantes Inkrafttreten: 1er janvier 2027, vorbehaltlich der Bundestagsberatung ab September 2026 und der EU-Beihilfegenehmigung.

Vom Referentenentwurf zum Kabinettsbeschluss: Was hat sich geändert?

Wer sich bereits mit dem Thema befasst hat, kennt möglicherweise unsere früheren Beiträge: die Einordnung der EU-Vorgaben aus Art. 19d EBM-VO von Oktober 2023, den Zwischenbericht zur deutschen Umsetzung sowie unsere Analyse des Referentenentwurfs vom Mai 2026. Mit dem Kabinettsbeschluss vom 29. Juli 2026 wurden mehrere Paragraphen im EEG 2027 verschoben. Wer sich heute noch auf die dort zitierten Normen verlässt, zitiert teilweise falsch.

Die wichtigsten Verschiebungen im Überblick:

Neben der Umnummerierung bringt der Kabinettsbeschluss zwei inhaltliche Neuerungen, die in unseren bisherigen Beiträgen noch nicht abgebildet waren: einen konkreten anzulegenden Wert von 6,2 ct/kWh für Anlagen unterhalb der Ausschreibungsschwelle und die Verzahnung mit dem Pochette réseau, das kapazitätslimitierte Netzgebiete und einen Redispatch-Vorbehalt einführt. Beides erläutern wir im Folgenden.

Am rechtlichen Rahmen selbst hat sich nichts geändert: Die EU-Strommarktreform verpflichtet Deutschland über Art. 19d der EU-Strombinnenmarktverordnung (EBM-VO) spätestens ab dem 17 juillet 2027 zu zweiseitigen Differenzverträgen für direkte Preisstützungssysteme wie das EEG. Zusätzlich läuft die EU-Beihilfegenehmigung für das EEG 2023 zum 31 décembre 2026 aus – zwei unabhängige Fristen, die den Zeitdruck auf den deutschen Gesetzgeber erklären.

Wie funktioniert der Refinanzierungsbeitrag?

Ein Contract for Difference koppelt die Vergütung an einen langfristig festgelegten Referenzpreis – im EEG: den anzulegenden Wert – statt an den schwankenden Börsenstrompreis. Das Prinzip ist symmetrisch: Liegt der Marktpreis darunter, erhält der Betreiber die Differenz ausgezahlt; liegt er darüber, fließt die Differenz zurück.

Bisher – gleitende Marktprämie (einseitiger CfD): Unterschreitet der Marktwert den anzulegenden Wert, gleicht die Marktprämie die Differenz aus. Überschreitet er ihn, behält der Betreiber die vollen Mehrerlöse – eine „Einbahnstraße” zugunsten des Betreibers.

Neu – Refinanzierungsbeitrag als zweiseitiger CfD (§ 21d EEG 2027): Die Marktprämie bleibt in Niedrigpreisjahren bestehen. In Hochpreisjahren muss der Betreiber die Differenz jedoch zurückzahlen – ein echter Claw-back macht das Modell zur „Zweirichtungsstraße”.

Die Formel: Refinanzierungsbeitrag = technologiespezifischer Jahresmarktwert (Day-Ahead-basiert) − anzulegender Wert. Die Berechnung erfolgt produktionsabhängig pro eingespeister Kilowattstunde – inklusive zwischengespeicherter Strommengen –, jährlich rückwirkend über den Netzbetreiber abgerechnet.

Rechenbeispiel (Annahme: anzulegender Wert = 6,2 ct/kWh):

Für Viertelstunden mit niedrigen Spotpreisen in Zeiten geringer Markterlöse greift bei Solaranlagen zusätzlich ein Mindesterlös von 0,5 ct/kWh. Bei negativen Strompreisen entsteht keine Zahlungspflicht.

Wahlrecht & Ausstieg

Betreiber müssen binnen sechs Monaten nach Inbetriebnahme erklären, ob sie die Förderung in Anspruch nehmen (§ 20 Abs. 2 EEG 2027). Ein einmaliger, unwiderruflicher Verzicht ist gemäß § 21e EEG 2027 möglich – wirksam ab dem 1. Januar des Folgejahres, dann entfallen Marktprämie und Refinanzierungsbeitrag zugleich. Die Option steht bis zum Ablauf des 10. Kalenderjahres nach Inbetriebnahme offen. Wichtig: Ein einfacher Wechsel in die sonstige Direktvermarktung (§ 21b EEG 2027) beendet die Zahlungspflicht pas – diese Regelungslücke des ursprünglichen Konzepts wurde geschlossen.

Wie wird der anzulegende Wert festgelegt?

