EEG 2027: Was der Refinanzierungsbeitrag für ein Solarpark-Direktinvestment bedeutet

Seit dem 7. September 2026 liegt der Regierungsentwurf des EEG 2027 dem Bundestag vor. Für Anleger, die einen Solarpark als Direktinvestment betreiben oder gerade prüfen, ist ein Punkt wichtiger als alle anderen: Die Förderung wird für neue Anlagen zweiseitig. Was das im Alltag eines Betriebs bedeutet, welche Projekte es betrifft und was in der Renditerechnung anders wird, zeigt dieser Beitrag anhand des Gesetzestextes und mit einem eigenen Rückblick auf die vergangenen sieben Jahre.

Was ändert sich an der Marktprämie ab 2027?

Die Richtung der Zahlung. Bisher ist die Marktprämie eine Einbahnstraße: Der Netzbetreiber zahlt die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert, im Regelfall dem Zuschlagswert aus der Ausschreibung, und dem Marktwert Solar. Fällt der Marktwert unter den anzulegenden Wert, fließt Geld; steigt er darüber, wird die Prämie null, und der Betreiber behält den vollen Börsenerlös. Der Entwurf ergänzt diese Regel in §21d um die Gegenrichtung: Für jedes Kalenderjahr, in dem der Jahresmarktwert Solar über dem anzulegenden Wert liegt, zahlt der Betreiber für jede eingespeiste Kilowattstunde die Differenz als Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber. Anlage 1 fasst beides in zwei Zeilen: Marktprämie gleich anzulegender Wert minus Jahresmarktwert, Refinanzierungsbeitrag gleich Jahresmarktwert minus anzulegender Wert, jeweils mit null als Untergrenze.

Drei Details entscheiden über die Wirkung. Erstens der Maßstab: Gerechnet wird mit dem Jahresmarktwert Solar, dem mengengewichteten Börsenerlös aller deutschen Solaranlagen im Kalenderjahr, den die Übertragungsnetzbetreiber nach Jahresende veröffentlichen. Nicht mit dem Erlös der einzelnen Anlage. Ein Park, dessen Tagesprofil mehr erlöst als der Durchschnitt, behält diesen Vorsprung in beiden Richtungen; wie das Profil zustande kommt, zeigt Süd, Ost-West oder vertikal: Welche Auslegung eines Solarparks sich für Anleger rechnet. Zweitens die Abrechnung: Beide Zahlungen werden nach Anlage 1 jährlich und rückwirkend berechnet, so wie es für die Marktprämie von Anlagen mit Inbetriebnahme ab 2023 schon heute gilt. Unterjährig laufen nach §26 monatliche Abschläge in beide Richtungen, bemessen etwa am Jahresmarktwert des Vorjahres; der Refinanzierungsbeitrag wird vier Wochen nach der Endabrechnung des Netzbetreibers fällig. Drittens die Schwelle: Die Zahlungspflicht beginnt bei 100 Kilowatt installierter Leistung. Jeder Freiflächenpark liegt darüber, auch die Anlage unter einem Megawatt, die ihren anzulegenden Wert ohne Ausschreibung aus dem Gesetz bezieht.

Für Anlagen nach geltendem Recht ändert sich dagegen nichts, auch nicht an der Berechnung mit dem Monatsmarktwert, die für Anlagen mit Inbetriebnahme oder Zuschlag vor 2023 weiterläuft. Wie die Marktprämie heute funktioniert und was der Direktvermarkter dabei tut, erklärt Direktvermarktung und Marktprämie: Wie ein Solarpark sein Geld verdient.

Hätte der Refinanzierungsbeitrag in den letzten Jahren gegriffen?

Ja, in drei von sieben Jahren. Um die Größenordnung zu zeigen, legen wir den mengengewichteten Zuschlagswert der Ausschreibung vom 1. Juli 2026, 4,79 Cent je Kilowattstunde, als anzulegenden Wert an und rechnen ihn gegen die amtlichen Jahresmarktwerte Solar der Jahre 2019 bis 2025. Das ist eine Modellannahme: Eine Anlage mit diesem Zuschlag hat in keinem dieser Jahre existiert, und die Gebote der Zukunft werden den Mechanismus einpreisen. Die Struktur wird trotzdem sichtbar.

