EEG 2027 & Contracts of Difference: Was die Reform für gewerbliche PV-Investoren ab 100 kW bedeutet

Definition: Das EEG 2027 (Arbeitsentwurf, Stand 22. Januar 2026) sieht vor, die fixe Einspeisevergütung für Neuanlagen abzuschaffen und ab 100 kW installierter Leistung auf zweiseitige Differenzverträge (Contracts of Difference, CoD) umzustellen. Betreiber müssen Mehrerlöse oberhalb eines Korridors künftig teilweise an den Netzbetreiber zurückzahlen.

Wer heute in gewerbliche Photovoltaik investiert, kalkuliert noch im bekannten Fördersystem: 20 Jahre garantierte Vergütung über das EEG, danach Pacht- und Stromerlöse. Der vom BMWE vorgelegte Arbeitsentwurf zum EEG 2027 stellt genau diese Grundlage für künftige Neuanlagen infrage. Dieser Beitrag ordnet die geplanten Änderungen sachlich ein und zeigt, welche Punkte gewerbliche Investoren jetzt verstehen sollten — ohne Spekulation, da der Entwurf in Teilen noch offen ist.

Warum das EEG 2027 für PV-Investoren relevant ist

Abbildung 1: Die Funktionsweise des zweiseitigen Differenzvertrags (CoD) sichert Mindestpreise ab.

Der Kern der Reform ist ein Wechsel des Vergütungsmechanismus. Bisher funktioniert die Förderung einseitig: Über die Marktprämie wird die Differenz ausgeglichen, wenn der Marktwert den anzulegenden Wert unterschreitet. Liegt der Markt darüber, bleiben die Mehrerlöse beim Betreiber. Genau diese Asymmetrie soll mit dem EEG 2027 entfallen.

Um die Tragweite dieses Wechsels zu verstehen, lohnt ein Blick auf die Funktionsweise der bisherigen gleitenden Marktprämie. Sie folgt der Logik eines einseitigen Differenzkontrakts: Der Betreiber ist nach unten abgesichert, partizipiert nach oben jedoch unbegrenzt an steigenden Strompreisen. In den Hochpreisphasen der Jahre 2022 und 2023, als die Marktwerte für Solarstrom phasenweise weit über den anzulegenden Werten von rund 5 bis 7 ct/kWh lagen, führte genau diese Konstruktion zu erheblichen Zusatzerlösen für Bestandsanlagen. Der Gesetzgeber griff damals bereits über die temporäre Erlösobergrenze (sogenannte „Strompreisbremse“) ein – ein Vorbote des nun geplanten dauerhaften Mechanismus.

Stattdessen führt der Entwurf einen Refinanzierungsbeitrag ein (§ 20a EEG 2027-Entw.): Übersteigt der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert um einen noch zu definierenden Korridor, zahlt der Anlagenbetreiber den überschüssigen Teil an den Netzbetreiber zurück. Solche Erlösabschöpfungsmodelle sind in Großbritannien, Frankreich, Spanien und Polen bereits etabliert.

Konkret bedeutet das den Übergang zu einem zweiseitigen Differenzvertrag (Contract for Difference, CfD), wie ihn das britische Modell seit Jahren praktiziert: Liegt der Marktwert unter dem anzulegenden Wert, erhält der Betreiber eine Zahlung; liegt er darüber, fließt der Überschuss zurück. Ein Rechenbeispiel verdeutlicht die Wirkung: Beträgt der anzulegende Wert 6,5 ct/kWh und steigt der Jahresmarktwert auf 9,0 ct/kWh, so wäre nach altem Recht der gesamte Aufschlag von 2,5 ct/kWh dem Betreiber zugefallen. Nach § 20a EEG 2027-Entw. müsste dieser – abzüglich eines möglichen Toleranzkorridors – vollständig oder teilweise zurückgeführt werden. Bei einer 10-MWp-Freiflächenanlage mit rund 11 Mio. kWh Jahresertrag entspricht das einer Größenordnung von bis zu 275.000 € pro Jahr, die nicht mehr als Upside zur Verfügung steht.

Für Investoren bedeutet dies eine fundamentale Neubewertung des Chancen-Risiko-Profils. Während die Reform die Volatilität der Erlöse nach unten weiter dämpft und damit die Finanzierbarkeit über lange Fremdkapitalhorizonte stabilisiert, kappt sie zugleich das Aufwärtspotenzial. Der klassische „Hochpreis-Bonus“ als Renditetreiber entfällt. Geschäftsmodelle, die ihre Wirtschaftlichkeit auf

Die wichtigsten Änderungen im Überblick

Abbildung 2: Prognose der Strompreisentwicklung an der Börse EPEX Spot unter dem EEG 2027 Regime.

