EEG-Novelle 2026 & Contracts for Difference: Was gewerbliche PV-Investoren jetzt wissen müssen
PHOTOVOLTAIK DIREKTINVESTMENT
Die EEG-Novelle 2026 führt Contracts for Difference (CfD) für neue Großanlagen ein. Was das für gewerbliche PV-Investoren ab 150 kWp bedeutet — Bestandsschutz, Abschöpfungsmechanismus, Steuervorteile und Netzanschluss-Priorität.
Die EEG-Novelle 2026 führt Contracts for Difference (CfD) für neue Großanlagen ein. Was das für gewerbliche PV-Investoren ab 150 kWp bedeutet — Bestandsschutz, Abschöpfungsmechanismus, Steuervorteile und Netzanschluss-Priorität.
EEG & Regulierung · Gewerbliche Photovoltaik
Die EEG-Novelle 2026 bringt den größten Systemwechsel seit dem EEG 2000: Contracts for Difference (CfD) sollen die klassische Einspeisevergütung für Neuanlagen ablösen. Für gewerbliche Investoren ab 150 kWp ändern sich Renditelogik, Planungsvorlauf und Projektprioritäten – für Bestandsanlagen ändert sich nichts.
Die kurze Antwort: Die 2026 verhandelte EEG-Novelle (Arbeitstitel „EEG 2027“) soll die feste EEG-Vergütung für Neuanlagen beenden und die Förderung auf ein zweiseitiges Differenzvertragsmodell (Contracts for Difference, CfD) umstellen: Liegt der Marktwert unter dem Referenzpreis, zahlt der Staat die Differenz – liegt er darüber, wird der Mehrerlös abgeschöpft. Rechtlich verbindlich ist Stand Juli 2026 nur der EU-Rahmen (Verordnung (EU) 2024/1747: CfD-Pflicht für neue Förderverträge ab dem 17. Juli 2027); das deutsche EEG 2027 liegt erst als Referentenentwurf vor. Bestandsanlagen behalten ihre Vergütung unverändert für 20 Jahre.
Stand: Juli 2026. Dieser Beitrag wird bei Gesetzesänderungen aktualisiert – zuletzt geprüft gegen den Referentenentwurf zum EEG 2027 (Stand April 2026) und den Zwischenstand des AgNeS-Verfahrens der Bundesnetzagentur (Mai 2026).
Was ist beschlossen, was ist geplant? Der Status im Überblick
Kaum ein Energiethema wird 2026 so unscharf diskutiert wie die CfD-Umstellung. In vielen Beiträgen verschwimmt, was bereits geltendes Recht ist und was bislang nur in Entwürfen steht. Genau diese Trennung ist für Investitionsentscheidungen aber entscheidend – deshalb zuerst die Faktenlage:
| Regelung | Kerninhalt | Status Juli 2026 |
|---|---|---|
| EU-Strommarktreform (VO (EU) 2024/1747) | Neue staatliche Preisstützung für PV, Wind, Geothermie und Wasserkraft muss für Verträge ab 17.07.2027 als zweiseitiger Differenzvertrag (oder gleichwertig) ausgestaltet sein | FAKT – in Kraft seit Juli 2024 |
| Beihilfegenehmigung des aktuellen EEG | EU-beihilferechtliche Genehmigung des heutigen Fördersystems läuft zum 31.12.2026 aus | FAKT |
| Solarspitzengesetz | Keine EEG-Vergütung in Stunden mit negativen Börsenpreisen (Neuanlagen) | FAKT – in Kraft seit Feb. 2025 |
| EnWG-Novelle 2025/26 | Energy Sharing (ab Juli 2026), erleichterte Regeln für Großbatteriespeicher | FAKT – beschlossen Nov. 2025 |
| EEG 2027 („EEG-Novelle 2026“) | Ende der festen Einspeisevergütung für Neuanlagen, Pflicht-Direktvermarktung, Refinanzierungsbeitrag (CfD-Logik) ab 100 kW | GEPLANT – Referentenentwurf (Stand April 2026) |
| Netzpaket des BMWE | Digitalisierte Netzanschlussverfahren, Abkehr vom Windhundprinzip, kapazitätslimitierte Netzgebiete | GEPLANT – Referentenentwurf (Jan. 2026) |
| AgNeS-Netzentgeltreform (BNetzA) | Einspeiser sollen erstmals Netzentgelte zahlen (zunächst rund 4–7 €/kW/Jahr, ab 2029); Bestandsanlagen 20 Jahre ausgenommen | GEPLANT – Festlegungsverfahren läuft |
Die Kurzformel lautet also: Der europäische Rahmen steht, die deutsche Umsetzung ist in Arbeit. Wer heute eine Investitionsentscheidung trifft, plant noch vollständig unter dem geltenden EEG – und sollte gleichzeitig wissen, wie sich die Spielregeln ab 2027 voraussichtlich ändern.