Die Summe ist eindeutig. Über die sieben Jahre hätte die Anlage 4,1 Cent je Kilowattstunde an Marktprämie erhalten und 22,7 Cent zurückgezahlt, davon 17,5 Cent allein für 2022. Auf einen Park mit einem Megawatt Leistung und rund 1.000 Kilowattstunden je Kilowatt Jahresertrag übersetzt sind das etwa 175.000 Euro Refinanzierungsbeitrag für das Jahr 2022. Unter dem bisherigen Recht wäre dieser Erlös beim Betreiber geblieben, jedenfalls bis zur Erlösabschöpfung des Strompreisbremsegesetzes, die von Dezember 2022 bis Juni 2023 einen Teil davon ebenfalls einzog. In den anderen vier Jahren ändert sich fast nichts: Die Prämie fällt so oder so an, und 2024 wie 2025 lag der Jahresmarktwert nur knapp unter dem angenommenen Zuschlagswert.

Was der Rückblick nicht zeigt, ist der eigene Capture-Preis. Ein Park erlöst am Markt nicht den Jahresmarktwert, sondern sein eigenes Profil. Liegt es über dem Durchschnitt, bleibt die Differenz auch im Abschöpfungsjahr beim Betreiber; liegt es darunter, fehlt sie auch im Prämienjahr. Welche Annahmen dazu im Ertragsgutachten stehen sollten, beschreibt Ertragsgutachten lesen: Was P50 und P90 für ein Solarpark-Direktinvestment bedeuten. Die Kosten der Direktvermarktung kommen in beiden Welten hinzu.

Welche Projekte bleiben im bisherigen Recht?

Alle, die vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb gegangen sind oder deren anzulegender Wert in einem Gebotstermin vor diesem Datum ermittelt wurde. So steht es in §100 Absatz 1 des Entwurfs; für diese Anlagen gilt das EEG in der Fassung vom 31. Dezember 2026 weiter, mit der einseitigen Marktprämie und ohne Refinanzierungsbeitrag. Für ein Direktinvestment ist damit nicht das Datum der Inbetriebnahme entscheidend, sondern der Gebotstermin des Zuschlags. Ein Park, der im Dezember 2026 bezuschlagt und erst 2028 fertiggestellt wird, bleibt im bisherigen Recht; ein Park, der erst im Frühjahr 2027 bietet, fällt unter den neuen Mechanismus, auch wenn er schneller baut. Der letzte Gebotstermin des ersten Segments vor dem Stichtag ist nach der Bundesnetzagentur der 1. Dezember 2026.

Zwei Ergänzungen. Für Freiflächenanlagen unter einem Megawatt, die ohne Ausschreibung einspeisen, zählt allein die Inbetriebnahme. Und ein Zuschlag ist keine Garantie auf Bau: Er verfällt, wenn die Anlage nicht innerhalb der gesetzlichen Realisierungsfrist in Betrieb geht. Ob Netzanschluss, Baugenehmigung und Lieferkette diese Frist tragen, gehört deshalb zur Prüfung; was dabei zu klären ist, zeigt In Solarparks investieren: Erlöse, Kosten und Steuerhebel im Überblick.

Kann ein Betreiber der Abschöpfung ausweichen?

Nur durch einen endgültigen Verzicht auf die Förderung. §21e erlaubt es dem Betreiber, dem Netzbetreiber in Textform mitzuteilen, dass er dauerhaft keine Marktprämie mehr in Anspruch nimmt; ab dem 1. Januar des Folgejahres entfallen dann Anspruch und Zahlungspflicht zugleich. Die Mitteilung ist einmalig, unwiderruflich und nur bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme möglich. Die Begründung nennt den Grund offen: Wer in Hochpreisjahren aussteigen und in Niedrigpreisjahren zurückkehren könnte, würde die Abschöpfung leerlaufen lassen. Der Ausstieg ist also eine Wette auf den Markt für den Rest der Laufzeit, absicherbar allenfalls über einen langfristigen Abnahmevertrag; was ein solcher Vertrag leistet und kostet, steht in PPA verstehen: Wie Stromabnahmeverträge die Erlöse eines Solarparks planbar machen.

