EEG 2027: Alternativen zur CfD-Förderung für Wind und Photovoltaik

Wer heute eine große Wind- oder Solaranlage plant, muss nicht nur klären, wie sie finanziert wird, sondern auch, wie der Strom später verkauft wird. Neben der Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz gibt es dafür einen zweiten Weg: einen langfristigen Stromabnahmevertrag mit einem Unternehmen, im Fachjargon Power Purchase Agreement oder kurz PPA. Der Entwurf der Bundesregierung für das EEG 2027 verändert die Regeln für genau diese Kombination aus Förderung und Vertrag. Eine Kurzstudie des Beratungsunternehmens enervis im Auftrag des Landesverbands Erneuerbare Energien NRW (LEE NRW) hat diese Regeln geprüft und benennt konkrete Alternativen 1.

Dieser Text beantwortet eine konkrete Aufgabe: Wer eine geförderte Wind- oder Solaranlage betreibt, plant oder finanziert und darüber nachdenkt, den Strom ganz oder teilweise per PPA zu verkaufen, will wissen, was der EEG-2027-Entwurf daran ändert und welche Alternativen realistisch sind. Die Antwort gliedert sich in drei Teile. Erstens, was das neue Fördermodell ist und wo genau es klemmt. Zweitens, welche Alternativen die Studie vorschlägt. Drittens, nach welchen Kriterien sich zwischen Förderung und PPA entscheiden lässt.

Kurzantwort

Der Kern des Streits ist ein Wechselproblem. Im noch geltenden EEG 2023 können Betreiber geförderter Anlagen grundsätzlich monatlich zwischen der geförderten Direktvermarktung und einer ungeförderten Vermarktung, etwa über einen PPA, wechseln und später wieder in die Förderung zurückkehren 3. Der EEG-2027-Entwurf ersetzt die bisherige Marktprämie für große Anlagen durch zweiseitige Contracts for Difference (CfD) und verknüpft einen Wechsel in die PPA-Vermarktung mit einer Erlösabschöpfung, die sich am Jahresmarktwert statt am tatsächlich vereinbarten PPA-Preis orientiert 1, 3.

Die Studie benennt drei Alternativen, die Betreibern mehr Spielraum lassen sollen: eine parallele Kombination von CfD und PPA mit Ausschreibungsbonus, einen einmaligen Wechsel vom CfD in den PPA ohne Abschöpfung sowie einen mehrfachen Wechsel mit Abschöpfung auf Basis des individuellen PPA-Preises. Für Onsite-PPAs, also Direktlieferungen ohne Nutzung des öffentlichen Netzes, empfiehlt sie eine generelle Ausnahme von der Abschöpfung 3. Der Regierungsentwurf sieht diese Ausnahme bereits vor, sie ist nach Einschätzung des LEE NRW aber noch nicht rechtssicher ausgestaltet 2.

Was sich im EEG 2027 ändert

Für große Wind- und Solaranlagen soll die geförderte Direktvermarktung künftig nicht mehr über die gleitende Marktprämie laufen, sondern über zweiseitige Contracts for Difference. Der Mechanismus lässt sich als Ausgleichsrechnung beschreiben: In einer Ausschreibung erhält eine Anlage einen Förderwert. Liegt der tatsächliche Erlös einer Kilowattstunde unter diesem Wert, erstattet der Staat dem Betreiber die Differenz. Liegt der Erlös darüber, muss der Betreiber seinerseits die Differenz abführen 1.

Dieser zweite, rückzahlende Teil ist die Erlösabschöpfung, die in der Fachliteratur auch als Refinanzierungsbeitrag bezeichnet wird 3, 4. Sie ist der eigentliche Streitpunkt, denn sie entscheidet darüber, ob ein PPA für einen Betreiber noch attraktiv ist.

Ein PPA funktioniert im Kern so: Ein Unternehmen kauft den Strom einer bestimmten Anlage über mehrere Jahre zu einem vorab vereinbarten Preis. Damit bekommt es Planbarkeit bei den Stromkosten, während der Betreiber eine sichere Abnahme und privates Kapital für das Projekt erhält 2. Je nachdem, ob der Strom durch das öffentliche Netz fließt oder über eine Direktleitung direkt zum Kunden gelangt, unterscheidet man Offsite- und Onsite-PPAs. Bei einem Onsite-PPA entfallen Netzentgelte und weitere Stromnebenkosten, weil das öffentliche Netz nicht genutzt wird; dafür entstehen Kosten für die Direktleitung und eine enge Bindung an den einen Abnehmer 2.