Contracts for Difference erklärt: So funktioniert das Differenzvertragsmodell
Contracts for Difference sind staatliche Differenzverträge, die um einen festen Referenzpreis (im internationalen Sprachgebrauch „Strike Price“) herum konstruiert sind. Der Mechanismus wirkt in beide Richtungen – das unterscheidet ihn von der heutigen, einseitigen EEG-Marktprämie:
| Szenario | Marktpreis vs. Referenzpreis | Ergebnis für den Investor |
|---|---|---|
| Marktpreis niedrig | Marktpreis < Referenzpreis | Staat zahlt die Differenz – der Betreiber erhält effektiv den Referenzpreis |
| Marktpreis hoch | Marktpreis > Referenzpreis | Abschöpfung (Clawback): der Mehrerlös fließt zurück |
| Marktpreis auf Referenzniveau | Marktpreis = Referenzpreis | Keine Ausgleichszahlung in beide Richtungen |
Für Investoren bedeutet das: Das Differenzvertragsmodell tauscht Chance gegen Sicherheit. Die Preisuntergrenze wird stabiler als in der reinen Direktvermarktung, dafür wird der Gewinn in Hochpreisphasen begrenzt. Wie groß dieser Effekt in der Praxis ausfällt, hängt vom Referenzpreis ab, der in Ausschreibungen ermittelt wird – und von der künftigen Strompreisentwicklung.
EEG-Marktprämie heute vs. CfD-Modell: der direkte Vergleich
Der Kern des Systemwechsels lässt sich am besten im direkten Vergleich zeigen. Heute erhalten gewerbliche Anlagen in der geförderten Direktvermarktung eine einseitige Marktprämie – das künftige Modell macht daraus eine zweiseitige Verpflichtung:
| Kriterium | EEG-Marktprämie (heute) | CfD-Modell (EEG-2027-Entwurf) |
|---|---|---|
| Mechanik | Einseitig: Staat gleicht die Differenz zwischen anzulegendem Wert und Marktwert aus | Zweiseitig: Ausgleich nach unten plus Rückzahlungspflicht („Refinanzierungsbeitrag“) nach oben |
| Auszahlung | Marktprämie zusätzlich zum Direktvermarktungserlös; wird nie negativ | Liegt der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert, zahlt der Betreiber die Differenz zurück |
| Risiko nach unten | Abgesichert über den anzulegenden Wert | Abgesichert über den Referenzpreis – strukturell ähnlich |
| Chance nach oben | Bleibt beim Betreiber (voller Upside in Hochpreisphasen) | Wird oberhalb des Referenzpreises abgeschöpft |
| Feste Einspeisevergütung | Für kleinere Anlagen weiterhin wählbar | Entfällt für Neuanlagen komplett; Pflicht-Direktvermarktung |
| Status | Geltendes Recht; Beihilfegenehmigung bis 31.12.2026 | Entwurf; geplant ab 2027 (EU-Frist: 17.07.2027) |
Wichtig für die Einordnung: Der deutsche Entwurf sieht keinen „britischen“ CfD mit stündlicher Abrechnung vor, sondern eine Marktprämie mit Refinanzierungsbeitrag: Die vertraute EEG-Ausschreibungslogik bleibt bestehen, wird aber um eine Rückzahlungspflicht ergänzt, wenn der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert liegt. Wirtschaftlich wirkt das wie ein zweiseitiger Differenzvertrag im Sinne der EU-Verordnung.
