Differenzverträge im EEG 2027: Was der Refinanzierungsbeitrag für PV ab 100 kW bedeutet

Gesetzentwurf 21/7867: Was feststeht und was noch offen ist

Maßgeblich ist der Gesetzentwurf der Bundesregierung zum EEG 2027, Bundestags-Drucksache 21/7867 vom 7. September 2026. Das Bundeskabinett hatte ihn am 29. Juli 2026 beschlossen. Die erste Lesung im Bundestag fand am 24. September statt, am 5. Oktober hörte der Ausschuss für Wirtschaft und Energie Sachverständige an. Verabschiedet ist das Gesetz damit noch nicht. Nach Artikel 7 des Entwurfs soll es am 1. Januar 2027 in Kraft treten.

Der Termin hat einen beihilferechtlichen Grund: Die Genehmigung des geltenden EEG durch die EU-Kommission läuft zum 31. Dezember 2026 aus. Die Förderregeln des neuen Gesetzes, darunter Marktprämie und Refinanzierungsbeitrag, dürfen nach § 104 des Entwurfs erst nach einer Genehmigung der EU-Kommission angewandt werden. Einzelheiten können sich im parlamentarischen Verfahren noch ändern.

Die Differenzverträge sind keine freie Entscheidung des Gesetzgebers. Laut Begründung setzt der Entwurf damit Artikel 19d der EU-Strombinnenmarktverordnung in der Fassung der Verordnung (EU) 2024/1747 um. Danach müssen Förderregelungen für Investitionen in Erneuerbare-Energien-Anlagen die Form zweiseitiger Differenzverträge oder gleichwertiger Systeme haben. Die Begründung des Entwurfs nennt zwei weitere Ziele: Anlagen sollen sich in Zeiten hoher Strompreise an den Kosten der Energiewende beteiligen, und der Ausbau ohne Förderung, etwa über langfristige Stromlieferverträge (PPA), soll attraktiver werden.

Refinanzierungsbeitrag nach § 21d: Jahresmarktwert minus anzulegender Wert

Der Entwurf behält die Marktprämie bei und ergänzt sie um eine Zahlungspflicht in die Gegenrichtung. Liegt der Jahresmarktwert unter dem anzulegenden Wert der Anlage, erhält der Betreiber die Differenz als Marktprämie. Liegt er darüber, zahlt der Betreiber die Differenz als Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber, der das Geld über die Übertragungsnetzbetreiber an das EEG-Konto weiterleitet. Beide Werte werden nach Anlage 1 einmal jährlich und rückwirkend berechnet. Auf den erwarteten Beitrag sind aber schon monatliche Abschläge zu zahlen, die sich etwa am Jahresmarktwert des Vorjahres orientieren (§ 26 Abs. 2).

Der anzulegende Wert ist bei Ausschreibungsanlagen in der Regel das eigene Gebot. Beim Marktwert zählt nicht der Erlös, den Ihre Anlage tatsächlich erzielt, sondern der Jahresmarktwert Solar: Für jede Viertelstunde des Jahres wird der Börsenpreis mit der bundesweiten Solarerzeugung gewichtet, daraus ergibt sich ein Durchschnitt für alle Solaranlagen. Wer seinen Strom besser vermarktet als dieser Durchschnitt, behält den Vorsprung. Wer schlechter vermarktet, zahlt trotzdem auf Basis des Durchschnitts.

Einen Korridor, in dem weder gefördert noch abgeschöpft wird, sieht der Regierungsentwurf nicht vor. Ein Arbeitsentwurf vom Januar 2026 hatte ihn noch vorgesehen. Abgemildert wird die Abschöpfung in allen Viertelstunden, in denen der Spotpreis den Refinanzierungsbeitrag plus Mindesterlös nicht übersteigt: Dort sinkt der Beitrag auf Spotpreis minus Mindesterlös, höchstens auf null. Für Solaranlagen beträgt der Mindesterlös 0,5 Cent pro Kilowattstunde. Je höher der Beitrag, desto mehr Viertelstunden erfasst diese Regel.

Bei negativen Spotpreisen entfallen Marktprämie und Refinanzierungsbeitrag ganz (§ 51). Ausgenommen von der Zahlungspflicht sind Biomasseanlagen, nicht aber Klär- und Deponiegasanlagen.

Rechenbeispiel: Jahresmarktwert Solar 2022 bei 22,3 Cent, 2025 bei 4,5 Cent

Die Übertragungsnetzbetreiber haben den Jahresmarktwert Solar für 2025 mit 4,508 Cent pro Kilowattstunde veröffentlicht. Im Krisenjahr 2022 lag er bei 22,306 Cent. Zum Vergleich: In der Ausschreibung für Freiflächenanlagen zum Gebotstermin 1. Juli 2026 lag der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert laut Bundesnetzagentur bei 4,79 Cent, die Zuschläge reichten von 4,38 bis 4,97 Cent. Diese Zuschläge fallen selbst noch unter das bisherige Recht, der Wert zeigt nur die Größenordnung.