Der Regierungsentwurf für das EEG 2027 lässt für die Kombination von Förderung und PPA zwei Wege zu. Ein einmaliger Ausstieg ist möglich: Der Betreiber teilt dem Netzbetreiber den Wechsel mit, er gilt ab dem folgenden Kalenderjahr und ist einmal innerhalb der ersten zehn Betriebsjahre zulässig (§ 20b EEG-E). Danach entfällt sowohl die Förderung als auch die Abschöpfung. Wer diesen Weg wählt, verliert aber dauerhaft die Möglichkeit, in die staatliche Absicherung zurückzukehren 3. Daneben bleibt das Recht bestehen, während der EEG-Laufzeit in die sonstige Direktvermarktung zu wechseln (§ 21a/c EEG-E). Die Abschöpfung läuft dann jedoch weiter, und zwar auf Basis des Jahresmarktwerts und des anzulegenden Werts 3.

photovoltaik praxis – Illustration 2

Das Kernproblem: Abschöpfung nach Jahresmarktwert

Aus dieser Konstruktion ergibt sich der Vorwurf, den der LEE NRW erhebt. Wer vom CfD in einen Offsite-PPA wechselt, erhält in dieser Zeit keine Förderung, bleibt aber der Abschöpfung unterworfen. Entscheidend ist, dass sich die Abschöpfung nicht nach dem im PPA vereinbarten Preis richtet, sondern nach dem Jahresmarktwert. Liegt dieser über dem PPA-Preis, kann eine Abschöpfung anfallen, obwohl der entsprechende Mehrerlös aus dem PPA gar nicht erzielt wurde 1, 2.

Der LEE NRW formuliert die Konsequenz als Dilemma. Geschäftsführer Christian Vossler wird in der Pressemitteilung des Verbands so zitiert: „Der Regierungsentwurf stellt Betreiber damit vor eine schlechte Wahl: Entweder sie vermarkten ihren Strom über einen PPA und bleiben trotzdem der staatlichen Erlösabschöpfung unterworfen – oder sie entgehen der Abschöpfung, verlieren dafür aber dauerhaft die Absicherung durch das EEG. Das erhöht Risiken und schwächt ausgerechnet die marktliche Finanzierung erneuerbarer Energien, die wir eigentlich stärken wollen.“ 1

Dahinter steht ein finanzierungsnahes Argument, nicht nur ein branchenpolitisches. Im geltenden EEG dient die Förderung als Rückfalloption: Endet ein PPA vorzeitig oder fällt der Abnehmer aus, kann der Betreiber in die geförderte Direktvermarktung zurückwechseln. Genau diese Fallback-Option begrenzt nach Einschätzung der Studie Erlös- und Kontrahentenrisiken und ist damit für die Finanzierung von PPA-Projekten relevant, vor allem für Banken 2, 3. Der Entwurf schwächt diese Option ab.

Was die Studie untersucht hat

Die enervis-Studie trägt den Titel „EEG 2027: Kombinationsmöglichkeiten von CfD und (Onsite-) PPAs“ und wurde im September 2026 veröffentlicht. Sie bewertet verschiedene Kombinationen anhand von sechs Kriterien: Erlösrisiko, Kontrahentenrisiko, Mehrerlöschancen, Risikoadäquanz, Verteilungsgerechtigkeit und Umsetzbarkeit 3. Das ist deshalb erwähnenswert, weil die Alternativen nicht aus einem einzelnen Ziel abgeleitet werden, sondern aus einer Abwägung zwischen Betreiberinteressen, gesellschaftlicher Entlastung und administrativem Aufwand.

Konkret hat die Studie einen Optionenraum aufgespannt: einmaliger oder mehrfacher Wechsel zwischen CfD und PPA, mit oder ohne feste Wechselintervalle, mit oder ohne Abschöpfung, und bei der Abschöpfung wiederum verschiedene Bezugsgrößen wie Jahresmarktwert, individueller PPA-Preis oder ein fixer Preisdeckel. Hinzu kommen Kombinationsoptionen, etwa ob eine Anlage komplett oder nur anteilig über einen PPA vermarktet wird und in welcher Reihenfolge PPA und CfD genutzt werden 3.