Was der Referentenentwurf zum EEG 2027 konkret vorsieht
Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) hat am 22. Januar 2026 einen ersten Arbeitsentwurf vorgelegt; der Referentenentwurf mit Stand April 2026 befindet sich in der Ressortabstimmung. Für gewerbliche PV-Investoren sind vier Punkte zentral:
- Ende der festen Einspeisevergütung: Für Neuanlagen soll die Einspeisevergütung als Veräußerungsform komplett entfallen – an ihre Stelle tritt die verpflichtende Direktvermarktung. Nur für Kleinanlagen unter 25 kW ist übergangsweise eine „vorübergehende Marktwertdurchleitung“ vorgesehen, die bis 2029 ausläuft.
- Refinanzierungsbeitrag ab 100 kW: Betreiber von Neuanlagen ab 100 kW installierter Leistung sollen in Jahren, in denen der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert liegt, den Mehrerlös (innerhalb eines Korridors) zurückzahlen – das ist die deutsche Umsetzung der CfD-Pflicht.
- Mehr Pflichten für Betreiber: Anlagen ab 100 kW müssen ihren Förderanspruch aktiv beim Netzbetreiber anmelden und unterliegen neuen Melde- und Zahlungspflichten.
- Zeitplan: Geplant ist das Inkrafttreten zum 1. Januar 2027. Das gilt in der Branche als ambitioniert, denn es fehlen noch Kabinettsbeschluss, Bundestagsvotum (möglicherweise erst im Herbst 2026) und die beihilferechtliche Notifizierung bei der EU-Kommission.
Die Branchenreaktion fällt überwiegend kritisch aus – der Bundesverband Solarwirtschaft sprach mit Blick auf die Pflicht-Direktvermarktung und die fehlende Smart-Meter-Infrastruktur von einem Frontalangriff auf die Energiewende. Änderungen im parlamentarischen Verfahren sind daher wahrscheinlich. Für die Detailanalyse der Reform haben wir einen eigenen Beitrag: EEG-2027-Reform für gewerbliche PV-Investoren.
Bestandsschutz bleibt unangetastet: Anlagen, die vor Inkrafttreten der Novelle in Betrieb genommen wurden, behalten ihren gesetzlichen Vergütungsanspruch für die volle Dauer von 20 Jahren ab Inbetriebnahme. Weder der EEG-2027-Entwurf noch die EU-Verordnung sehen rückwirkende Eingriffe in bestehende Förderansprüche vor. Für laufende Investments ändert sich unmittelbar nichts.
Auswirkungen auf gewerbliche PV-Investoren ab 150 kWp
Für institutionelle und gewerbliche Investoren hat die Umstellung drei Dimensionen: Planung, Rendite und Steuern. Die gute Nachricht vorweg – der wichtigste Werthebel bleibt vollständig erhalten.
1. Planung: Vom gesetzlichen Anspruch zum aktiven Verfahren
Bislang entsteht der Vergütungsanspruch für viele Dachanlagen automatisch mit der Inbetriebnahme. Künftig rücken Ausschreibungslogik, Anmeldung beim Netzbetreiber und Direktvermarktungsvertrag stärker in den Projektstart. Projektentwicklung und Finanzierungsplanung müssen früher beginnen, weil die administrative Vorlaufzeit wächst – und weil der Netzanschluss zur harten Voraussetzung jeder Förderteilnahme wird. In der Praxis scheitern Projekte heute seltener an Technik oder Finanzierung als an fehlenden Netzkapazitäten.
2. Rendite: Abschöpfung begrenzt den Upside, sichert aber den Boden
Der Refinanzierungsbeitrag begrenzt den Mehrertrag in Hochpreisphasen: Steigt der Jahresmarktwert über den anzulegenden Wert, fließt die Differenz zurück. Für Investoren, die bewusst auf Strompreis-Upside über die Merchant-Vermarktung statt EEG setzen, ändert sich die Kalkulationsgrundlage spürbar. Im Gegenzug bleibt die Preisuntergrenze staatlich abgesichert – das reduziert das Downside-Risiko der Cashflow-Planung und kann die Fremdfinanzierung sogar erleichtern.
