EEG 2027 und Contracts for Difference: das Fördersystem ab 100 kW
Wer ab 100 Kilowatt gefördert wird, muss die Logik seiner Erlöse neu denken.
Das Modell klingt nach Finanzpolitik, ist aber vor allem eine Datenaufgabe. Den politischen Rahmen der Reform beschreibt der Beitrag zum Netzpaket 2026 und der EEG-Reform, die verbraucherseitige EU-Vorgabe der Beitrag zum EU-Strommarktdesign und den Verbraucherrechten.
Ab dem 17. Juli 2027 darf Deutschland neue Erneuerbaren-Anlagen nur noch über zweiseitige Differenzverträge oder gleichwertige Instrumente direkt fördern. Das schreibt die reformierte EU-Strombinnenmarktverordnung vor, umgesetzt mit dem EEG 2027, das nach dem Regierungsentwurf vom 29. Juli 2026 (BT-Drs. 21/7867) zum 1. Januar 2027 in Kraft treten soll. Der Entwurf sieht die produktionsabhängige Abschöpfung ab 100 Kilowatt installierter Leistung vor. Das Prinzip dreht die bisherige Einbahnstraße um: Liegt der Jahresmarktwert unter dem anzulegenden Wert, zahlt der Staat weiter eine Marktprämie. Liegt er darüber, zahlt der Betreiber einen Refinanzierungsbeitrag zurück. Die feste Einspeisevergütung entfällt für alle Neuanlagen, für Anlagen unter 25 Kilowatt endet die Förderung weitgehend. EU-rechtlich dürfen Anlagen bis 200 Kilowatt ausgenommen werden, weshalb Verbände die Schwelle von 100 auf 200 Kilowatt anheben wollen. Der Stichtag 31. Dezember 2026 ist scharf: Anlagen, die bis dahin in Betrieb sind oder ihren Zuschlag in einem Gebotstermin 2026 erhalten haben, behalten 20 Jahre die alte einseitige Förderung ohne Rückzahlpflicht. Vor allem ist der Umbau ein Digitalisierungsprojekt, denn der Refinanzierungsbeitrag wird jährlich rückwirkend berechnet, in Viertelstunden mit niedrigem Spotpreis angepasst und braucht Messwesen, Marktkommunikation und Direktvermarktung als durchgängige Datenkette. Die Branche warnt derweil vor Investitionsunsicherheit in zweistelliger Milliardenhöhe.
Was die EU ab Juli 2027 erzwingt
Der Umbau des Fördersystems ist keine deutsche Idee, sondern eine EU-Vorgabe. Die reformierte Strombinnenmarktverordnung schreibt vor, dass die direkte Preisförderung für neue Erneuerbaren-Investitionen nur noch über zweiseitige Differenzverträge oder gleichwertige Instrumente laufen darf. Deutschland muss diese Vorgabe umsetzen, und dafür steht das EEG 2027.
Betroffen sind neue Anlagen für Wind an Land, Wind auf See, Solar, Geothermie und Wasserkraft ohne Speicher (Art. 19d Abs. 4 der Verordnung). Für Wind an Land ist die Ausschreibung Wind an Land zum Gebotstermin 1. November 2026 die letzte Runde nach dem alten Recht; weil der Termin auf einen Sonntag fällt, nimmt die Bundesnetzagentur Gebote bis Montag, 2. November 2026, an. Die Vorgabe gilt für neue Förderverträge ab dem 17. Juli 2027, das EEG 2027 selbst soll bereits zum 1. Januar 2027 in Kraft treten. Der Zeitplan ist eng: Das Kabinett hat den Entwurf am 29. Juli 2026 beschlossen, der Bundestag hat ihn am 24. September 2026 in erster Lesung beraten und an den Ausschuss für Wirtschaft und Energie überwiesen, der am 5. Oktober 2026 Sachverständige angehört hat. Eine zweite und dritte Lesung hatte der Bundestag bis zum 29. Oktober 2026 nicht angesetzt.
Wie der zweiseitige Differenzvertrag funktioniert
Der zweiseitige Differenzvertrag dreht die bisherige Einbahnstraße um. Bisher floss Geld nur in eine Richtung, vom Staat zum Betreiber. Künftig kann es auch zurückfließen. Bezugsgröße bleibt der anzulegende Wert, also der Preis, mit dem eine Anlage aus der Auktion hervorgeht; welche Gebotstermine 2027 dafür anstehen, zeigt der Beitrag zu den EEG-Ausschreibungen 2027.