Zwei Wege funktionieren nicht. Der Wechsel in die sonstige Direktvermarktung, also der Verkauf ohne Marktprämie bei fortbestehendem Förderanspruch, entbindet nach §21d Absatz 1 nicht von der Zahlungspflicht; der Entwurf schließt genau diese Umgehung aus. Und der Umweg über einen Speicher hilft ebenfalls nicht: Über den Verweis auf §19 Absatz 3 gilt die Zahlungspflicht auch für Strom, der vor der Einspeisung zwischengespeichert wurde. Was ein Speicher am selben Netzanschluss sonst leistet, ordnet Co-located vs. Stand-alone: Was die bessere Risiko-Struktur ergibt ein.

Was passiert in Negativ- und Niedrigpreisstunden?

In Viertelstunden mit negativem Spotpreis wird beides null. §51 des Entwurfs setzt für diese Zeiträume den Zahlungsanspruch und die Zahlungspflicht gleichermaßen auf null; für die Marktprämie ist das die Fortschreibung der heutigen Regel, für den Refinanzierungsbeitrag ist es neu und nötig. Ohne sie würde der Betreiber in einem Abschöpfungsjahr auch für Stunden zahlen, in denen er an der Börse selbst draufzahlt. Der Ausgleich über §51a bleibt: Der Zahlungszeitraum verlängert sich um die betroffenen Viertelstunden, bei Solaranlagen mit dem Faktor 0,5. Wie oft diese Stunden inzwischen vorkommen und was sie mit dem Marktwert machen, behandelt Negative Strompreise: Was sie für PV- und Speicher-Anleger bedeuten.

Für Stunden mit niedrigem, aber positivem Preis enthält Anlage 1 Nr. 4.2 eine zweite Bremse. Liegt der Spotpreis einer Viertelstunde nicht über der Summe aus Refinanzierungsbeitrag und einem Mindesterlös, zahlt der Betreiber nur den Spotpreis abzüglich dieses Mindesterlöses; für Solarstrom sind das 0,5 Cent je Kilowattstunde. Der Betreiber soll in solchen Stunden nicht weniger als seine laufenden Kosten behalten, so die Begründung. Wie stark diese Regel den Jahresbeitrag dämpft, hängt davon ab, wie viele Viertelstunden unter die Schwelle fallen: in einem Hochpreisjahr wenige, in einem Jahr mit vielen Sommerstunden nahe null deutlich mehr.

Was bedeutet das für die Rendite eines Direktinvestments?

Die Untergrenze bleibt, die Oberkante fällt. Das ist der Tausch in einem Satz. Nach unten sichert der anzulegende Wert weiterhin jede eingespeiste Kilowattstunde außerhalb der Negativstunden ab; für die finanzierende Bank ändert sich am Sicherheitsfall nichts. Nach oben ist der Erlös des geförderten Stroms auf den anzulegenden Wert gedeckelt, solange die Anlage in der Förderung bleibt. Was der Rückblick zeigt, ist deshalb kein Verlust in der Basisrechnung, sondern der Wegfall einer Chance, die im Basisfall der meisten Exposés ohnehin nicht eingerechnet ist.

Zwei Einschränkungen gehören dazu. Erstens die Inflation: Der anzulegende Wert ist nominal und zwanzig Jahre lang fest. Steigen die Strompreise mit dem allgemeinen Preisniveau, wächst der Jahresmarktwert nominal über den anzulegenden Wert hinaus, und genau dann greift der Refinanzierungsbeitrag. Die Gesetzesbegründung sagt das selbst: Allein wegen des inflationsbedingten Anstiegs der nominalen Jahresmarktwerte sei über die Laufzeit mit einer höheren Wahrscheinlichkeit von Abschöpfungsjahren zu rechnen, bei Photovoltaik seien relevante Abschöpfungserlöse denkbar. Der Sachwertcharakter des Parks bleibt, der Erlös des geförderten Stroms wird aber zu einer nominal festen Größe; was Sachwerte gegen Inflation leisten und was nicht, ordnet Sachwerte als Inflationsschutz: Was wirklich schützt und wo Energie-Anlagen hineinpassen ein. Zweitens das Gebotsverhalten: Wer den Deckel kennt, bietet höher. Die Begründung rechnet damit ebenfalls, und der Höchstwert des ersten Segments wird nach §37b künftig aus den Zuschlägen der Vorrunden abgeleitet, mit einer Obergrenze von 5,9 Cent je Kilowattstunde. Ein Teil der verlorenen Aufwärtschance kommt also über höhere Zuschlagswerte zurück; wie viel, entscheidet der Wettbewerb in den Runden ab 2027.