Der wohl tiefgreifendste Paradigmenwechsel des EEG 2027 betrifft den Wechsel vom Modell der einseitigen gleitenden Marktprämie hin zum zweiseitigen Differenzvertrag (englisch: Contract for Difference, kurz CfD oder im Entwurf auch CoD genannt). Während Betreiber bislang von steigenden Börsenstrompreisen profitierten und etwaige Mehrerlöse vollständig einbehalten durften, dreht sich diese Logik im neuen Regime grundlegend um. Liegt der erzielte Marktwert unterhalb des in der Ausschreibung festgelegten anzulegenden Werts, gleicht der Staat die Differenz weiterhin

Contracts of Difference: So funktioniert der Refinanzierungsbeitrag

Der Differenzvertrag (Contract for Difference, kurz CfD oder im Entwurf CoD) markiert einen grundlegenden Paradigmenwechsel in der deutschen Förderlogik. Während das klassische EEG mit fester Einspeisevergütung oder gleitender Marktprämie eine reine Einbahnstraße war — der Staat zahlte zu, der Betreiber profitierte —, wirkt der Differenzvertrag bewusst in beide Richtungen. Liegt der Jahresmarktwert unter dem anzulegenden Wert, erhält der Betreiber — wie bisher — einen Ausgleich. Liegt er darüber und überschreitet den definierten Korridor, fließt der überschüssige Anteil als sogenannter Refinanzierungsbeitrag zurück an den Netzbetreiber. Damit folgt Deutschland einem europäischen Trend: Die reformierte EU-Strommarktverordnung (Verordnung (EU) 2024/1747) verpflichtet die Mitgliedstaaten, neue Direktförderungen für Erneuerbare ab 2027 grundsätzlich als zweiseitige Differenzverträge auszugestalten. Der EEG-Entwurf setzt diese Vorgabe in nationales Recht um.

Der ökonomische Kerngedanke dahinter ist die Symmetrie des Risikos. In Hochpreisphasen — etwa während der Energiekrise 2022, als Spotpreise zeitweise über 400 €/MWh lagen — erzielten Anlagenbetreiber Übergewinne, die politisch zunehmend als nicht gerechtfertigt galten. Der zweiseitige Differenzvertrag begrenzt diese Zufallsgewinne, indem er den Marktwert oberhalb des anzulegenden Werts abschöpft. Im Gegenzug genießt der Betreiber eine planbare Einnahmebasis, was die Finanzierungskosten senkt: Banken bewerten das geringere Erlösrisiko mit niedrigeren Risikoaufschlägen, wodurch sich Eigen- und Fremdkapitalkosten reduzieren. Diese Stabilisierung kommt letztlich auch den Stromkunden zugute, da die Rückflüsse über das Netzentgelt- bzw. EEG-Konto gegengerechnet werden.

Ein vereinfachtes Rechenbeispiel verdeutlicht die Mechanik: Liegt der anzulegende Wert bei 7,0 ct/kWh und erzielt eine Freiflächenanlage über das Jahr einen energiegewichteten Marktwert von 9,5 ct/kWh, so übersteigt der Markterlös den Förderwert um 2,5 ct/kWh. Überschreitet dieser Wert den im Entwurf vorgesehenen Korridor, wird der darüber hinausgehende Anteil pro tatsächlich eingespeister Kilowattstunde an den Netzbetreiber zurückgeführt. Sinkt der Marktwert in einem schwachen Jahr dagegen auf 5,5 ct/kWh, zahlt der Netzbetreiber die Differenz von 1,5 ct/kWh aus. Wichtige Eckp

Opt-Out: Ausstieg aus dem Fördersystem möglich

Neu ist eine Opt-Out-Option (§ 20b EEG 2027-Entw.). Betreiber können einmalig und unwiderruflich aus dem EEG-Fördersystem aussteigen. Förderanspruch und Zahlungspflicht entfallen dann ab dem ersten Kalendertag des Folgejahres; ein Rückwechsel ist ausgeschlossen. Die Ausstiegsmitteilung ist bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme möglich.

Der Hintergrund dieser Regelung liegt im grundlegenden Wandel des Förderverständnisses: Während die klassische EEG-Vergütung über zwanzig Jahre einen festen oder gleitenden Marktprämienanspruch garantierte, soll das System künftig stärker marktwirtschaftlich ausgerichtet werden. Die Opt-Out-Option ist dabei das zentrale Instrument, um Betreibern ein eigenständiges Erlösmanagement zu ermöglichen. Wer aussteigt, verzichtet bewusst auf die staatliche Absicherung gegen niedrige Strompreise – im Gegenzug entfällt aber auch die Pflicht zur Rückzahlung bei negativen oder sehr hohen Marktwerten (sogenannte „Claw-Back”-Mechanismen), die in den jüngeren EEG-Novellen zunehmend an Bedeutung gewonnen haben.

Rechtlich ist besonders auf die Fristen und die Unwiderruflichkeit zu achten. Die Ausstiegsmitteilung muss formgerecht gegenüber dem Netzbetreiber erfolgen und greift erst zum 1. Januar des Folgejahres. Ein Betreiber, der etwa im Oktober 2028 den Ausstieg erklärt, bleibt also noch bis Jahresende im Fördersystem und unterliegt erst ab dem 1. Januar 2029 vollständig dem freien Markt. Zu beachten ist außerdem, dass mit dem Opt-Out auch flankierende Pflichten – etwa zur Direktvermarktung über einen zertifizierten Dienstleister oder zur bilanziellen Zuordnung – vollständig in die Verantwortung des Betreibers übergehen.

