Die Reform des EEG 2027 – Ausblick auf wesentliche Neuerungen für Projektentwickler und Investoren

1. Überblick und Zielsetzungen

Das BMWE verfolgt mit dem EEG 2027-RefE drei wesentliche Leitlinien: Marktorientierung, Kosteneffizienz und Netzverträglichkeit.

Zur Umsetzung dieser Leitlinien soll der Ausbau der Erneuerbaren künftig mehr als bisher das Gesamtsystem der Energieversorgung im Blick haben und stärker mit dem Ausbau des Stromnetzes synchronisiert werden. Der Investitionsrahmen des EEG 2027-RefE soll erneuerbare Energien dabei markt- und systemdienlich fördern, aber auch zu einer Dämpfung der Kostenentwicklung führen. Konkret soll dies durch die Abschaffung der fixen Einspeisevergütung, einer vollständigen Beendigung der Vergütung bei negativen Preisen oder auch der Einstellung der Förderung von kleineren EE-Anlagen mit einer Leistung von weniger als 25 kW umgesetzt werden. Das EEG 2027-RefE enthält zudem weitere wesentliche Änderungen, die aufgrund europäischer Vorgaben der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung und beihilferechtlicher Vorgaben der Europäischen Kommission erforderlich geworden sind. Dies betrifft insbesondere die Einführung eines Abschöpfungsmechanismus (Contracts for Difference).

Der Referentenentwurf hält dabei an dem bisherigen Ziel des EEG fest, den Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch 2030 auf 80 Prozent zu steigern. Entsprechend werden auch die Ausbaupfade fortgeführt und die daraus abgeleiteten Ausschreibungsmengen bis 2032 im Wesentlichen beibehalten und für Freiflächen-Solaranlagen weiter ausgebaut.

2. Wesentliche Neuerung für alle EE-Anlagen: Einführung eines Abschöpfungsmechanismus in Form des Refinanzierungsbeitrags (Contracts for Difference)

a) Neue Förderlogik

Projektentwickler und Investoren müssen sich darauf einstellen, dass die Förderlogik für geförderte EE-Anlagen (ab einer installierten Leistung von 100 kW und mit Ausnahme von Biomasseanlagen) durch das EEG 2027-RefE grundlegend umgestellt wird: Entsprechend der unionsrechtlichen Vorgaben wird ein Abschöpfungsmechanismus eingeführt. § 20a EEG 2027-RefE sieht hierzu ein Finanzierungsmodell im Sinne zweiseitiger Differenzverträge (Contracts for Difference, „CfDs“) vor, wonach künftig nicht mehr alle Erlöse oberhalb des anzulegenden Werts vom Anlagenbetreiber einbehalten werden dürfen.

Nach dem CfD-Regime sollen in Hochpreisphasen vielmehr diejenigen Gewinne abgeschöpft werden, die über den für einen wirtschaftlichen Betrieb der EE-Anlagen erforderlichen Finanzbedarf hinausgehen. Das Gesetz knüpft dabei an das bestehende Marktprämiensystem an und hält das Modell der geförderten Direktvermarktung mit einer produktionsabhängigen Förderung im Grundsatz aufrecht. Diese wird aber künftig um einen Refinanzierungsbeitrag ergänzt, der dann vom Betreiber der EE-Anlage zu zahlen ist, wenn der energieträgerspezifische Jahresmarktwert den anzulegenden Wert (also in der Regel den bezuschlagten Fördertarif inkl. etwaiger Anpassungen) übersteigt.

Die grundlegende ökonomische Logik des neuen CfD-Systems lautet künftig also wie folgt:

• In Jahren, in denen der energieträgerspezifische Jahresmarktwert höher ist als der für die EE-Anlage geltende anzulegende Wert, hat der Anlagenbetreiber einen Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber zu leisten („Abschöpfungsjahr“).
• In Jahren, in denen der energieträgerspezifische Jahresmarktwert niedriger ist als der für die EE-Anlage im jeweiligen Kalenderjahr geltende anzulegende Wert, erhält der Anlagenbetreiber – wie bisher – die Marktprämie vom Netzbetreiber („Förderjahr“).

