Kurzüberblick:
Das EEG 2027 führt einen Refinanzierungsbeitrag (RB) als Umsetzung des zweiseitigen Differenzvertrags (CfD) ein – ohne Systembruch, aber mit erheblichen Änderungen für Betreiber geförderter Anlagen ab 100 kW.
- Die bisherige beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 läuft am 31. Dezember 2026 aus. Ohne neue EU-Genehmigung sind ab dem 1. Januar 2027 keine neuen EEG-Förderungen mehr zulässig.
- Das geplante Inkrafttreten des deutschen EEG 2027 ist der 1. Januar 2027 – ein ambitionierter Zeitplan, der von der EU-Beihilfegenehmigung abhängt.
- Anlagenbetreiber sollten jetzt verstehen, wie der Refinanzierungsbeitrag funktioniert und was sich gegenüber der heutigen Marktprämie ändert.
Hintergrund: Warum kommt das EEG 2027?
Wer den Beitrag von 2023 zu den EU-Differenzverträgen und dem Ende der Marktprämien gelesen hat, kennt die europäische Ausgangslage. Die EU-Strommarktreform 2024 legt in Art. 19d der EU-Strombinnenmarktverordnung (EBM-VO) verbindlich fest, dass Mitgliedstaaten für direkte Preisstützungssysteme – wie das deutsche EEG – spätestens ab dem 17. Juli 2027 zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Differences, CfD) oder gleichwertige Instrumente einführen müssen.
Gleichzeitig läuft die EU-Beihilfegenehmigung für das EEG 2023 zum 31. Dezember 2026 aus. Zwei unabhängige Fristen erzeugen damit erheblichen Handlungsdruck auf den deutschen Gesetzgeber. Der Referentenentwurf des EEG 2027 (Stand: 21. April 2026) liegt vor, ein Arbeitsentwurf war bereits im Januar 2026 bekannt. Parallel läuft das Netzpaket, das mit einem eigenen Referentenentwurf (Stand: 17. April 2026) auf die Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau abzielt.
Vom CfD-Konzept zum Refinanzierungsbeitrag: Welche Option hat Deutschland gewählt?
Die EU-Vorgabe lautet: zweiseitige Differenzverträge – aber wie genau diese aussehen sollen, lässt die EBM-VO offen. Das BMWK hatte im Papier “Strommarktdesign der Zukunft” (August 2024) vier grundlegende Handlungsoptionen skizziert:
Optionen im BMWK-Konzeptpapier
Option 1 hätte das bestehende Modell der gleitenden Marktprämie weitgehend beibehalten und um einen Rückzahlungsmechanismus mit Marktwertkorridoren ergänzt. Die Abschöpfung hoher Markterlöse hätte also erst eingesetzt, wenn bestimmte Schwellenwerte überschritten werden.
Für Option 2 – und damit die nun gewählte Lösung – hat sich der Gesetzgeber schließlich entschieden: ein produktionsabhängiger zweiseitiger Differenzvertrag ohne Marktwertkorridore. Überschreitet der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert, wird die Differenz unmittelbar abgeschöpft. Eine dämpfende Korridorlogik gibt es nicht.
Die Optionen 3 und 4 sahen dagegen produktionsunabhängige Modelle vor. Die Vergütung wäre dabei nicht an die tatsächlich erzeugte Strommenge gekoppelt gewesen, sondern beispielsweise an installierte Leistung oder die Bereitstellung von Kapazitäten. Zwischenzeitlich wurden zudem Hybridmodelle diskutiert, die produktionsabhängige und produktionsunabhängige Elemente kombinieren.
Warum fiel die Wahl auf Option 2?
Der zentrale Grund ist die Systemkontinuität. Das bestehende EEG-Fördersystem basiert vollständig auf der gleitenden Marktprämie und damit auf produktionsabhängigen Zahlungen. Ein Wechsel zu einem produktionsunabhängigen Modell hätte einen grundlegenden Systemwechsel bedeutet – mit erheblichen Auswirkungen auf bestehende und geplante Projekte.