Einordnung ohne Glaskugel: Wie stark die Abschöpfung die Rendite künftiger Projekte tatsächlich beeinflusst, hängt vom konkreten Referenzpreis und der Strompreisentwicklung ab. Seriös beziffern lässt sich das erst mit dem finalen Gesetzestext – jede Prognose davor ist eine Annahme, keine Zusage. Verlässlich kalkulierbar sind dagegen Projekte, die noch unter dem geltenden EEG in Betrieb gehen.
3. Steuern: IAB, Sonder-AfA und degressive AfA bleiben unberührt
Die EEG-Novelle 2026 ändert nichts an der steuerlichen Behandlung gewerblicher PV-Direktinvestments. Alle relevanten Instrumente knüpfen an die Investition an – nicht an das Vergütungsmodell:
- Investitionsabzugsbetrag (IAB, § 7g EStG): bis zu 50 % der geplanten Investitionskosten bereits vor der Anschaffung steuerlich abziehen
- Sonder-AfA: zusätzlich bis zu 40 % in den ersten fünf Jahren
- Degressive AfA: 15 % pro Jahr auf die Anlage
- Ergebnis: projektabhängig rund 6–8 % Rendite – die steuerliche Hebelwirkung kommt on top
Gerade der IAB bleibt einer der effektivsten legalen Hebel für Gewerbetreibende mit hoher Steuerlast – unabhängig davon, ob die Anlage unter EEG-Marktprämie oder künftig unter CfD-Logik läuft. Details dazu im Ratgeber Photovoltaik & Steuern.
Netzpaket und AgNeS: Die zweite Baustelle neben der Förderung
Parallel zur EEG-Novelle arbeitet die Bundesregierung an zwei weiteren Reformen, die für PV-Investoren mindestens ebenso relevant sind:
Das Netzpaket des BMWE (Referentenentwurf vom Januar 2026) soll Netzanschlussverfahren digitalisieren und transparenter machen. Kernpunkte: Abkehr vom „Windhundprinzip“ (Anträge werden nicht mehr rein nach Eingangsreihenfolge abgearbeitet), kapazitätslimitierte Netzgebiete und ein Redispatch-Vorbehalt, bei dem Betreiber in Engpassgebieten auf Entschädigungen verzichten müssen, um schneller angeschlossen zu werden. Für Investoren heißt das: Der frühzeitig gesicherte Netzanschlusspunkt wird noch wertvoller – er ist künftig Voraussetzung für Förderung und Wirtschaftlichkeit.
Die AgNeS-Netzentgeltreform der Bundesnetzagentur (Festlegungsverfahren „Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“) sieht nach dem Zwischenstand vom Mai 2026 vor, dass Einspeiser erstmals an den Netzkosten beteiligt werden – über ein begrenztes jährliches Leistungsentgelt von zunächst rund 4–7 € pro Kilowatt. Wichtig: Bestandsanlagen sollen für 20 Jahre ab Inbetriebnahme ausgenommen bleiben, und das neue System soll erst zum 1. Januar 2029 in Kraft treten. Die förmliche Konsultation beginnt im Sommer 2026.