Die Neuregelung des Abschöpfungsmechanismus stellt dabei in § 20a Abs. 1 EEG 2027-RefE auf Kalenderjahre ab. Es liegt also entweder ein „Abschöpfungsjahr“ oder ein „Förderjahr“ vor. Wenn nach dieser Logik ein Abschöpfungsjahr vorliegt, muss der Anlagenbetreiber an den Netzbetreiber den Refinanzierungsbeitrag zahlen bzw. ist der Netzbetreiber verpflichtet, den Refinanzierungsbeitrag vom Anlagenbetreiber zu erheben, um eine flächendeckende Erhebung und Weiterleitung auf das EEG-Konto sicherzustellen.

Der künftige Abschöpfungsmechanismus gilt für alle „Neuanlagen“ unter dem EEG 2027-RefE. Hierunter sind solche geförderten EE-Anlagen zu verstehen, die einen Zuschlag in einem EEG-Ausschreibungsverfahren mit einem Gebotstermin ab dem 1. Januar 2027 erhalten haben. Für alle anderen Anlagen, die noch unter dem derzeitigen EEG bezuschlagt wurden, bleibt es hingegen bei dem bestehenden einseitigen Marktprämienmodell ohne Abschöpfungsmechanismus.

b) Berechnung des Refinanzierungsbeitrags

Ob ein Refinanzierungsbeitrag vom Anlagenbetreiber an den Netzbetreiber zu leisten ist, wird jährlich rückwirkend für das vorangegangene Kalenderjahr nach Maßgabe der Anlage 1 Nr. 4 des EEG 2027-RefE wie folgt berechnet:

RB = JW – AW

RB = Refinanzierungsbeitrag

JW = Jahresmarktwert

AW = Anzulegender Wert

Liegt nach dieser Formel ein Abschöpfungsjahr vor, ist der Refinanzierungsbeitrag für jede Kilowattstunde Strom zu leisten, die in der Anlage in einem solchen Abschöpfungsjahr erzeugt und in das Netz eingespeist wurde, wobei auch in BESS zwischengespeicherte Strommengen berücksichtigt werden. Sah die frühe Entwurfsfassung des EEG 2027 aus Februar 2026 noch einen sogenannten „neutralen Korridor“ oberhalb des anzulegenden Wertes vor, in dem es keinen Zahlungsanspruch aber auch noch keine Zahlungsverpflichtung gelten sollte, soll der Refinanzierungsbeitrag nach dem EEG 2027-RefE nun unmittelbar gelten, sobald der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert übersteigt.

Diese Berechnungsformel wird im EEG 2027-RefE um weitere spezielle Regelungen ergänzt. So soll eine Anpassung des Refinanzierungsbeitrags in Zeiten geringer Markterlöse erfolgen. Diese Anpassung ist für Situationen gedacht, in denen der Spotmarktpreis im gesamten Abschöpfungsjahr zwar positiv ist, aber in einzelnen Viertelstunden des Jahres so niedrig ist, dass ein Anlagenbetreiber nach Abzug seiner Kosten und nach Entrichtung des Refinanzierungsbeitrags keinen Gewinn mehr erzielen kann und daher zu befürchten stünde, dass er die EE-Anlage trotz eines positiven Marktwerts (und damit typischerweise auch einem Systemnutzen) abregeln wird. In diesen Situationen soll der Refinanzierungsbeitrag entsprechend verringert werden und wird wie folgt berechnet:

RB_angepasst = Spotmarktpreis – Mindesterlös

Mindesterlöse in Cent/kWh werden angegeben für:

Solaranlagen: 0,5 ct./kWh

Windenergie an Land: 1 ct./kWh

Der Mindesterlös dient dabei dazu, die laufenden Kosten der Anlagenbetreiber abdecken und einen Anreiz geben, die EE-Anlage nicht abzuregeln. Die BNetzA ist zudem berechtigt, die Höhe dieser Mindesterlöse noch anzupassen, wobei nur eine Erhöhung (aber keine Reduzierung) möglich ist.

c) Opt-Out-Option

Der Refinanzierungsbeitrag ist für alle geförderten EE-Anlagen verpflichtend. Nach dem EEG 2027-RefE besteht jedoch die Möglichkeit, einmalig aus dem EEG-Förderregime und damit auch aus der Pflicht zur Leistung des Refinanzierungsbeitrags auszusteigen. Der Anlagenbetreiber kann dem Netzbetreiber mitteilen, für den in der Anlage erzeugten Strom zukünftig keine Förderung mehr erhalten zu wollen. Damit entfällt auch die Zahlungsverpflichtung. Diese Erklärung ist dann aber endgültig und kann auch nur innerhalb der ersten 10 Jahre ab Inbetriebnahme der jeweiligen EE-Anlage erfolgen.

d) Weitere relevante Einzelheiten

Wie sich bereits an der Opt-Out-Option zeigt, ist die Pflicht zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags spiegelbildlich verknüpft mit der Inanspruchnahme einer EEG-Förderung. Dieser Gedanke schlägt sich auch in folgenden, weiteren Einzelregelungen nieder:

• Die Pflicht zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags gilt für einen Zeitraum von 20 Jahren ab Inbetriebnahme der Anlage.
• Wird die EEG-Förderung nur für einen Teil der installierten Leistung in Anspruch genommen, erstreckt sich die Verpflichtung zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags ebenfalls nur auf die mit diesem Anteil erzeugten Strommengen.
• In Zeiten negativer Spotmarktpreise reduziert sich die Zahlungsverpflichtung für den Refinanzierungsbeitrag – ebenso wie der EEG-Vergütungsanspruch – auf null. Diese Zeiträume werden viertelstundengenau auf Anspruchs- und Verpflichtungszeiträume addiert.
• Nach dem EEG 2027-RefE haben Anlagenbetreiber von geförderten EE-Anlagen weiterhin das Recht, die Veräußerungsform nach dem EEG monatlich (ohne Verlust des EEG-Zuschlags, sofern nicht von der Opt-out-Option Gebrauch gemacht wurde) frei zu wechseln und insbesondere zwischen der geförderten Direktvermarktung (Marktprämie) und der sonstigen Direktvermarktung (Vermarktung durch ein PPA) zu wechseln. Die Pflicht zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags gilt allerdings auch für die Vermarktung im Wege der sonstigen Direktvermarktung und knüpft somit nicht an eine tatsächliche Vergütung mittels Marktprämie, sondern bereits an die EEG-Förderfähigkeit an, d.h. allein an den Umstand, dass der Anlagenbetreiber den EEG-Zuschlag als Fallback-Option hat und theoretisch jederzeit wieder zurück in die geförderte Direktvermarktung wechseln kann.

3. Relevante Änderungen für Windenergie an Land

a) Einführung von Resilienzausschreibungen für Wind an Land

Aufgrund unionsrechtlicher Vorgaben werden mit dem EEG 2027-RefE Resilienzausschreibungen eingeführt, die auch für Wind an Land geltend.