Option 2 knüpft dagegen direkt an das bekannte Marktprämienmodell an und ergänzt es lediglich um eine Rückzahlungskomponente nach oben. Für Anlagenbetreiber bleibt die Grundlogik damit erhalten: In Niedrigpreisphasen ändert sich nichts. Erst wenn der Jahresmarktwert den im Ausschreibungsverfahren ermittelten anzulegenden Wert übersteigt, wird die Differenz zurückgezahlt.
Der Refinanzierungsbeitrag als deutsche CfD-Umsetzung
Genau an dieser Stelle verbindet sich das europäische CfD-Konzept mit dem deutschen EEG-System: Der Refinanzierungsbeitrag (RB) ist der gesetzliche Mechanismus, mit dem die Rückzahlungskomponente des zweiseitigen CfD umgesetzt wird.
Der RB integriert den CfD-Gedanken in das bestehende Fördersystem, ohne dieses grundlegend umzubauen. Gleichzeitig begrenzt er zusätzliche Erlöse in Hochpreisphasen: Anlagenbetreiber können dann nicht mehr unbegrenzt von außergewöhnlich hohen Strompreisen profitieren. Die daraus entstehenden Einnahmen fließen in das EEG-Konto und tragen zur Finanzierung des Gesamtsystems bei.
Wie funktioniert der Refinanzierungsbeitrag (RB)?
Nach § 20a EEG-Entwurf soll der Refinanzierungsbeitrag das Herzstück des EEG 2027 sein. Er ersetzt die bislang fehlende Obergrenze durch einen echten zweiseitigen Mechanismus – produktionsabhängig, wie von der EBM-VO gefordert.
Wer zahlt an wen?
Betreiber von Anlagen, die über die Marktprämie gefördert werden und eine installierte Leistung von mindestens 100 kW haben, zahlen den Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber. Ausgenommen sind grundsätzlich Biomasseanlagen – mit einer wichtigen Gegenausnahme: Klär- und Deponiegas bleibt einbezogen.
Wann wird der RB fällig?
Der Refinanzierungsbeitrag entsteht nur in Jahren, in denen der technologiespezifische Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert liegt (§ 23a i. V. m. Anlage 1 EEG-Entwurf). Er berechnet sich wie folgt:
RB = Jahresmarktwert (JW) – anzulegender Wert (AW)
Kein Marktwertkorridormodell mehr – die bisherige Dämpfung entfällt vollständig. Der RB fällt für jede erzeugte und eingespeiste Kilowattstunde an, einschließlich zwischengespeicherten Stroms.
Angepasster RB bei niedrigen Spotmarktpreisen
Für Viertelstunden, in denen der Spotmarktpreis sehr niedrig ist, gilt ein angepasster Refinanzierungsbeitrag:
RB (angepasst) = Spotmarktpreis – Mindesterlös
Dies greift, wenn der Spotmarktpreis kleiner oder gleich RB + Mindesterlös ist. Der Mindesterlös beträgt:
- 1,5 ct/kWh für Offshore-Windkraft
- 0,5 ct/kWh für Solaranlagen
- 1,0 ct/kWh für sonstige Anlagen
Ziel dieser sog. „dynamischen Abschöpfung” ist es, Anreize zu erhalten, auch bei schwach positiven Preisen Strom zu erzeugen und einzuspeisen. Wichtig: Weder der reguläre RB noch der angepasste RB können einen negativen Wert annehmen – Anlagenbetreiber werden also nicht für das Einspeisen in Stunden mit negativen Preisen zusätzlich belastet.
Ausstieg & Wechsel: Was ändert sich für Direktvermarkter?
Ein einmaliger Ausstieg aus dem System ist möglich. Betreiber können die Abschöpfung durch den Refinanzierungsbeitrag einmalig verlassen – allerdings nur bis zum Ablauf des 10. Kalenderjahres (§ 20b EEG-Entwurf). Sofern dies bis dahin nicht geschehen ist, gilt der Mechanismus für die verbleibende Förderdauer uneingeschränkt. Ein Wiedereintritt ist dann nicht mehr möglich.