Der anzulegende Wert ist nicht pauschal – er hängt von der Anlagengröße ab und wird auf zwei unterschiedlichen Wegen ermittelt:

Für Anlagen zwischen 100 kW und der jeweiligen Ausschreibungsschwelle gilt ein einheitlicher anzulegender Wert von 6,2 ct/kWh (ohne Ausschreibung).

Für Anlagen ab der Ausschreibungsschwelle entspricht der anzulegende Wert dem individuellen Zuschlagswert (Gebotswert) aus der jeweiligen EEG-Ausschreibung – wettbewerblich ermittelt im Pay-as-bid-Verfahren, begrenzt durch einen gesetzlichen Höchstwert. Die Ausschreibungsschwelle ist dabei in zwei Segmente geteilt:

In beiden Fällen wird der anzulegende Wert bei Zuschlag bzw. Inbetriebnahme einmalig fixiert und bleibt über die gesamte Förderdauer konstant – ohne Inflationsanpassung. Er ist damit exakt die Schwelle, an der sich Auszahlung und Abschöpfung entscheiden: Jahresmarktwert darunter → Marktprämie; Jahresmarktwert darüber → Refinanzierungsbeitrag.

Degressionsregelung

Ab dem 1. August 2027 verringert sich der anzulegende Wert alle sechs Monate um 1 % gegenüber dem im jeweils vorangegangenen Zeitraum geltenden Wert. Für die Wahl des Gebots- beziehungsweise Inbetriebnahmezeitpunkts kann das relevant sein.

Ein Kritikpunkt bleibt bestehen: Die EU-Kommission empfiehlt in ihren Leitlinien vom 19. Dezember 2025 produktionsunabhängige CfDs, um Fehlanreize („produce and forget”) zu vermeiden. Der deutsche Entwurf bleibt produktionsabhängig – ein möglicher Nachbesserungspunkt im weiteren Gesetzgebungsverfahren.

Wer ist betroffen – und wer nicht?

Betroffen sind Neuanlagen ab 100 kW installierter Leistung, die einspeisen und EEG-Förderung in Anspruch nehmen möchten. Ohne Förderbezug entsteht keine Zahlungspflicht. Angerechnet wird dabei nur der Strom, der gefördert in das öffentliche Netz eingespeist wird. Ausgenommen sind Biomasseanlagen – mit einer Gegenausnahme für Klär- und Deponiegas, die abschöpfungspflichtig bleiben. Indirekt betroffen sind zudem Banken und Projektfinanzierer (neue Risikomodellierung in der Projektkalkulation), Direktvermarkter und Netzbetreiber, die die Abwicklung übernehmen.

Nicht betroffen sont PV-Eigenverbrauch et Direktlieferung ohne Netzdurchleitung, EE-Anlagen unter 100 kW sowie nicht geförderte EE-Anlagen und Stand-Alone-Speicher, da diese kein Erzeuger im Sinne des EEG sind.

Bestandsschutz gilt in drei Konstellationen: Zuschläge aus einem Gebotstermin in 2026 gelten unabhängig von der späteren Inbetriebnahme der Anlage. PV-Anlagen mit Inbetriebnahme vor 2027 behalten ihre bestehende 20-jährige Förderung nach altem Recht. Bei Repowering vor 2027 gilt zunächst der bestehende Förderstopp nach 20 Jahren; erst ab 2027 greift das CfD-Modell.

Neu: Das Netzpaket bringt kapazitätslimitierte Netzgebiete

Am selben Tag – dem 29. Juli 2026, hat das Bundeskabinett Teile des Paquets réseau verabschiedet, die inhaltlich eng mit dem CfD-Modell verzahnt sind.

Zentrales neues Element: kapazitätslimitierte Netzgebiete.

Verteilnetzbetreiber können Netzgebiete ausweisen, wenn im Vorjahr mehr als 5 % der Energiemenge durch EE-Anlagen per Redispatch abgeregelt wurde. Das ist eine Abschwächung gegenüber dem ursprünglich diskutierten Schwellenwert von 3 %. Die Ausweisung gilt für bis zu 6 Jahre (ursprünglich waren 10 Jahre vorgesehen).

In diesen Gebieten greift ein Clause de redistribution: Neue EE-Anlagen erhalten den Netzanschluss nur, wenn die Betreiber auf Anteile der finanziellen Entschädigung für Redispatch-Abregelung verzichten (§ 14 Abs. 1d EnWG-E i. V. m. § 8 Abs. 4 EEG-E und § 13a Abs. 6 EnWG-E). Wichtig für die Praxis:

• Die Ausweisung erfolgt technologiespezifisch und betrifft nur Solaranlagen des 1. Segments (Freiflächen-PV) sowie Onshore-Windenergie.
• Der entschädigungslose Verzicht ist gedeckelt: maximal 20 % des in einem Kalenderjahr durch die PV-Anlage erzeugten Stroms, für Wind liegt die Grenze bei 18 % (§ 8 Abs. 4 Satz 3 EEG-E).
• Anlagen aus dem 2. Segment (Gewerbedächer und Lärmschutzwände) werden vom Redispatch-Vorbehalt zunächst nicht erfasst. Batteriespeicher sind ohnehin ausgenommen, da sie keine Erzeugungsanlage im Sinne des EEG sind.

