Wegfall der Einspeisevergütung, Contracts for Difference und entschädigungsfreie Abregelung

Treiber der Reform ist das europäische Beihilferecht: Die Genehmigung des geltenden Fördersystems durch die Europäische Kommission läuft zum Jahresende 2026 aus. Ohne rechtzeitige Neuregelung und erneute Genehmigung entstünde eine Förderlücke. Neuanlagen könnten in Betrieb genommen, aber zunächst nicht gefördert werden. Das erklärt den engen Zeitplan.

Hinzu tritt ein ökonomischer Grund: Netzengpassbedingte Eingriffe in die Einspeisung verursachen jährlich Kosten in Milliardenhöhe, weil abgeregelte Anlagenbetreiber nach geltendem Recht entschädigt werden (Redispatch, § 13a EnWG, § 15 EEG). Die Entwurfsbegründung verweist auf Realisierungsdauern beim Netzausbau von acht bis zwölf Jahren.

Die parlamentarische Beratung ist für September 2026 vorgesehen. Für die EEG-Novelle tritt die beihilferechtliche Genehmigung als eigenständige Voraussetzung des Inkrafttretens zum 01.01.2027 hinzu.

Die feste Einspeisevergütung für Photovoltaikanlagen entfällt im Grundsatz; nicht selbst verbrauchter Strom ist künftig direkt zu vermarkten.

Für kleinere Dachanlagen ist ein gestuftes Übergangsregime vorgesehen. Anlagen, die zwischen 2027 und 2030 in Betrieb genommen werden, erhalten für 36 Monate eine Übergangszahlung. Diese orientiert sich an den bisherigen gesetzlichen Vergütungssätzen, liegt aber um 1 Ct/kWh darunter. Der Kreis der berechtigten Anlagen wird dabei jährlich enger gefasst: 2027 sind Anlagen unter 50 kW berechtigt, 2028 nur noch unter 25 kW und 2029 nur noch unter 7 kW. Nach Ablauf der 36 Monate müssen die Betreiber in die Direktvermarktung wechseln. Für Anlagen unter 25 kW ist dort ein Direktvermarktungsbonus von 1,5 Ct/kWh für höchstens 48 Monate vorgesehen. Zugleich sinkt die Schwelle für die verpflichtende Direktvermarktung auf unter 100 kW. Steckersolargeräte bis 2 kW sind von der Übergangszahlung ausgenommen; überschüssiger Strom wird unentgeltlich eingespeist.

Neu eingeführt wird eine dauerhafte Begrenzung der Einspeiseleistung. Neu installierte kleine PV-Anlagen sollen ab 2027 nur noch einen Teil ihrer Leistung in das öffentliche Netz einspeisen dürfen – nach den zuletzt bekannten Fassungen 50 Prozent. Die Begrenzung betrifft ausschließlich die Netzeinspeisung, nicht Eigenverbrauch oder Speicherung; Steckersolargeräte sind ausgenommen.

Für Freiflächen- und Windenergieanlagen greift ein ähnlicher Ansatz unter dem Stichwort „systemdienliche Anschlussleistung“: Solarparks sollen nur einen Anteil ihrer Nennleistung einspeisen dürfen, bei Windenergieanlagen soll die zulässige Einspeisung an die Rotorflächenleistung anknüpfen. Die konkrete Ausgestaltung war zwischen den Entwurfsfassungen in Bewegung; maßgeblich ist der Kabinettstext.

Für geförderte Neuanlagen tritt an die Stelle der gleitenden Marktprämie ein System zweiseitiger Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD). Übersteigt der Marktwert den Referenzwert, sind Mehrerlöse abzuführen; unterschreitet er ihn, besteht ein Ausgleichsanspruch.

Rechtlich ist dieser Schritt weniger politische Wahl als unionsrechtliche Vorgabe: Die Reform des Strommarktdesigns (VO (EU) 2024/1747, RL (EU) 2024/1711) verlangt für neue direkte Preisstützungssysteme grundsätzlich die Ausgestaltung als zweiseitige Differenzverträge. Nach der Begründung des BMWE sollen geförderte Anlagen mit abgeschöpften Zusatzerlösen zur Finanzierung des Fördersystems beitragen. Als Alternative bleibt der Weg über Power Purchase Agreements.

Die Ausschreibungsvolumina für Wind an Land und Freiflächen-Photovoltaik werden angehoben (15 GW jährlich für Wind an Land in den Jahren 2027 und 2028 sowie 14 GW statt bisher 10 GW für Freiflächensolar). Für Biomasse wird das Ausschreibungsvolumen deutlich zurückgeführt; die Ausschreibungen für Biomethan sollen sogar ganz entfallen. Hinzu treten flankierende Regelungen mit erheblicher Projektrelevanz: eine gesetzliche Begrenzung der Pachthöhen, eine Erhöhung der Gemeindebeteiligung sowie die Einstellung des Regionalnachweisregisters.