Der Entwurf rechnet produktionsabhängig ab, also nicht pauschal, sondern nach der tatsächlich eingespeisten Menge. Eine viertelstundenscharfe Anpassung soll verhindern, dass Anlagen bei niedrigen Spotpreisen abgeschaltet werden, indem eine Mindestvergütung greift. Damit bleibt das Marktsignal erhalten, ohne den Anreiz zur Einspeisung zu zerstören.
Ein einmaliger Ausstieg aus der Förderung ist bis zum Ende des zehnten Betriebsjahres möglich. Wer aussteigt, verliert den Förderanspruch dauerhaft. Diese Regel verhindert das Rosinenpicken, also den Wechsel in die freie Vermarktung nur in den lukrativen Hochpreisjahren und zurück in die Förderung, sobald die Preise fallen.
Die 100-Kilowatt-Schwelle und was darunter passiert
Nicht jede Anlage fällt unter den neuen Mechanismus. Die Schwelle liegt im Entwurf bei 100 Kilowatt, und genau darum wird gestritten. Die Grenze entscheidet, welche Anlagen die neue Abrechnungslast tragen und welche außen vor bleiben.
- Die produktionsabhängige Abschöpfung greift ab 100 Kilowatt installierter Leistung, kleinere Anlagen bleiben davon verschont.
- EU-rechtlich dürfen Mitgliedstaaten Anlagen bis 200 Kilowatt ausnehmen. Verbände wie der BDEW fordern deshalb, die Schwelle von 100 auf 200 Kilowatt anzuheben, um Kleinanlagen von der Abrechnungslast zu befreien.
- Für neue Anlagen unter 25 Kilowatt entfällt die Marktprämie. Wer direkt vermarktet, bekommt für höchstens 48 Monate einen Bonus von 1,5 Cent je Kilowattstunde; die Begründung des Entwurfs: Der Eigenverbrauch trägt die Anlage inzwischen wirtschaftlich.
- Die Pflicht zur Direktvermarktung wird nach einer Übergangsphase von rund 36 Monaten auch unter 100 Kilowatt gesenkt, was kleinere Anlagen in die Marktvermarktung zwingt.
- Biomasseanlagen sind vom Refinanzierungsbeitrag ausgenommen.
Die Debatte um 25 Kilowatt ist die politisch heikelste. Fällt die Einspeisevergütung für kleine Dachanlagen weg, verschiebt sich die Rechnung für Haushalte und kleine Betriebe spürbar. Wie sich neue Markt- und Tarifmodelle auf steuerbare Verbraucher und Erzeuger auswirken, ordnet der Beitrag zu den Tarifmodellen im steuerbaren Strommarkt ein.
Warum CfD vor allem ein Digitalisierungsprojekt ist
Der Refinanzierungsbeitrag klingt nach Finanzpolitik, ist aber vor allem eine Datenaufgabe. Wer produktionsabhängig und viertelstundenscharf abrechnet, braucht durchgängige digitale Prozesse vom Zähler bis zur Abrechnung. Genau hier entscheidet sich, ob das Modell in der Praxis funktioniert.
Damit die viertelstundenscharfe Abrechnung überhaupt möglich wird, weitet der Entwurf den Smart-Meter-Rollout auf Erzeugungsanlagen über 2 Kilowatt aus. Das intelligente Messsystem liefert die nötigen Zeitreihen, und die geltende Rollout-Quote für Erzeugungsanlagen rechnet dabei schon heute in Kilowatt statt in Einbaufällen. Welche Fristen und Sanktionen den Rollout inzwischen antreiben, beschreibt der Beitrag zum Smart-Meter-Rollout und den BNetzA-Sanktionen.
Der Refinanzierungsbeitrag muss zwischen Betreiber, Direktvermarkter und Netzbetreiber sauber verrechnet und dokumentiert werden. Das erweitert die Marktkommunikation um einen neuen Geldfluss. Die verpflichtende Direktvermarktung zwingt zugleich auch kleinere Anlagen in Prognose, Fahrplanmanagement und Spotmarkt-Teilnahme. Wie Fernsteuerung und Smart-Meter-Gateway dabei zusammenspielen, zeigt der Beitrag zur Direktvermarktung über das Smart-Meter-Gateway. Der Wert einer Anlage verschiebt sich damit von der garantierten Vergütung zur datengestützten Vermarktung.