Eine Modellrechnung mit diesen Werten, ausdrücklich keine Prognose: Eine Anlage mit einem anzulegenden Wert von 4,79 Cent hätte in einem Jahr wie 2025 rechnerisch eine Marktprämie von rund 0,28 Cent pro Kilowattstunde erhalten, allerdings nur für Strom aus Viertelstunden ohne negative Preise. In einem Jahr wie 2022 hätte der Refinanzierungsbeitrag rechnerisch bei rund 17,5 Cent pro eingespeister Kilowattstunde gelegen, gut 175 Euro je Megawattstunde. Die Viertelstunden-Anpassung hätte ihn gesenkt, denn sie greift bei diesem Beitrag in jeder Viertelstunde mit einem Spotpreis bis 18 Cent.

Vor diesen Anpassungen landet eine Anlage, die etwa den Durchschnittswert erlöst, in beiden Jahren ungefähr beim anzulegenden Wert. Das ist der Grundgedanke des zweiseitigen Differenzvertrags.

Für Unternehmen mit Eigenverbrauch wichtig: Die Zahlungspflicht knüpft an Strom an, der in der Anlage erzeugt und in das Netz eingespeist wird (§ 21d Abs. 1). Strom, den Sie im Betrieb selbst verbrauchen, fällt nicht darunter. Zwischengespeicherter Strom, der später ins Netz geht, zählt dagegen mit, das stellt die Begründung zu § 21d ausdrücklich klar.

Stichtag nach § 100: Inbetriebnahme oder Gebotstermin vor dem 1. Januar 2027

Für bestehende Anlagen ändert der Entwurf an dieser Stelle nichts. Nach § 100 Abs. 1 gilt das EEG in der Fassung vom 31. Dezember 2026 für Strom aus Anlagen, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb genommen worden sind oder deren anzulegender Wert in einem Zuschlagsverfahren eines Gebotstermins vor dem 1. Januar 2027 ermittelt wurde. Das bisherige Recht kennt keine Abschöpfung: Erlöse oberhalb des anzulegenden Werts dürfen Betreiber dort behalten.

Daraus folgen zwei verschiedene Fristen. Für Anlagen ohne Ausschreibung, nach geltendem Recht Freiflächenanlagen bis 1 Megawatt und Dachanlagen bis 750 Kilowatt (§ 22 Abs. 3 EEG 2023), zählt die Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember 2026. Für ausschreibungspflichtige Anlagen reicht ein Zuschlag aus einem Gebotstermin vor dem Jahreswechsel, auch wenn die Anlage erst 2027 oder später ans Netz geht. Maßgeblich ist laut Begründung der Gebotstermin, nicht der Tag der Zuschlagserteilung. Für Freiflächenanlagen nennt § 28a EEG 2023 den 1. Dezember 2026 als nächsten Gebotstermin. Für große Dachanlagen über 750 kW war nach § 28b EEG 2023 der 1. Oktober 2026 der letzte Gebotstermin vor dem Stichtag.

Wer ein PV-Projekt in Planung hat, kann diese Daten mit Netzanschlusszusage, Lieferzeiten der Komponenten und Bauzeit abgleichen. Geht eine Anlage erst nach dem 31. Dezember 2026 in Betrieb und stammt ihr Zuschlag nicht aus einem früheren Gebotstermin, fällt sie unter das neue Recht, sofern das Gesetz in dieser Form verabschiedet wird.

Ausstieg nach § 21e, PPA und Teilförderung: Spielräume ab 100 kW

Wer unter das neue Recht fällt, ist nicht für die gesamte Förderdauer gebunden. Nach § 21e können Betreiber dem Netzbetreiber einmalig in Textform mitteilen, dass sie dauerhaft auf die Marktprämie verzichten. Ab dem ersten Kalendertag des Folgejahres entfallen dann Marktprämie und Refinanzierungsbeitrag. Die Mitteilung ist bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme möglich. Danach trägt der Betreiber das volle Erlösrisiko, behält aber auch hohe Marktpreise vollständig.

Ein Wechsel in die sonstige Direktvermarktung, etwa für einen Grünstrom-PPA mit Herkunftsnachweisen, befreit dagegen nicht. Nach § 21d Abs. 1 Satz 2 besteht die Zahlungspflicht auch dort, solange für die Anlage ein Zuschlag oder eine Mitteilung nach § 20 Abs. 2 vorliegt.

Mehr Spielraum gibt die Teilförderung. Ein Zuschlag oder eine Mitteilung kann sich laut Begründung auf einen Teil der installierten Leistung beziehen, die Zahlungspflicht besteht dann nur für den Strom aus diesem Teil. Festlegen müssen Sie das spätestens sechs Monate nach Inbetriebnahme (§ 20 Abs. 2). Den Rest können Sie ohne Förderung und ohne Abschöpfung vermarkten, zum Beispiel über einen PPA.

Für Anlagen unter 100 kW gilt der Refinanzierungsbeitrag nicht. Mehrere Anlagen auf demselben Grundstück oder Betriebsgelände, die innerhalb von zwölf Monaten in Betrieb gehen, werden dafür aber nach § 24 Abs. 1 zusammengerechnet. Welche Mischung aus Förderung, PPA und Eigenverbrauch sich für Ihren Standort rechnet, hängt von Lastprofil, Netzanschluss und Anlagengröße ab.