Aus diesen Bausteinen filtert die Studie drei Empfehlungen heraus. Sie betont dabei, dass es nicht nur die Wahl zwischen dem Regierungsentwurf und einem vollständigen Verzicht auf die Abschöpfung gebe. enervis-Mitautor Fritz Halla wird so zitiert: „Es gibt nicht nur die Wahl zwischen dem jetzigen Regierungsentwurf und einem vollständigen Verzicht auf die Abschöpfung. Unsere Untersuchung zeigt verschiedene Möglichkeiten, wie sich Investitionssicherheit und PPA-Vermarktung miteinander verbinden lassen.“ 1

Drei Alternativen aus der Studie

Option 1: Parallele Kombination von CfD und PPA

Die erste Alternative teilt die Anlage auf. Ein Teil der Leistung wird dauerhaft über den CfD abgesichert, ein anderer Teil dauerhaft über einen PPA vermarktet. Für den PPA-Anteil fällt keine Abschöpfung an. Ein Bonus im Ausschreibungsverfahren soll einen zusätzlichen Anreiz setzen, einen Teil der Anlage über einen PPA zu vermarkten 2, 3.

Die Studie bewertet die parallele Kombination als vorteilhafteste Kombinationsoption. Sie verbindet eine dauerhafte Basisabsicherung über den CfD mit anteiliger PPA-Vermarktung und begrenzt so Erlös- und Kontrahentenrisiken. Der Preis dafür ist Komplexität: Die Zuordnung von Strommengen und Leistung zu CfD und PPA sowie die Anlagensteuerung werden anspruchsvoller 3.

Option 2: Einmaliger Wechsel ohne Abschöpfung

Die zweite Alternative ist die einfachste. Eine Anlage startet im CfD und darf einmalig, zu einem zeitlich frei wählbaren Zeitpunkt, in einen PPA wechseln. Für den PPA-Anteil fällt keine Abschöpfung an, ein Ausschreibungsbonus ist nicht vorgesehen 3.

Die Studie sieht hier Mehrerlöschance und Risiko in einem angemessenen Verhältnis. Der Haken: Diese Lösung sichert nur die PPA-Abnehmer gegen vorab nicht erwartete hohe Strompreise ab, nicht die Allgemeinheit der Stromverbraucher. Zudem bleibt ein Rest an Erlös- und Kontrahentenrisiko bestehen, weil nach dem Wechsel keine Rückkehr in den CfD und kein Wechsel des PPA-Abnehmers mehr möglich ist 3.

Option 3: Mehrfacher Wechsel mit Abschöpfung auf PPA-Preis

Die dritte Alternative erlaubt mehrfache Wechsel zwischen CfD und PPA und verlangt dafür eine Abschöpfung. Der Unterschied zum Entwurf liegt in der Bezugsgröße: Die Abschöpfung bemisst sich am individuell vereinbarten PPA-Preis statt am Jahresmarktwert 3.

Das adressiert das zentrale Problem des Entwurfs direkt. Eine Abschöpfung am tatsächlichen PPA-Preis erfasst reale PPA-Mehrerlöse und vermeidet das Risiko, dass Betreiber Abschöpfungszahlungen auf Erlöse leisten, die sie wegen eines niedrigeren PPA-Preises gar nicht erzielt haben 2, 3. Die Studie bewertet diese anteilige Abschöpfung am PPA-Preis als vorteilhafteste Abschöpfungsoption. Halte man am Jahresmarktwert fest, solle die Abschöpfung zumindest nachträglich bei Rückkehr in den CfD erfolgen, um das Verlustrisiko für Betreiber zu senken 3.

Sonderfall Onsite-PPA

Für Onsite-PPAs empfiehlt die Studie unabhängig vom gewählten Modell eine generelle Ausnahme von der Abschöpfung für Strom, der nicht in das öffentliche Netz eingespeist wird 3. Diese Projekte tragen ein höheres Erlös- und Kontrahentenrisiko: Die Direktleitung verursacht höhere Kosten und längere Abschreibungszeiten, der Anschluss an das öffentliche Netz läuft oft über den Netzverknüpfungspunkt des Abnehmers, und fällt dieser aus, ist ein Wechsel zu einem neuen Kunden schwieriger als bei einem Offsite-PPA 2, 3.

Der Regierungsentwurf sieht die Ausnahme für Onsite-PPAs laut der zitierten Rechtslage bereits vor, und der LEE NRW begrüßt das ausdrücklich. Er fordert aber, die Regelung im weiteren Gesetzgebungsverfahren zu erhalten und rechtssicher auszugestalten 2. Der heikle Punkt ist der regulatorische Status der Direktleitung: Wird eine Direktlieferstruktur als reguliertes Netz eingestuft, kann die Ausnahme von der Abschöpfung gefährdet sein 2, 3. Die Wirtschaftlichkeit von Onsite-PPAs hängt deshalb wesentlich daran, dass direkt gelieferte Strommengen ohne Einspeisung ins öffentliche oder regulierte Netz von der Abschöpfung ausgenommen bleiben 2.