Allgemeines Ziel der Resilienzausschreibungen ist es, die Widerstandsfähigkeit der europäischen Industrie und Energieversorgung zu stärken und bestehende Abhängigkeiten abzubauen bzw. bei drohenden neuen Abhängigkeiten gegenzusteuern. Im EEG 2027-RefE werden dabei aber zunächst nur die Grundsätze dieser neuen Ausschreibungskategorie verankert und die Ausschreibungsmengen (jährlich 3.500 MW) festgelegt, die weiteren Details werden nachgelagert noch in einer Verordnung nach § 88d EEG 2027-RefE bestimmt, wozu insbesondere die nähere Ausgestaltung der qualitativen Zuschlagskriterien zählt (z.B. Lieferkettenresilienz, Nachhaltigkeit, Cybersicherheit etc.).

b) Ausbaupfad und Ausschreibungsvolumen:

• Fortführung des Ausbaupfades: Der bisherige Ausschreibungspfad für Windenergie an Land liegt auch dem § 4 EEG 2027-RefE zugrunde. An der Zielsetzung, die installierte Leistung für Windenergie an Land bis zum Jahr 2040 auf 160 GW zu steigern, wird festgehalten.
• Verstetigung des Ausschreibungsvolumen: Für Windenergie an Land sieht das bisherige EEG ein jährliches Ausschreibungsvolumen von jeweils 10.000 MW bis zum Jahr 2028 vor. Dieses Ausschreibungsvolumen wird für die Jahre 2029-2032 verstetigt.

Für die Resilienzausschreibungen sind dabei nach § 28e EEG 2027-RefE jährlich 3.500 MW vorgesehen, die von dem Ausschreibungsvolumen für reguläre Ausschreibungen für Wind an Land abgezogen werden. Können Mengen in den Resilienzausschreibungen jedoch nicht bezuschlagt werden, werden sie im Folgejahr der Ausschreibungsmenge für reguläre Ausschreibungen für Wind an Land wieder hinzugerechnet.

c) Neue Struktur der Ausschreibungstermine

Wie bereits unter der derzeit geltenden Rechtslage wird es auch künftig pro Jahr vier Ausschreibungstermine für Wind an Land geben. Aufgrund der Einführung der Resilienzausschreibungen soll sich die Struktur der Ausschreibungstermine jedoch künftig ändern, da immer ein Ausschreibungstermin für die Resilienzausschreibung reserviert bleibt. Im Einführungsjahr 2027 findet die Resilienzausschreibung am 1. August statt und die regulären Ausschreibungen für Wind an Land am 1. Februar, 1. Mai und 1. November. Ab 2028 ist der Gebotstermin zum 1. Februar jeweils für die Resilienzausschreibungen reserviert und finden die regulären Ausschreibungen dann jeweils am 1. Mai, 1. August und 1. November statt.

d) Weitere Detailänderungen für Wind an Land

• Anpassung des Vergütungsbeginns: Für bezuschlagte Windenergieanlagen an Land wurde der EEG-Realisierungszeitraum in einem früheren Schritt bereits auf 36 Monate nach Zuschlagsbekanntgabe verlängert. Der EEG-Zahlungsanspruch beginnt derzeit aber bereits nach spätestens 30 Monaten nach Zuschlagsbekanntgabe (§ 36i EEG). Dieser Zeitraum wird durch das EEG 2027-RefE nun synchronisiert, sodass der Vergütungsbeginn auch erst spätestens nach 36 Monaten erfolgt.
• Feinjustierungen im Referenzertragsmodell: In § 36h Absatz 1 EEG 2027-RefE soll der Korrekturfaktor am 50‑Prozent-Standort in der Südregion aus Gründen der Kosteneffizienz von 1,55 auf 1,50 abgesenkt werden.
• Kommunale Beteiligung: Auch wenn die kommunale Beteiligung nach § 6 EEG grundsätzlich technologieseitenübergreifend formuliert ist, sind Windenergieanlagen an Land ein zentraler Anwendungsfall der finanziellen Beteiligung von Kommunen. Mit dem EEG 2027-RefE wird die Beteiligungsgrundlage von der eingespeisten auf die tatsächlich erzeugte Strommenge umgestellt. Die gemeindliche Beteiligungsfähigkeit wird damit entkoppelt von der Frage, ob der Strom vor oder hinter dem Netzverknüpfungspunkt verbraucht oder zwischengespeichert wird, sodass eine kommunale Beteiligung auch bei Eigenverbrauchs- und Speicherkonzepten erhalten bleibt.