Ein Wechsel zwischen geförderter Direktvermarktung (mit Marktprämie) und sonstiger Direktvermarktung bleibt grundsätzlich ebenfalls möglich. Neu ist jedoch: Auch in der sonstigen Direktvermarktung greift die Zahlungspflicht für den Refinanzierungsbeitrag (§ 21a Abs. 2 EEG-Entwurf). Wer also aus der geförderten Direktvermarktung in Hochpreisphasen herauswechselt, um der Abschöpfung zu entgehen, wird künftig dennoch erfasst. Diese Neuregelung schließt eine wesentliche Lücke des bisherigen Systems.
Fälligkeit & Aufrechnung: Praktische Abwicklung
Gemäß § 26 EEG-Entwurf wird der Anspruch des Anlagenbetreibers auf die Marktprämie (§ 19 Abs. 1) fällig, sobald er seine Datenpflichten nach § 71 Abs. 1 erfüllt hat. Der Anspruch des Netzbetreibers auf den Refinanzierungsbeitrag (§ 20a Abs. 3) wird vier Wochen nach Zugang der Endabrechnung des Netzbetreibers fällig. Das bisherige System monatlicher Abschläge mit Jahresabrechnung entfällt damit vollständig. Das ist eine deutliche Vereinfachung der Abwicklung.
Gemäß § 27 EEG-Entwurf können Netzbetreiber ihre Ansprüche auf den Refinanzierungsbeitrag (§ 20a Abs. 3) mit den Marktprämienansprüchen des Anlagenbetreibers aufrechnen. Ebenso dürfen sie ihre Ansprüche aufrechnen, wenn der Umlageschuldner zugleich Anlagenbetreiber ist. Dies erleichtert die praktische Abwicklung erheblich.
Künftige Evaluierungen bei Auswirkungen auf Intraday- und andere Märkte
Das EEG 2027 enthält eine wichtige Sicherheitsklausel: Das BMWE (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie) ist verpflichtet, bis zum 31. Juli 2029 zu evaluieren (§ 99a EEG-Entwurf),
- ob und in welchem Umfang das neue Marktprämien-System mit Refinanzierungsbeitrag Marktpreise auf anderen Märkten als dem Spotmarkt – insbesondere auf Intraday-Märkten – abschwächt,
- welche Effekte sich daraus für das gesamtwirtschaftlich effiziente Funktionieren der Strommärkte einschließlich des EU-Strombinnenmarkts ergeben.
Sollten dabei substanzielle Wechselwirkungen und wesentliche Beeinträchtigungen festgestellt werden, muss das BMWE gesetzliche Anpassungsvorschläge vorlegen, die spätestens ab dem 1. Januar 2031 wirksam werden.
EU-Beihilferecht: Der kritische Faktor für den Zeitplan
Die beihilferechtliche Ausgangslage
Die EU-Beihilfegenehmigung für das EEG 2023 endet am 31. Dezember 2026. Neue oder wesentlich geänderte Förderregelungen – wie die Einführung eines CfD-Mechanismus – unterliegen dem beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt (§ 102 EEG-Entwurf). Die Förderregeln des EEG 2027 dürfen erst nach EU-Genehmigung angewendet werden.
Was passiert ohne neue Genehmigung? Das EEG 2023 selbst enthält keine Befristung und gilt grundsätzlich fort. Jedoch sind ab dem 1. Januar 2027 keine neuen EEG-Förderungen mehr zulässig, da das beihilferechtliche Durchführungsverbot aus Art. 108 Abs. 3 S. 3 AEUV unmittelbar gilt – Verwaltung und Gerichte sind daran gebunden, und die EU-Kommission kann bei Zuwiderhandlung einstweilige Maßnahmen ergreifen.
Wie lange dauert das Genehmigungsverfahren?
Die Prozesse sind komplex und umfassen Vorabkontakte (Pränotifizierung), formale Notifizierungen und Prüfungen durch die EU-Kommission mit Abstimmungsrunden. Erst im Anschluss folgt der Vereinbarkeitsbeschluss. Parallel dazu kann jedoch schon das nationale Gesetzgebungsverfahren (Kabinett, Bundestag, Bundesrat) eingeleitet werden. Erst wenn beides abgeschlossen ist, starten die neuen Förderungen.