Bestandsanlage vs. Neuanlage: Was künftig gilt
Wer bereits investiert hat oder noch 2026 in Betrieb nimmt, spielt in einer anderen Liga als Projekte ab 2027. Der Überblick nach aktuellem Stand (geltendes Recht plus Referentenentwurf):
| Kriterium | Bestandsanlage (EEG heute) | Neuanlage (ab EEG 2027, Entwurf) |
|---|---|---|
| Fördersicherheit | Fester Anspruch für 20 Jahre ab Inbetriebnahme | Referenzpreis-Logik mit Rückzahlungspflicht nach oben |
| Preischance nach oben | Upside in der Direktvermarktung möglich | Abschöpfung oberhalb des anzulegenden Werts |
| Vergütungsform | Einspeisevergütung oder geförderte Direktvermarktung | Pflicht-Direktvermarktung, keine feste Einspeisevergütung |
| Netzentgelte (AgNeS) | 20 Jahre ab Inbetriebnahme ausgenommen (geplant) | Einspeiser-Leistungsentgelt ab 2029 (geplant) |
| Steuerliche Behandlung | IAB + Sonder-AfA + degressive AfA | Unverändert: IAB + Sonder-AfA + degressive AfA |
| Planungsaufwand | Geringer (gesetzlicher Anspruch) | Höher (Anmeldung, Direktvermarktung, Meldepflichten) |
Daraus ergibt sich der vielleicht wichtigste praktische Punkt des Jahres: Der 31. Dezember 2026 ist der Stichtag, bis zu dem Neuanlagen nach heutigem Stand noch unter das bestehende EEG-Regime mit seiner 20-Jahres-Systematik fallen. Warum das so ist und was das für laufende Projekte bedeutet, haben wir hier vertieft: CfD-Pflicht 2027: Warum der 31.12.2026 der Investitionsstichtag ist. Die aktuellen Vergütungssätze finden Sie stets aktuell unter Aktuelle EEG-Sätze & Marktdaten.
Fazit
Die EEG-Novelle 2026 ist kein Grund zur Panik, aber ein klarer Auftrag zur frühen Planung. Beschlossen ist bislang nur der EU-Rahmen: Ab dem 17. Juli 2027 müssen neue Förderverträge als zweiseitige Differenzverträge oder gleichwertige Systeme ausgestaltet sein. Die deutsche Umsetzung – Marktprämie mit Refinanzierungsbeitrag ab 100 kW, Ende der festen Einspeisevergütung, Pflicht-Direktvermarktung – liegt als Referentenentwurf vor und kann sich im Bundestagsverfahren noch ändern. Für Bestandsanlagen ändert sich nichts; für Neuprojekte gilt: Netzanschluss früh sichern, IAB-Strategie für 2026 mit dem Steuerberater abstimmen und Projekte, die noch unter dem geltenden EEG realisierbar sind, konsequent priorisieren.
Ihr PV-Investment unter der EEG-Novelle 2026 – individuell durchgerechnet
Wie sich CfD-Logik, Netzpaket und Steueroptimierung auf Ihr konkretes Projekt auswirken, analysieren wir projektspezifisch – für gewerbliche Investoren ab 150 kWp.
Weiterführend: Photovoltaik-Investment: Der große Leitfaden · EEG-2027-Reform für gewerbliche PV-Investoren · Aktuelle EEG-Sätze & Marktdaten · Merchant-Vermarktung vs. EEG
Häufige Fragen zur EEG-Novelle 2026 und zu Contracts for Difference
Gilt die EEG-Novelle 2026 auch für meine bestehende PV-Anlage?
Nein. Anlagen, die bereits in Betrieb genommen wurden und eine EEG-Vergütung erhalten, behalten ihren gesetzlichen Anspruch für die volle Dauer von 20 Jahren ab Inbetriebnahme. Weder der Referentenentwurf zum EEG 2027 noch die EU-Strommarktverordnung sehen rückwirkende Eingriffe in bestehende Förderansprüche vor – die CfD-Logik gilt ausschließlich für Neuanlagen, die nach Inkrafttreten der Novelle unter das neue Regime fallen. Auch die geplante AgNeS-Netzentgeltreform nimmt Bestandsanlagen nach aktuellem Stand für 20 Jahre ab Inbetriebnahme aus. Für laufende Investments ändert sich also unmittelbar nichts an Vergütung, Laufzeit oder Cashflow-Planung.
Kommt das CfD-Modell wirklich 2027?