Pour Speicherprojekte ergibt sich daraus eine strukturelle Chance: Die Co-Location-Privilegierung im Netzpaket stärkt die Kombination aus PV beziehungsweise Wind und Batteriespeicher als Antwort auf Netzengpässe und Redispatch-Risiken – vorausgesetzt, die MiSpeL-Regelung mit ihrer neuen Abgrenzungsoption ist zeitgleich zum 1. Januar 2027 rechtskräftig. Details zur aktuellen Abgrenzung zwischen geförderter Einspeisung und Netzstrom-Arbitrage über denselben Speicher haben wir in unserem MiSpeL-Beitrag zusammengefasst.

Praxisbeispiel: 500-kWp- und 1.000-kWp-Dachanlage im Vergleich

Wie wirkt sich das neue Modell konkret aus? Die folgende Beispielrechnung vergleicht eine 500-kWp- und eine 1.000-kWp-Dachanlage mit 80 % Eigenverbrauchsanteil – jeweils unter dem alten EEG (Inbetriebnahme 2026), im neuen CfD-Modell in einem Niedrig- und einem Hochpreisjahr sowie mit einem Batteriespeicher, der den Eigenverbrauchsanteil um 10 Prozentpunkte auf 90 % steigert.

Annahmen: Spezifischer Jahresertrag 1.050 kWh/kWp, vermiedener Strombezugspreis 20 ct/kWh.

500-kWp-Dachanlage

1.000-kWp-Dachanlage

Das Muster ist bei beiden Anlagengrößen dasselbe: Das neue CfD-Modell senkt für sich genommen die Erlöse aus der Einspeisung spürbar – bei der 500-kWp-Anlage um rund 1.900 Euro jährlich, bei der 1.000-kWp-Anlage um rund 9.000 Euro. Sobald ein Stockage sur batterie im BTM-Betrieb jedoch den Eigenverbrauchsanteil nur um 10 Prozentpunkte steigert, kehrt sich dieser Effekt um: Die Wirtschaftlichkeit steigt gegenüber dem reinen CfD-Szenario um rund 7.250 Euro (500 kWp) beziehungsweise 14.500 Euro (1.000 kWp) – und liegt damit in beiden Fällen über dem Ausgangswert unter altem Recht.

Was bedeutet das für Anlagenbetreiber?

Für neue PV-Anlagen ab 100 kW entfällt ab dem 1. Januar 2027 die Netzbetreiberabnahme, da die feste Einspeisevergütung für Neuanlagen abgeschafft wird. Direktvermarktung via CfD wird damit zum Standard.

Pour gewerbliche PV-Betreiber (C&I) entsteht eine faktische Erlösobergrenze in Hochpreisphasen. Contracting-Modelle mit Fokus auf Eigenverbrauch und Netzentgeltoptimierung gewinnen dadurch an Attraktivität gegenüber reiner Volleinspeisung – denn was nicht eingespeist wird, kann nicht abgeschöpft werden. Der Eigenverbrauch bleibt vollständig außerhalb des Refinanzierungsbeitrags.

Pour Speicherprojekte stärkt die Co-Location-Privilegierung im Netzpaket die Kombination aus PV beziehungsweise Wind und Batteriespeicher als strukturelle Antwort auf Netzengpässe und Redispatch-Risiken.

Pour Investoren und Finanzierer empfiehlt sich eine frühzeitige Doppelstrukturierung von Verträgen (Förderung versus PPA), da Wechseloptionen limitiert sind. Der Refinanzierungsbeitrag wird zur zentralen Annahme in der Projektkalkulation – eine Worst-Case-Modellierung ist notwendig.

Häufige Fragen zum Refinanzierungsbeitrag im EEG 2027

Sources

Dieser Beitrag basiert auf dem Kabinettsbeschluss zu EEG 2027 und Netzpaket (29.07.2026), den zugehörigen BMWE-Referentenentwürfen sowie Informationen der Bundesnetzagentur und der Stiftung Umweltenergierecht. Eine tiefergehende Einordnung der EU-rechtlichen Grundlagen findet sich in unserem Beitrag zu den EU-Differenzverträgen sowie im Zwischenbericht zum Referentenentwurf. Das EEG 2027 befindet sich weiterhin im Gesetzgebungsverfahren – alle Angaben beziehen sich auf den aktuellen Stand und können sich noch ändern. Dieser Beitrag stellt keine Rechtsberatung dar.