Einordnung: Die Rechtslage ist nicht eindeutig

Die Studie des LEE NRW ist eine Interessenäußerung eines Branchenverbands, keine neutrale Rechtsprüfung. Für die Einordnung lohnt ein Blick auf die Stiftung Umweltenergierecht, die sich in ihrem wöchentlichen Reform-Update zum EEG 2027 im Juni 2026 mit den Wechselwirkungen von CfD und PPA befasst hat. Ihr Fazit fällt nüchterner aus: Das CfD-Design müsse EU-rechtlich PPA-nutzende Projekte zulassen, im Entwurf des EEG 2027 sei jedoch kein offensichtlicher Verstoß erkennbar. Zugleich weist die Stiftung darauf hin, dass trotz der geplanten Einführung des Refinanzierungsbeitrags wegen dessen abstrakter Berechnung individuelle Spielräume für eine optimierte Vermarktung, etwa über einen PPA, verbleiben könnten 4.

Auch die EU-rechtliche Rahmung ist Teil des Arguments. Die Europäische Union verankert PPAs in der Elektrizitätsbinnenmarkt-Verordnung und versteht CfDs als ergänzendes Förderinstrument, das private Investitionen absichert, ohne PPAs als kommerzielle Verträge zu verdrängen 3. Die Studie verweist dafür auf die Verordnung (EU) 2024/1747 und die Empfehlung (EU) 2026/917 3. Der LEE NRW argumentiert, der Entwurf gerate zu diesem Ziel in ein Spannungsverhältnis 2. Die EU knüpft die Förderung von PPAs dabei an die Bedingung, grenzüberschreitenden Handel, Wettbewerb und Marktliquidität zu erhalten 3. Auch der Koalitionsvertrag von CDU/CSU und SPD formuliert auf Seite 31: „Die Möglichkeit der physikalischen Direktversorgung der Industrie weiten wir räumlich aus.“ 3 Ob das zutrifft, ist rechtlich offen, und genau diese Offenheit ist für Betreiber relevant: Die geltenden Regeln sind noch nicht beschlossen, Änderungen im parlamentarischen Verfahren sind möglich 3.

Was Betreiber daraus ableiten können

Für die Praxis lassen sich aus der Studie Entscheidungskriterien ableiten, ohne dass man die Politik abwarten müsste.

Erstens die Frage der Absicherung. Wer auf die Rückkehr in die Förderung angewiesen ist, weil ein Abnehmer ausfallen könnte, sollte den einmaligen Ausstieg nach § 20b EEG-E skeptisch sehen. Er ist unwiderruflich und kappt die Fallback-Option, die nach Einschätzung der Studie für Banken bei der Finanzierung bislang wichtig war 3.

Zweitens die Bezugsgröße der Abschöpfung. Liegt der eigene PPA-Preis unter dem Jahresmarktwert, kann eine Abschöpfung nach Jahresmarktwert Erlöse treffen, die gar nicht erzielt wurden. Genau diesen Fall will die Studie mit der Abschöpfung auf den individuellen PPA-Preis vermeiden 3. Wer einen PPA mit einem Preis deutlich unter dem erwarteten Marktniveau plant, hat von den drei Alternativen am meisten an Option 3.

Drittens die Onsite-Frage. Wer eine Direktleitung zu einem Industrieabnehmer baut, sollte vorab klären, wie die Lieferstruktur regulatorisch eingestuft wird, ob als Kundenanlage nach § 3 Nr. 65 EnWG oder als Direktleitung nach § 3 Nr. 27 EnWG. Die Studie weist darauf hin, dass die Kundenanlage als Umsetzungsmodell nach einem EuGH-Urteil vom 28. November 2024 nur noch in sehr begrenzten Fällen anwendbar ist und Bestandsschutz nur übergangsweise bis Ende 2028 besteht 3. Der Netzstatus entscheidet letztlich darüber, ob die Onsite-Ausnahme von der Abschöpfung greift.

Viertens die Ausschreibung. Die parallele Kombination aus Option 1 hängt an einem Ausschreibungsbonus, den es bislang nicht gibt. Solange er nicht im Gesetz steht, bleibt diese Option für Neuanlagen theoretisch. Wer heute eine Ausschreibung vorbereitet, kann die parallele Aufteilung daher noch nicht als gesichert einplanen 3.