Sehr wahrscheinlich ja – in welcher exakten Ausgestaltung, ist aber offen. Verbindlich ist bislang nur der EU-Rahmen: Die Verordnung (EU) 2024/1747 schreibt vor, dass neue staatliche Preisstützungsverträge für PV, Wind, Geothermie und Wasserkraft ab dem 17. Juli 2027 als zweiseitige Differenzverträge oder gleichwertige Systeme ausgestaltet sein müssen. Zusätzlich läuft die Beihilfegenehmigung des heutigen EEG zum 31.12.2026 aus – Deutschland steht also unter doppeltem Zeitdruck. Der deutsche Referentenentwurf (Stand April 2026) plant das Inkrafttreten zum 1. Januar 2027; ob dieser Termin hält, hängt von Kabinett, Bundestag (möglicherweise erst Herbst 2026) und EU-Notifizierung ab.
Warum ist der 31. Dezember 2026 ein wichtiger Stichtag für PV-Investoren?
Aus zwei Gründen. Erstens läuft die EU-beihilferechtliche Genehmigung des aktuellen EEG-Fördersystems zum 31.12.2026 aus – das heutige Regime kann danach nicht einfach unverändert weiterlaufen. Zweitens soll die EEG-Novelle nach dem Referentenentwurf zum 1. Januar 2027 in Kraft treten. Anlagen, die noch unter dem geltenden EEG in Betrieb gehen, sichern sich nach heutigem Stand die vertraute 20-Jahres-Systematik ohne Rückzahlungspflicht – spätere Projekte fallen voraussichtlich unter die CfD-Logik mit Abschöpfung. Wer ein konkretes Projekt in der Pipeline hat, sollte den Inbetriebnahme-Zeitplan deshalb aktiv auf dieses Zeitfenster hin steuern und Puffer für Netzanschluss und Lieferzeiten einplanen.
Was passiert, wenn der Strompreis dauerhaft über dem Referenzpreis liegt?
Dann greift die Abschöpfung (Clawback): Erlöse oberhalb des Referenzpreises – im deutschen Entwurf: oberhalb des anzulegenden Werts – werden über den Refinanzierungsbeitrag zurückgeführt. Der Betreiber erhält damit effektiv den Referenzpreis als Obergrenze seiner geförderten Erlöse. Das begrenzt die Rendite im Hochpreisszenario spürbar, schützt aber spiegelbildlich im Niedrigpreisszenario, weil der Staat dann die Differenz nach oben ausgleicht. Für die Investitionsrechnung bedeutet das: Der Cashflow wird planbarer und weniger volatil, dafür entfällt die Chance auf außerordentliche Gewinne in Preisspitzen – ein Tausch von Upside gegen Stabilität.
Können IAB und Sonder-AfA auch bei CfD-Projekten genutzt werden?
Ja. Die steuerlichen Instrumente – Investitionsabzugsbetrag (§ 7g EStG) mit bis zu 50 % der Investitionskosten, Sonder-AfA mit bis zu 40 % in den ersten fünf Jahren und die degressive AfA mit 15 % pro Jahr – knüpfen an die Investition in die Anlage an, nicht an die Art der Vergütung. Sie gelten daher unabhängig davon, ob die Anlage unter EEG-Marktprämie, künftiger CfD-Logik oder in der förderfreien Merchant-Vermarktung läuft. Die EEG-Novelle 2026 ändert an dieser steuerlichen Behandlung nichts. Wichtig bleibt die individuelle Abstimmung mit dem Steuerberater, insbesondere zur zeitlichen Planung des IAB im richtigen Wirtschaftsjahr.
Ab welcher Anlagengröße greift das neue CfD-Modell?
Nach dem Referentenentwurf zum EEG 2027 soll der Refinanzierungsbeitrag – also die zweiseitige CfD-Logik mit Rückzahlungspflicht – für Neuanlagen ab 100 kW installierter Leistung gelten. Gewerbliche Investments ab 150 kWp wären damit vollständig erfasst. Für Kleinanlagen unter 25 kW sieht der Entwurf keine Marktprämienförderung mehr vor, sondern nur eine übergangsweise Marktwertdurchleitung bis 2029. Wichtig: Diese Schwellenwerte stammen aus dem Entwurf und können sich im parlamentarischen Verfahren noch ändern – eine rechtssichere Auskunft ist erst mit dem final beschlossenen Gesetzestext möglich, voraussichtlich im Herbst 2026.