Erfahrungsgemäß liegt Deutschland bei der Dauer von Genehmigungsverfahren im europäischen Mittelfeld. Üblich sind Zeitspannen zwischen 6 Monaten oder 2 Jahren und länger. Die EEG-Novellen 2021 und 2023 dauerten jeweils ca. 10 Monate und das Solarpaket I ist beispielsweise nach 2 Jahren immer noch nicht vollständig gültig. Das Solarspitzen-Gesetz ist bereits seit knapp 1 ½ Jahren in Umsetzung.
Zum Vergleich: CfD-Systeme anderer EU-Mitgliedstaaten wurden genehmigt in ca. 2 Monaten (Polen), ca. 9 Monaten (Griechenland), ca. 12 Monaten (Dänemark) und ca. 16 Monaten (Italien). Die Dauer hängt stark von der Ausgestaltung der Förderregelung und der nationalen Verfahrenssituation ab.
Vergleich mit den EU-Vorgaben aus Art. 19d EBM-VO: Wo steht der aktuelle EEG-Entwurf?
Art. 19d EBM-VO definiert, wann die CfD-Pflicht für welche Technologien und Projekte gilt und welche Ausnahmen möglich sind. Ein direkter Vergleich mit dem EEG 2027-Entwurf zeigt:
Marktintegration? Die EBM-VO verlangt Anreize für effizienten Betrieb und Marktteilnahme ohne verzerrende Wirkungen. Der EEG-Entwurf enthält keine Marktwertkorridore mehr, hat einen angepassten RB für Niedrigpreisphasen und ist derzeit nur auf den Day-Ahead-Markt ausgerichtet – ob das reicht, ist offen. Die Evaluierungspflicht bis 2029 ist als Antwort auf mögliche EU-Bedenken konzipiert. Bewertung: fraglich.
Welche Anlagen? Die EBM-VO erfasst Wind, Solar, Geothermie, Wasserkraft ohne Speicher und Atomkraft – mit Ausnahmemöglichkeit für Kleinanlagen unter 200 kW. Der EEG-Entwurf erfasst alle erneuerbaren Energien ab 100 kW außer Biomasse (mit Ausnahme Klär- und Deponiegas). Das ist breiter als EU-rechtlich gefordert – in der Bewertung positiv.
Ausschreibung? Die EBM-VO fordert grundsätzlich Ausschreibungen. Der EEG-Entwurf behält die bisherige Ausschreibungspflicht bei (§ 22 EEG-Entwurf). Bewertung: positiv.
Einnahmenverwendung? Die EBM-VO erlaubt Verwendung für Endkunden, Förderfinanzierung oder Investitionen zur Kostensenkung. Der EEG-Entwurf sieht das EEG-Konto vor (§ 14 S. 1 Nr. 4 EnFG-Entwurf). Bewertung: positiv.
Vertragsstrafe? Die EBM-VO schreibt Klauseln über Vertragsstrafen bei vorzeitiger einseitiger Beendigung vor. Im EEG-Entwurf ist hierzu keine Regelung vorgesehen. Bewertung: nicht erfüllt.
Kritische Punkte im EU-Beihilfeverfahren zum EEG 2027
Die Stiftung Umweltenergierecht identifiziert drei zentrale Problemfelder, die im EU-Verfahren relevant werden dürften:
1. Produktionsabhängig vs. -unabhängig
Die EU-Kommission betont in ihren Leitlinien für die Gestaltung zweiseitiger Differenzverträge (vom 19. Dezember 2025), dass produktionsabhängige CfDs verzerrte Anreize erzeugen können (“produce and forget”). Die Kommission präferiert produktionsunabhängige oder “fusionierte” CfD-Modelle. Die Leitlinien halten fest: “Die meisten dieser Probleme werden durch erzeugungsunabhängige zweiseitige Differenzverträge gelöst.” Der EEG-2027-Entwurf setzt jedoch zurzeit auf produktionsabhängige Abschöpfung – ein möglicher Diskussionspunkt.