Die Haltung der übrigen Verbände zeigt, dass der Entwurf auch innerhalb der Branche unterschiedlich bewertet wird. Der Bundesverband Windenergie fordert beliebig wiederholbare PPA-Phasen von mindestens vier Jahren ohne Marktprämie und Abschöpfung, während BEE und BSW-Solar flexible Wechsel mit Abschöpfung anhand tatsächlicher PPA-Erlöse vorschlagen. Ein einheitlicher Verbandskonsens besteht nicht 3. Für Betreiber heißt das: Die Positionen sind noch in Bewegung, und die eigene Planung sollte mit Szenarien statt mit einer festen Annahme arbeiten.

Worauf es jetzt ankommt

Entschieden ist noch nichts. Der Regierungsentwurf liegt vor, aber das parlamentarische Gesetzgebungsverfahren steht aus, und der LEE NRW hat seine Forderungen als Input dafür formuliert, nicht als Ergebnis 2, 3. Für Betreiber und Projektentwickler ist deshalb die entscheidende Frage nicht, welche Variante am Ende Gesetz wird, sondern welche Annahmen sie jetzt in Kalkulation und Finanzierung festschreiben.

Konkret heißt das: Wer eine geförderte Anlage plant und einen PPA in Betracht zieht, sollte die Rückkehrmöglichkeit, die Bezugsgröße der Abschöpfung und den regulatorischen Status einer Direktleitung als drei veränderliche Größen behandeln, nicht als gegebene. Die Studie liefert dafür drei belastbare Alternativen und sechs Kriterien, an denen sich eine eigene Bewertung festmachen lässt 3. Die Frage, ob der Entwurf EU-rechtlich hält und welche der Varianten sich im Verfahren durchsetzt, bleibt offen, bis der Gesetzgeber entschieden hat 4.

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Worauf du achten solltest: konkrete Verfügbarkeit, nachvollziehbare Kosten, offene Einschränkungen, Sicherheits- oder Datenschutzfolgen und belastbare Quellen statt bloßer Ankündigungen.

Häufige Fragen

Was beantwortet dieser Beitrag zu EEG 2027: Alternativen zur CfD-Förderung für Wind und Photovoltaik?

Er ordnet die genannten Quellen ein und übersetzt sie in Prüfpunkte für die eigene Entscheidung. Er ersetzt keine individuelle Planung, Beratung oder Wirtschaftlichkeitsrechnung.

Welche Angaben sollte ich vor einer Entscheidung selbst prüfen?

Entscheidend sind die eigenen Verbrauchs- und Nutzungsdaten, Kosten, technische Voraussetzungen und die aktuell geltenden Regeln. Die Quellen am Ende zeigen, welche Aussagen aus der Meldung stammen und wo die Grenzen der Einordnung liegen.

Sind die genannten Zahlen auf jeden Haushalt übertragbar?

Nein. Umfrage- und Marktwerte beschreiben Gruppen oder Zeitpunkte. Ob eine Maßnahme im Einzelfall passt, hängt von den konkreten Voraussetzungen vor Ort ab.

Grenzen der Einordnung

Die zitierten Daten beschreiben eine Erhebung beziehungsweise einen allgemeinen Markt- oder Regelungsstand. Sie ersetzen weder eine technische Prüfung noch eine individuelle Kostenrechnung. Änderungen bei Preisen, Förderung, Netzentgelten oder Vorgaben können das Ergebnis beeinflussen; daher sollten Leserinnen und Leser die Primärquellen vor einer konkreten Entscheidung erneut prüfen.

Transparenzhinweis

Dieser Beitrag wurde mit Unterstützung künstlicher Intelligenz erstellt und automatisiert auf Quellen, Fakten und Qualitätskriterien geprüft.

Quellen

[1] pv magazine Deutschland, „Studie benennt Alternativen zum geplanten EEG-Modell für CfD-Förderung von Windkraft und Photovoltaik“, Jochen Siemer, 10. September 2026

[2] Landesverband Erneuerbare Energien NRW (LEE NRW), „Enervis-Studie des LEE NRW: PPAs fördern, nicht ausbremsen“, Pressemitteilung, 10. September 2026

[3] enervis energy advisors, „EEG 2027: Kombinationsmöglichkeiten von CfD und (Onsite-) PPAs“, Kurzstudie im Auftrag des LEE NRW, September 2026

[4] Stiftung Umweltenergierecht, „Reform-Update zum EEG 2027 und Netzpaket: Wechselwirkungen von CfD und PPA“, 10. Juni 2026