Wie viel Vorlaufzeit braucht ein gewerbliches PV-Projekt unter den neuen Regeln?
Deutlich mehr als früher. Zur klassischen Projektentwicklung – Dach- oder Flächensicherung, Statik, Genehmigung, Finanzierung – kommen künftig die aktive Anmeldung des Förderanspruchs beim Netzbetreiber, der Direktvermarktungsvertrag und gegebenenfalls die Teilnahme an Ausschreibungsrunden hinzu. Der kritischste Pfad ist in der Praxis fast immer der Netzanschluss: Ohne gesicherten Anschlusspunkt gibt es weder Förderung noch Inbetriebnahme, und die Bearbeitungszeiten der Netzbetreiber sind vielerorts lang. Realistisch sollten Investoren je nach Projektgröße und Netzsituation mit 12 bis 24 Monaten Gesamtvorlauf rechnen und den Netzanschlussantrag an den Projektanfang stellen – nicht ans Ende.
Ändert die EEG-Novelle 2026 etwas an Dachpachtverträgen?
Nein. Dachpachtverträge sind privatrechtliche Vereinbarungen zwischen Anlageneigentümer und Dacheigentümer – die EEG-Novelle regelt dagegen ausschließlich das Förder- und Vergütungssystem, also die öffentlich-rechtliche Ebene. Bestehende Pachtverträge mit Laufzeiten von beispielsweise 20 bis 40 Jahren bleiben unberührt und sichern Investoren die Flächennutzung auch über den Förderzeitraum hinaus. Relevant wird die Novelle für Pachtmodelle nur indirekt: Wer neue Pachtverträge verhandelt, sollte die künftige Erlösstruktur (Referenzpreis statt Upside-Chance) in der Pachtkalkulation berücksichtigen und Anpassungsklauseln für regulatorische Änderungen vereinbaren.
Was ist das AgNeS-Verfahren und warum ist es für PV-Investoren relevant?
AgNeS steht für „Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“ – ein laufendes Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur zur grundlegenden Reform der Netzentgelte. Nach dem Zwischenstand vom Mai 2026 sollen Einspeiser, die bisher keine Netzentgelte zahlen, erstmals an den Netzkosten beteiligt werden: über ein begrenztes jährliches Leistungsentgelt von zunächst rund 4 bis 7 Euro pro Kilowatt installierter Leistung. Bestandsanlagen sollen für 20 Jahre ab Inbetriebnahme ausgenommen bleiben; das neue System soll zum 1. Januar 2029 in Kraft treten. Für die langfristige Wirtschaftlichkeitsrechnung neuer Projekte ab 2029 gehört diese Position deshalb schon heute als Kostenannahme ins Modell.
Lohnt sich ein PV-Direktinvestment noch, wenn CfD den Upside begrenzt?
Ja – mit angepasster Erwartung. Das CfD-Modell tauscht die Chance auf außerordentliche Erlöse in Hochpreisphasen gegen eine stabilere Preisuntergrenze: Der Cashflow wird planbarer, was gerade fremdfinanzierten Projekten und konservativen Investoren entgegenkommt. Die entscheidenden Werthebel des gewerblichen PV-Direktinvestments bleiben ohnehin unberührt: IAB, Sonder-AfA und degressive AfA wirken unabhängig vom Vergütungsmodell, und projektabhängig sind weiterhin rund 6–8 % Rendite realistisch. Zusätzlich gilt: Wer noch unter dem geltenden EEG in Betrieb nimmt, sichert sich das heutige Regime für 20 Jahre. Grundlage jeder Entscheidung bleibt die projektspezifische Wirtschaftlichkeitsberechnung.
Über den Autor: Markus Schebitz ist Geschäftsführer der SunShine Sales GmbH und seit über 15 Jahren in der gewerblichen Photovoltaik tätig – verantwortlich für über 200 realisierte Solaranlagen. Alle Angaben nach bestem Wissen, Stand Juli 2026 – keine Steuer- oder Anlageberatung. Mehr erfahren