4. Relevante Änderungen für Freiflächen-Solaranlagen

a) Einführung von Resilienzausschreibungen für Freiflächen-Solaranlagen

Die neuen Resilienzausschreibungen nach § 39n EEG 2027-RefE (siehe oben) werden nicht nur für Wind an Land, sondern auch für Freiflächen-Solaranlagen eingeführt. Für die Freiflächen-Solaranlagen ist gesetzlich eine jährliche Ausschreibungsmengen von 500 MW festgelegt (§ 28e EEG 2027-RefE), die – ebenso wie bei Wind an Land – auf die reguläre Ausschreibungsmenge angerechnet wird (d.h. nicht zusätzlich ausgeschrieben wird).

b) Ausbaupfad und Ausschreibungsvolumen:

• Fortführung des Ausbaupfades: Der bisherige Ausschreibungspfad für Solarenergie insgesamt liegt auch dem § 4 EEG 2027-RefE zugrunde. An der Zielsetzung, dass bis zum Jahr 2040 die installierte Leistung an Solarenergie auf 400 GW gesteigert werden soll, wird weiter festgehalten. Der Schwerpunkt der künftigen Entwicklung wird durch das EEG 2027-RefE aber verlagert: Um die Kosteneffizienz des Ausbaus der Solarenergie zu stärken, soll zukünftig ein stärkerer Fokus auf kostengünstige Freiflächen-Solaranlagen und weniger auf die Aufdach-Solaranlagen gelegt werden. Dementsprechend soll die bisherige „50-Prozent-Dachquote“ in § 4 Satz 2 EEG, wonach mindestens die Hälfte des Solarenergiezubaus auf Aufdach-Solaranlagen entfallen soll, gestrichen werden.
• Anhebung des Ausschreibungsvolumen: Das EEG 2027-RefE sieht eine deutliche Erhöhung des Ausschreibungsvolumens für Freiflächen-Solaranlagen (Solaranlagen des ersten Segments) vor. Zurzeit sieht das EEG für diese Anlagen ein jährliches Ausschreibungsvolumen in den Jahren 2025 bis 2029 von jeweils 9.900 MW vor. Künftig soll das jährliche Ausschreibungsvolumen in den Jahren 2027 bis 2032 jeweils 14.000 MW betragen. Parallel dazu wird mit dem EEG 2027-RefE das Volumen für Aufdach-Solaranlagen (Anlagen des zweiten Segments) von zurzeit jeweils 2.300 MW in den Jahren 2026 bis 2029 auf künftig nur noch 1.500 MW in den Jahren 2027 bis 2032 abgesenkt. Der Ausbaupfad im Solarbereich wird damit klar zugunsten der Freiflächen-Solaranlagen verschoben.

c) Neue Struktur der Ausschreibungstermine

Vor dem Hintergrund der Einführung der Resilienzausschreibungen wird die Anzahl der Ausschreibungstermine für Freiflächen-Solaranlagen von derzeit drei auf künftig vier Termine erhöht. Wie bereits unter der derzeit geltende Rechtslage werden die regulären Ausschreibungen für Freiflächen-Solaranlagen am 1. März, 1. Juli und 1. Dezember stattfinden. Ab 2027 wird mit dem 1. September sodann ein zusätzlicher Gebotstermin für Resilienzausschreibungen eingeführt (vgl. § 28e EEG 2027-RefE).