2. Day-Ahead-Fokus
Der Refinanzierungsbeitrag bezieht sich auf den technologiespezifischen Jahresmarktwert, der auf Day-Ahead-Preisen basiert. Ob die damit verbundene Ausblendung von Intraday- und anderen Märkten den EU-Anforderungen genügt, ist offen – daher auch die Evaluierungspflicht.
3. Fehlende Regelungen bei Vertragsstrafen
Art. 19d EBM-VO verlangt explizit Strafklauseln bei vorzeitiger einseitiger Beendigung. Der EEG-Entwurf enthält diese nicht. Das ist der einzige klare formale Erfüllungsmangel gegenüber den EU-Vorgaben.
Vorläufiges Fazit: Minimalinvasiv – aber nicht ohne Risiken
Die Stiftung Umweltenergierecht stellt fest, dass der EEG 2027-Entwurf versucht, mit möglichst wenigen Eingriffen, die EU-Vorgaben umzusetzen. Ihre Bewertung fällt demnach differenzierter aus:
Der Refinanzierungsbeitrag baut auf dem bisherigen System auf und stellt eine minimalinvasive Umsetzung des CfD-Gedankens dar. Es gibt keinen grundlegenden Systembruch – die Marktprämie bleibt bestehen, wird aber durch den Rückzahlungsmechanismus in Hochpreisphasen ergänzt.
Die Vorgaben aus Art. 19d EBM-VO werden jedoch nicht vollständig eingehalten: Die fehlende Vertragsstrafenregelung ist ein klares Defizit. Ob die produktionsabhängige Ausgestaltung und der Day-Ahead-Fokus den EU-Anforderungen genügen, wird das Beihilfeverfahren zeigen.
Der Zeitdruck durch das Auslaufen der Beihilfegenehmigung zum 31. Dezember 2026 ist real. Die konkrete Dauer des EU-Genehmigungsverfahrens hängt von Vorabkontakten, weiteren inhaltlichen Änderungen und dem Zuschnitt des Notifizierungsverfahrens ab. Für Anlagenbetreiber und Projektentwickler bedeutet dies: Planungssicherheit erst, wenn die Genehmigung vorliegt.
Was bedeutet das für Betreiber geförderter EE-Anlagen?
Bestehende Anlagen, die heute über die gleitende Marktprämie gefördert werden, sollten folgende Punkte im Blick haben:
- Ab 100 kW und Marktprämienförderung: Der Refinanzierungsbeitrag greift in Jahren mit Jahresmarktwerten über dem anzulegenden Wert – die Hochpreisphasen der vergangenen Jahre (2021–2023) hätten also bereits zu Zahlungspflichten geführt.
- Keine monatlichen Abschläge mehr: Die Abrechnung erfolgt über die Jahresendabrechnung des Netzbetreibers, Fälligkeit vier Wochen danach.
- Wechselstrategie neu bewerten: Der Wechsel in die sonstige Direktvermarktung entzieht sich der Abschöpfung nicht mehr automatisch.
- Einmaliger Ausstieg: Das Opt-out aus der Abschöpfung ist einmalig möglich, muss aber bis zum Ende des 10. Kalenderjahres erklärt werden.
- Neue Projekte: Das Inkrafttreten des EEG 2027 hängt von der EU-Beihilfegenehmigung ab. Bis dahin gilt das EEG 2023 für laufende Förderungen weiter – neue Förderungen ab 1. Januar 2027 sind jedoch nur mit neuer Genehmigung möglich.
Quellen
Dieser Beitrag basiert auf dem Referentenentwurf des EEG 2027 (Stand: 21. April 2026), dem Arbeitsentwurf (Stand: 22. Januar 2026) sowie Informationen der Stiftung Umweltenergierecht. Für die Würzburger Studie Nr. 40 der Stiftung Umweltenergierecht (November 2025) zu den EU-rechtlichen Spielräumen bei der EEG-Reform wird auf die Originalquelle verwiesen. Das EEG 2027 befindet sich noch im Gesetzgebungsverfahren – alle Angaben beziehen sich auf den aktuellen Entwurfsstand und können sich noch ändern.