Unberührt bleibt die steuerliche Seite. Investitionsabzugsbetrag, Sonderabschreibung und degressive AfA hängen an der Investition, nicht am Fördermechanismus; wie sie zusammenwirken, steht in Investitionsabzugsbetrag einfach erklärt: Wie der IAB funktioniert. Und für laufende Parks mit Inbetriebnahme oder Zuschlag vor 2027 ändert sich an der Erlösseite nichts.

Welche Fragen stellen Sie dem Anbieter?

• Aus welchem Gebotstermin stammt der Zuschlag, und liegt er vor dem 1. Januar 2027? Bei Anlagen unter einem Megawatt ohne Ausschreibung: Wann ist die Inbetriebnahme geplant, und wie belastbar ist dieser Termin?
• Mit welcher Fassung des EEG rechnet das Erlösmodell, und ist der Refinanzierungsbeitrag in den Hochpreisszenarien abgezogen? Ein Modell, das nach 2027 die Marktprämie einseitig fortschreibt, ist zu optimistisch.
• Welchen Marktwert unterstellt das Modell, den Jahresmarktwert Solar oder den Capture-Preis des eigenen Profils, und liegt dafür ein Ertragsgutachten mit Stundenprofil vor?
• Wie regelt der Direktvermarktungsvertrag die monatlichen Abschläge und die Endabrechnung des Netzbetreibers, und wer trägt die Liquidität, wenn die Endabrechnung eine Nachzahlung ergibt?
• Gibt es einen Speicher am Netzanschluss, und berücksichtigt das Modell, dass zwischengespeicherter Strom ebenfalls der Zahlungspflicht unterliegt?
• Wer entscheidet über einen Verzicht nach §21e, und ist diese Entscheidung im Betreibervertrag dem Anleger vorbehalten?
• Was passiert, wenn der Bundestag den Entwurf vor dem Zuschlag noch ändert: Gibt es ein Rücktrittsrecht oder eine Anpassungsklausel im Vertrag?

Wie ist der Stand des Gesetzgebungsverfahrens?

Der Entwurf ist im Bundestag, aber nicht beschlossen. Das Bundeskabinett hat ihn am 29. Juli 2026 verabschiedet, seit dem 7. September liegt er als Drucksache 21/7867 vor, und die erste Beratung steht laut Tagesordnung für Donnerstag, den 24. September 2026, auf dem Plan. Danach folgen die Ausschussberatung, die zweite und dritte Lesung und der Bundesrat. Der Entwurf zielt auf ein Inkrafttreten zum 1. Januar 2027; die Förderbestimmungen stehen nach §104 zusätzlich unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission. Den zweiseitigen Mechanismus selbst wird das Verfahren kaum kippen: Artikel 19d der europäischen Strombinnenmarktverordnung verlangt für Förderverträge, die ab dem 17. Juli 2027 geschlossen werden, zweiseitige Differenzverträge oder gleichwertige Systeme. Verhandelbar sind Schwellen, Mindesterlöse, Ausstiegsfristen und der Übergang.

Wie wir Projekte damit bewerten

Bei jedem Solarpark, den wir Anlegern vorstellen, prüfen wir zuerst den Gebotstermin des Zuschlags und ordnen das Projekt dem bisherigen oder dem neuen Recht zu. Für Projekte im neuen Recht rechnen wir das Erlösmodell mit gedeckeltem Erlös des geförderten Stroms und legen das Stundenprofil der Anlage gegen die Jahresmarktwerte der letzten Jahre, so wie in diesem Beitrag. Renditezusagen geben wir dabei keine; wir zeigen, welche Zahl auf welcher Annahme steht. Genau das tun wir in einem unverbindlichen Erstgespräch, gern anhand eines konkreten Exposés.