d) Weitere Detailänderungen für Freiflächen-Solaranlagen

• Präzisierungen bei der Anlagenzusammenfassung: In § 24 Abs. 2 Satz 3 EEG 2027-RefE wird eine Konkretisierung bei den Regelungen zur Anlagenzusammenfassung, die für Freiflächen-Solaranlagen häufig eine große praktische Relevanz haben, ergänzt. Hiernach werden eine Freiflächen-Solaranlage, die nach § 35 Abs. 1 BauGB im Außenbereich als privilegiert anzusehen ist, und eine nicht-privilegierte Freiflächen-Solaranlage, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplans errichtet wurde, künftig nicht mehr nach § 24 Abs. 2 EEG als eine Anlage zusammengefasst. Hiermit will der Gesetzgeber auf die Fälle reagieren, in denen baurechtlich nicht privilegierte Anlagen während des Bebauungsplanverfahrens von privilegierten Anlagen „überholt“ werden mit dem Risiko, dass sie zum Inbetriebnahmezeitpunkt wegen der Regelungen zur Anlagenzusammenfassung keine Zahlungsberechtigung mehr erhalten. Da Anlagenbetreiber von nicht privilegierten Anlagen zum Zeitpunkt ihrer Investitionsentscheidung von später mit der Projektierung beginnenden privilegierten Anlagen häufig noch keine Kenntnis haben werden, erscheint dem Gesetzgeber das Vertrauen des Anlagenbetreiber in die Investition ausreichend schutzwürdig, um eine Ausnahme von der grundsätzlich weiterhin erforderlichen Anlagenzusammenfassung zu rechtfertigen.
• 50 MW-Grenze: Die bereits aus dem EEG 2023 bekannte maximale Gebotsmenge von 50 MW wird unter dem EEG 2027-RefE bestätigt und segmentweit konsistent gefasst. Diese Regelung steht aber (weiterhin) unter einem beihilferechtlichen Vorbehalt (vgl. § 102 EEG 2027-RefE), sodass auch insoweit abzuwarten bleibt, ab wann diese Regelung in der Praxis tatsächlich zur Anwendung kommen werden. Bis zu der bereits unter dem derzeitigen EEG seit langem erwartete beihilferechtliche Genehmigung bleibt es daher bis auf Weiteres bei einer Grenze von 20 MW.

5. Bedeutung von BESS im EEG 2027

BESS sind im EEG 2027-RefE nicht als eigene, umfassend geförderte Technologie adressiert, sondern vor allem als Systemkomponente zur Flexibilisierung von EE-Anlagen und Netzen. Das EEG‑System wird so umgebaut, dass BESS sich über Marktlogik und Netzentlastung rechnen sollen – nicht über eine klassische EEG‑Förderung. Aus diesem Grund wird auch die bisherige Innovationsausschreibung künftig entfallen. Eine direkte Förderung von BESS (in Kombination mit EE-Anlagen) gibt es künftig also nicht (mehr), dafür schafft das EEG 2027-RefE indirekte Anreize und Effekte für eine verstärkte Errichtung von BESS:

• BESS können auch in der künftigen CfD-Logik eine Bedeutung gewinnen, insbesondere zur Glättung von Erlösprofilen. So könnten BESS etwa eingesetzt werden, um Erlöse in den wirtschaftlich günstigsten Zeitfenstern zu erzielen, ohne übermäßig in die Abschöpfung zu laufen (z.B. bei zeitlicher Verschiebung innerhalb des Jahres).
• Die bestehenden Regelungen zu negativen Preisen bleiben unter dem EEG 2027-RefE bestehen. BESS können wie schon bisher gerade diese Zeiten nutzen, um überschüssigen Strom aufzunehmen.
• Auch in den neuen Resilienzausschreibungen kann eine Speicher-Komponente eine qualitative Bedeutung haben. Die Resilienzausschreibungen werden künftig nach qualitativen Kriterien erfolgen, wie u.a. der Systemstabilität. BESS können als qualitatives Resilienz-Merkmal in Projekten den Zuschlagswert bzw. die Zuschlagswahrscheinlichkeit zu erhöhen.