Kernstück des Netzanschlusspakets ist die regionale Steuerung des Zubaus. Netzbetreiber können Umspannanlagen und die zu ihnen führenden Leitungen als kapazitätslimitiert ausweisen, wenn im Vorjahr mehr als 5 Prozent der angeschlossenen Erzeugungsleistung abgeregelt werden musste (§ 14 Abs. 1d EnWG-E). Die Ausweisung gilt für längstens sechs Jahre und technologiespezifisch: Ein wegen Photovoltaik limitiertes Gebiet bleibt für Windenergieanlagen offen und umgekehrt. Das ist gegenüber früheren Entwurfsfassungen eine wesentliche Änderung.

Die Rechtsfolge: In kapazitätslimitierten Gebieten entfällt die Netzanschlusspflicht, es sei denn, der Anlagenbetreiber verzichtet auf Entschädigungsansprüche bei Abregelung. Der Verzicht ist gedeckelt – nach den zuletzt bekannten Fassungen in der Größenordnung von 10 bis 20 Prozent des Jahresertrags. Netzbetreiber werden zugleich verpflichtet, kapazitätslimitierte Gebiete prioritär zu optimieren, zu verstärken und auszubauen. Regional dürfte der Mechanismus unterschiedlich wirken: im Norden vor allem für Windenergie, im Süden eher für Photovoltaik.

Für die Praxis ebenso relevant sind die folgenden verfahrensrechtlichen Neuerungen:

An die Stelle des bisherigen Prioritätsprinzips nach Eingangsreihenfolge (sog. „Windhundprinzip“) tritt eine reifegradbasierte Priorisierung des Netzanschlussbegehrens. Hinzutreten Use-it-or-lose-it-Regelungen, die verhindern sollen, dass reservierte Kapazitäten dauerhaft blockiert werden.

Zudem sollen Netzbetreiber ab 2028 zur vollständig digitalen Abwicklung der Anschlussverfahren verpflichtet werden und Anschlussbegehrende vierteljährlich über den Bearbeitungsstand informieren. Freie und limitierte Netzkapazitäten sollen in monatlich aktualisierten Karten öffentlich einsehbar sein, auch über die Bundesnetzagentur.

Für Batteriespeicher sind Verfahrenserleichterungen vorgesehen: Wird ein Erzeugungspark gemeinsam mit einem Speicher am selben Standort errichtet, sollen die Sonderregelungen für kapazitätslimitierte Gebiete nicht greifen. Eine Speicherpflicht ist dabei nicht vorgesehen.

Aus rechtlicher Sicht sind folgende Frageb jedoch weiterhin offen:

Unionsrechtliche Fragen: Gegen den Redispatchvorbehalt wurden bereits im Vorfeld unionsrechtliche Bedenken erhoben. Art. 13 VO (EU) 2019/943 sieht für nicht marktbasiertes Redispatching grundsätzlich einen finanziellen Ausgleich vor. Ob ein gesetzlich veranlasster Teilverzicht als Anschlussvoraussetzung damit vereinbar ist, wird im weiteren Verfahren zu klären sein. Hinzu tritt die beihilferechtliche Prüfung des Fördersystems insgesamt.

Bestandsschutz für Projekte in fortgeschrittener Entwicklung: Die Ausweisung kapazitätslimitierter Gebiete erfolgt nach der Investitionsentscheidung, aber vor Realisierung vieler Projekte. Für Vorhaben in fortgeschrittener Entwicklungsphase stellen sich Fragen des Bestandsschutzes und des Übergangsrechts, die in der parlamentarischen Beratung zu präzisieren sein werden.

Auswirkungen auf Finanzierungs-, Flächen- und Abnahmeverträge: Der Wegfall gesicherter Entschädigungsansprüche und die Umstellung auf Differenzverträge verschieben Risiken zwischen Projektgesellschaft, Finanzierer, Flächeneigentümer und Abnehmer. Betroffen sind insbesondere Ertragsprognosen und Covenants in Finanzierungsverträgen, Anpassungs- und Kündigungsrechte in Flächensicherungsverträgen sowie Preisformeln und Verfügbarkeitsregelungen in PPA. Wer heute Verträge mit Blick auf eine Inbetriebnahme ab 2027 verhandelt, sollte die Möglichkeit einer späteren Ausweisung als kapazitätslimitiertes Gebiet ausdrücklich adressieren.

Mit beiden Vorhaben verschiebt sich die Systemlogik: Der Netzausbau wird vom nachlaufenden Faktor zum Taktgeber des Anlagenzubaus, die Absicherung über feste Vergütungssätze weicht einer marktförmigen Ausgestaltung. Wie die Balance zwischen Kosteneffizienz und Investitionssicherheit ausfällt, hängt maßgeblich von Fragen ab, die die Entwürfe offenlassen: der Methodik zur Ausweisung kapazitätslimitierter Gebiete, der genauen Deckelung des Entschädigungsverzichts und dem Verhältnis der beiden Steuerungsinstrumente zueinander.

Referentenentwurf und Synopsen des BMWE: https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20260718-eeg-novelle.html

Autorinnen und Autoren:
Friedrich Gebert, Carla Benkelberg, Hannah Düwel, Bernhard Gröhe, Solonga Meyer, Finn-Ole Münchow, Sarah Sager, Clara Schmidt, Luise Schüling