Der Stichtag 31. Dezember 2026 und die Investitionsunsicherheit
Zwischen altem und neuem System liegt ein harter Schnitt. Ein einziges Datum entscheidet, ob eine Anlage je einen Refinanzierungsbeitrag zahlen muss oder nicht. Das treibt die Projektplanung des Jahres 2026.
Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb sind, behalten 20 Jahre die bisherige einseitige Förderung ohne Rückzahlpflicht; dasselbe gilt nach § 100 Abs. 1 EEG-E für Anlagen, deren anzulegender Wert in einem Gebotstermin vor 2027 ermittelt wurde, auch wenn sie später in Betrieb gehen. Der Termin ist deshalb scharf, weil die beihilferechtliche EU-Genehmigung des alten Systems Ende 2026 ausläuft. Wer die Inbetriebnahme noch vor den Jahreswechsel zieht, sichert sich das planbare Modell, wer knapp dahinter landet, plant unter neuen Regeln.
Die Branche reagiert kritisch. Der Bundesverband Erneuerbare Energie und der Solarverband BSW-Solar warnen vor dem Wegfall der Einspeisevergütung für Kleinanlagen und vor der zusätzlichen Komplexität für kleine Systeme. Laut dem Bundesverband Erneuerbare Energie stehen für 2027 und 2028 Investitionsentscheidungen in zweistelliger Milliardenhöhe an, in einer Branche mit rund 436.000 Beschäftigten. Ohne verlässlichen Rahmen geraten diese Entscheidungen ins Stocken.
Was Betreiber und Direktvermarkter jetzt vorbereiten sollten
Der Entwurf ist noch nicht final, die Richtung aber klar. Wer die Datenprozesse jetzt aufsetzt, vermeidet später manuelle Notlösungen. Vier Schritte trennen die frühe Vorbereitung von der späten Reparatur.
- Messkonzept prüfen: Planen Sie intelligente Messsysteme für Erzeugungsanlagen über 2 Kilowatt frühzeitig ein, denn ohne viertelstundenscharfe Messwerte lässt sich der Refinanzierungsbeitrag nicht sauber abrechnen.
- Abrechnungslogik aufnehmen: Bilden Sie die Berechnung des Refinanzierungsbeitrags in den eigenen Systemen ab, statt sie manuell nachzuhalten, denn die Verrechnung läuft jährlich und rückwirkend je Anlage.
- Direktvermarktung vorbereiten: Richten Sie Prognose- und Fahrplanprozesse auch für kleinere Anlagen ein, weil die Pflicht zur Direktvermarktung nach der Übergangsphase unter 100 Kilowatt rutscht.
- Stichtag und Alternativen prüfen: Prüfen Sie für Projekte mit Inbetriebnahme bis Ende 2026, ob der Stichtag realistisch erreichbar ist, und richten Sie Kalkulationen ab 2027 auf das CfD-Modell und mögliche Stromlieferverträge aus.
Frist, Marktrollen, Systeme
01.01.2027EEG 2027 (Regierungsentwurf): Refinanzierungsbeitrag für neue Anlagen ab 100 kWGesetz · noch nicht beschlossen
Anwendbarkeit: Nach dem Entwurf nur Anlagen ab 100 kW mit Zuschlag oder Mitteilung nach § 20 Abs. 2 EEG, die ab dem 1. Januar 2027 in Betrieb gehen und deren Zuschlag, falls es einen gibt, aus einem Gebotstermin ab 2027 stammt; Biomasseanlagen außer Klär- und Deponiegasanlagen sind ausgenommen.