6. Ausblick und erste Einschätzung

Der Referentenentwurf des EEG 2027 geht nun in die Verbändeanhörung und wird anschließend (gegebenenfalls in weiter überarbeiteter Fassung) in das parlamentarische Verfahren eingebracht, welches sich voraussichtlich nicht vor Herbst dieses Jahres abgeschlossen sein dürfte. Wie die größeren EEG-Reformen der letzten Jahre gezeigt haben, ist mit weiteren Änderungen im Laufe des Gesetzgebungsverfahrens zu rechnen. Das neue EEG 2027 soll planmäßig zum 1. Januar 2027 in Kraft treten.

Ungeachtet möglicher weiterer Änderungen im laufenden Gesetzgebungsverfahren wird bereits auf der Grundlage des nun veröffentlichten Referentenentwurfs hinreichend deutlich, welche großen Änderungen mit dem EEG 2027 zu erwarten sind. Im Fokus der Neuregelungen steht dabei die Einführung des Abschöpfungsmechanismus mit dem Refinanzierungsbeitrag. Auch wenn diese Einführung aufgrund der europäischen Vorgaben nicht überraschend kommt, steht nun ein Paradigmenwechsel im EEG-Förderregime an: Die bekannte Floor-Absicherung durch die Marktprämie wird künftig untrennbar mit einer Erlösobergrenze durch die Verpflichtung zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags verbunden sein.

Die Ertragsspanne für Betreiber von EE-Anlagen und Investoren wird damit künftig eingeengt und wirtschaftliche Upsides in Hochpreisphasen werden begrenzt. Für Projektentwickler und Investoren bedeutet der neue CfD-Förderrahmen daher, dass Gebotskalkulationen in EEG-Ausschreibungen künftig anders gedacht werden müssen (Volljahres‑Preisverteilung, CfD‑Cap, Risiko hoher Marktwerte) und sich Business-Cases von PPAs und EEG-Option ändern werden, insbesondere da auch in der sonstigen Direktvermarktung künftig eine Abschöpfung erfolgen wird. Auch die Opt-out-Option wird eine neue strategische Bedeutung gewinnen, insbesondere für die Strukturierung von PPA-Projekten. Der neue Abschöpfungsmechanismus erhöht zudem die regulatorische und abrechnungstechnische Komplexität (viertelstundenscharfe Berechnung, Direktvermarktung, Datenmanagement) und erfordert professionelle Strukturen und IT‑Systeme.

Gleichzeitig wird deutlich, dass auch das EEG 2027 einen verlässlichen Investitionsrahmen in erneuerbare Energien in Deutschland bieten wird. Für Bestandsanlagen gelten die CfD-Neuregelungen dabei aufgrund der verfassungsrechtlich verankerten Vertrauensschutzprinzips nicht. Und auch für Investitionen in Neuanlagen bieten sich Chancen mit langfristig stabilen Ausbauziele und fortgeschriebenen Ausschreibungsvolumina für Wind an Land und Freiflächen-Solaranlagen.

Der künftige Fokus auf kostengünstigere Freiflächen‑Solaranlagen dürfte zudem das Geschäftsfeld „Utility‑Scale‑Solar“ stärken. Hier stellt sich jedoch die Frage, wie die zuletzt schon deutlich unterzeichneten EEG-Ausschreibungen wieder attraktiver gestaltet werden können, um auch Freiflächen-Solaranlagen wieder investitionsfähig zu machen. Auch beantwortet der Referentenentwurf nicht, wie mit den zuletzt deutlich überzeichneten Windausschreibungen umgegangen werden soll. Hier wäre dringend Abhilfe geboten, um die große Anzahl der genehmigten Windprojekte, die zuletzt in den EEG-Ausschreibungen leer ausgegangen sind, in die Umsetzung zu bringen.

Über die weiteren Entwicklungen zum EEG 2027 werden Sie auf dem Laufenden halten.

Bitte sprechen Sie uns jederzeit gerne an, wenn Sie Fragen zu den geplanten Neuregelungen des EEG 2027 haben sollten.