Für Anlagen mit attraktiven Direktvermarktungs- oder PPA-Perspektiven kann dieser Schritt strategisch interessant sein. Konkret profitieren vor allem Anlagen, die langfristige Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements) mit bonitätsstarken Abnehmern abschließen können. Ein Beispiel: Ein Freiflächenpark mit 15 MW, der ein zehnjähriges Pay-as-produced-PPA zu 75 €/MWh abschließt, kann über die Vertragslaufzeit planbare Erlöse oberhalb des erwarteten EEG-Marktwerts erzielen – und sich gleichzeitig von administrativen Kürzungsrisiken befreien. Auch Betreiber mit Speicherintegration oder Eigenverbrauchskonzepten können durch den Ausstieg flexibler agieren, etwa beim Lastmanagement oder bei der Vermarktung von Herkunftsnachweisen (Guarantees of Origin), die im geförderten Regime meist beim Staat verbleiben.

Die Entscheidung sollte jedoch immer auf Basis belastbarer Marktwertprognosen und einer individuellen Beratung getroffen werden, da sie nicht rückgängig zu machen ist. Dazu gehören eine detaillierte Cashflow-Modellierung über Captureratios, Szenarioanalysen zu künftigen Strompreisnive

Was bleibt: steuerliche Hebel und Pachtmodell

Unabhängig von der Vergütungsreform bleiben die steuerlichen Gestaltungsmöglichkeiten für gewerbliche PV-Investoren ein zentraler Renditehebel. Über den Investitionsabzugsbetrag (IAB, § 7g EStG) lassen sich bis zu 50 Prozent der geplanten Anschaffungskosten bereits bis zu drei Jahre vor der eigentlichen Investition gewinnmindernd geltend machen. Voraussetzung ist, dass der Betrieb die Gewinngrenze von 200.000 Euro im Jahr der Inanspruchnahme nicht überschreitet und die Anlage anschließend nahezu ausschließlich – also zu mindestens 90 Prozent – betrieblich genutzt wird. Ergänzt wird dieser Vorzieheffekt durch die Sonder-AfA von 40 Prozent nach § 7g Abs. 5 EStG, die flexibel über die ersten fünf Jahre verteilt werden kann, sowie durch die wieder eingeführte degressive AfA. In Kombination sind so attraktive Nachsteuerrenditen erreichbar, weil sich die Steuerlast in den ertragsstarken Anfangsjahren spürbar senken lässt.

Ein konkretes Rechenbeispiel verdeutlicht die Hebelwirkung: Bei einer geplanten PV-Anlage mit Anschaffungskosten von 500.000 Euro können über den IAB vorab bis zu 250.000 Euro abgezogen werden. Im Anschaffungsjahr selbst reduziert sich die verbleibende Bemessungsgrundlage durch IAB-Auflösung, Sonder-AfA und degressive AfA so stark, dass je nach individuellem Grenzsteuersatz – etwa bei 42 Prozent zuzüglich Solidaritätszuschlag – ein erheblicher Liquiditätsvorteil entsteht. Wichtig ist dabei die saubere zeitliche Planung: Wird die Investition nicht innerhalb der Drei-Jahres-Frist umgesetzt, ist der IAB rückwirkend aufzulösen, was zu Nachzahlungszinsen nach § 233a AO führen kann. Eine enge Abstimmung mit dem Steuerberater ist daher unverzichtbar.

Bei SunShine Group lassen sich Direktinvestments zusätzlich mit langfristigen Dachpachtmodellen verbinden. Während die EEG-Förderung regelmäßig auf 20 Jahre zuzüglich Inbetriebnahmejahr begrenzt ist, bleibt die technische Lebensdauer moderner PV-Module mit Leistungsgarantien von häufig 25 bis 30 Jahren deutlich länger. Über langjährige Pachtverträge – typischerweise mit Laufzeiten von 20 bis 30 Jahren und Verlängerungsoptionen – sichern Investoren weitere, von der Einspeisevergütung unabhängige Einnahmen. So entsteht ein zweites Standbein, etwa durch Direktvermarktung, PPA-Verträge (Power Purchase Agreements) oder Eigenversorgungsmodelle der Dachflächeneigentümer.

Rechtlich abgesichert werden solche Modelle in der Regel durch eine beschränkt persönliche Dienstbarkeit im Grundbuch, die das Nutzungsrecht an der Dachfläche auch bei einem Eigentümerwechsel oder einer Insolvenz des Verpächters bestandskräftig erhält. Diese grundbuchliche Sicherung ist ein entscheidender Faktor für die Bankfähigkeit und Werthaltigkeit der Anlage. Typische Vertragsbestandteile umfassen Regel

Häufige Fragen zum EEG 2027 (FAQ)

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