Wenn die Frist nicht eingehalten wird: Behörde kann durchsetzen Nach dem Entwurf überwacht die Bundesnetzagentur, dass Zahlungen nach § 21d ordnungsgemäß ermittelt, erhoben und vereinnahmt werden (§ 85 Abs. 1 Nr. 3 Buchst. d EEG-E). Wer eine vollziehbare Anordnung nach § 85 Abs. 3 EEG in Verbindung mit § 65 EnWG missachtet, handelt nach geltendem § 86 Abs. 1 Nr. 3 EEG ordnungswidrig (bis 200.000 Euro). Rechtsgrundlage ↗
- Netzbetreiber StromAnwendbarkeit prüfenBereitet Erhebung, Abschläge und Endabrechnung des Refinanzierungsbeitrags in der EEG-Abrechnung vor; der Gesetzentwurf kann sich im Verfahren noch ändern.Typisch betroffen: Netznutzungs- und Kundenabrechnung, SAP IS-U / S/4HANA Utilities
- Anlagenbetreiber (Erzeugung)Anwendbarkeit prüfenRechnet den Refinanzierungsbeitrag für neue Anlagen mit Marktprämie in die Wirtschaftlichkeit ein; Stand Regierungsentwurf.Typisch betroffen: Anlagenstammdaten und MaStR
Einordnung für typische Marktrollen, keine Prüfung Ihres Einzelfalls und keine Rechtsberatung. Ob eine Pflicht für Ihr Unternehmen gilt (Schwellenwerte, Ausnahmen), klären Sie mit Ihrer Rechtsabteilung oder Rechtsberatung. Der Kalender ersetzt keine eigene Fristenprüfung. Stand der Angaben: 01.11.2026.
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
Ein zweiseitiger Differenzvertrag gleicht die Erlöse einer Anlage an einen festen anzulegenden Wert an, in beide Richtungen. Liegt der Jahresmarktwert unter dem anzulegenden Wert, zahlt der Staat die Differenz als Marktprämie. Liegt der Marktwert darüber, zahlt der Betreiber die Differenz als Refinanzierungsbeitrag zurück. Damit ist die Förderung nach oben gedeckelt und nach unten abgesichert.
Der Regierungsentwurf zum EEG 2027 (BT-Drs. 21/7867) sieht die produktionsabhängige Abschöpfung für Anlagen ab 100 Kilowatt installierter Leistung vor. Kleinere Anlagen sind vom Mechanismus ausgenommen, Biomasse außer Klär- und Deponiegas ebenfalls. EU-rechtlich dürfen Mitgliedstaaten Anlagen bis 200 Kilowatt ausnehmen, weshalb Verbände wie der BDEW eine Anhebung der Schwelle von 100 auf 200 Kilowatt fordern.
Für neue Anlagen unter 25 Kilowatt stellt der Regierungsentwurf die Förderung weitgehend ein: Die Marktprämie gibt es erst ab 25 Kilowatt, wer kleiner ist und direkt vermarktet, erhält höchstens 48 Monate lang einen Bonus von 1,5 Cent je Kilowattstunde (§ 50c EEG-E). Die Begründung: Gesunkene Kosten machen kleine Anlagen über den Eigenverbrauch wirtschaftlich tragfähig. Verbände wie der Bundesverband Erneuerbare Energie und BSW-Solar kritisieren das scharf, weil die Einspeisevergütung für viele Haushalte und kleine Betriebe ein entscheidender Faktor für die Investitionsentscheidung ist.
Anlagen, die bis zum 31. Dezember 2026 in Betrieb gehen oder deren Zuschlag aus einem Gebotstermin vor 2027 stammt, behalten 20 Jahre die bisherige einseitige Förderung ohne Rückzahlpflicht. Der Termin ist scharf, weil die beihilferechtliche EU-Genehmigung des alten Systems Ende 2026 ausläuft. Für Projekte mit Inbetriebnahme ab 2027 ohne einen solchen Zuschlag gilt nach § 100 Abs. 1 EEG-E das neue CfD-Modell mit möglichem Refinanzierungsbeitrag.
Der Refinanzierungsbeitrag wird je eingespeister Kilowattstunde jährlich und rückwirkend berechnet und für Viertelstunden mit niedrigem Spotpreis angepasst, braucht also viertelstundengenaue Einspeisewerte. Das setzt intelligente Messsysteme, saubere Messwerte und eine erweiterte Marktkommunikation zwischen Betreiber, Direktvermarkter und Netzbetreiber voraus. Der Smart-Meter-Rollout wird deshalb auf Erzeugungsanlagen über 2 Kilowatt ausgeweitet, und die verpflichtende Direktvermarktung zwingt auch kleinere Anlagen in Prognose und Fahrplanmanagement.
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