Ab dem 17. Juli 2027 soll das deutsche Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für Großanlagen von einer Förderquote auf zweiseitige Contracts for Difference (CfD) umgestellt werden. Dieser Schritt ist nicht nur eine nationale Entscheidung, sondern folgt einer verbindlichen Vorgabe der EU-Strombinnenmarktverordnung (Art. 19d). Gleichzeitig verlangt die EU, dass private Power Purchase Agreements (PPAs) und Onsite-Direktlieferungen nicht verdrängt werden. Der geplante Mechanismus wirft jedoch erhebliche Fragen auf: Wie wirkt sich die Abschöpfung nach dem Jahresmarktwert auf festpreisgebundene PPAs aus? Welche Risiken entstehen für Investoren und Banken? Und welche Alternativen werden von Branchenverbänden wie dem LEE NRW vorgeschlagen?
Europarechtlicher Rahmen: Art. 19d der EU-Strombinnenmarktverordnung
Der Wechsel zu zweiseitigen CfDs ist durch Art. 19d der novellierten EU-Elektro-Markt-Verordnung (VO EU 2019/943) rechtlich verankert. Die Verordnung verpflichtet alle Mitgliedstaaten, direkte Preisstützungsinstrumente für Neuanlagen spätestens zum 17. Juli 2027 als symmetrische Differenzverträge zu gestalten. Gleichzeitig wird ausdrücklich gefordert, dass diese CfDs die Entstehung und Liquidität privater PPA-Märkte nicht beeinträchtigen dürfen. Der EU-Stichtag für die Pflichterfüllung ist damit ein klarer Rechtsanker, auf den sich Verbände und Unternehmen in ihrer Argumentation berufen.
Der konkrete Mechanismus des EEG 2027: Refinanzierungsbeitrag nach § 20a EEG-E
Im Referentenentwurf der Bundesregierung wird die Abschöpfung über einen neu geschaffenen „Refinanzierungsbeitrag“ geregelt, der in § 20a EEG-E festgeschrieben ist (Entwurfsjahr 2026). Überschreitet der erzielte Erlös den im Förderungs-Ausschreibungsverfahren festgelegten Wert, wird der Betreiber verpflichtet, die Differenz zurückzuzahlen. Diskussionen drehen sich um die mögliche Einführung eines schützenden Korridors – eines „Cap-and-Floor“ – der die Rückzahlung in Hochpreisphasen begrenzen könnte. Dieser Paragraph macht das bislang abstrakte Wort „Abschöpfung“ greifbar und zeigt, dass die staatliche Rückzahlungspflicht an den Jahresmarktwert gebunden ist.
Systemisches Risiko: Phantom-Mehrerlöse bei Festpreis-PPAs
Ein zentrales Problem entsteht, wenn ein PPA einen festen Strompreis (z. B. 65 EUR/MWh) vorsieht, der Jahresmarktwert jedoch auf 90 EUR/MWh steigt. Der Staat verlangt nach dem Entwurf Abschöpfungen auf Basis des Jahresmarktwertes, nicht des vertraglich vereinbarten PPA-Preises. Der Betreiber müsste also Liquidität für Gewinne aufbringen, die er nie erhalten hat – ein sogenanntes „Phantom-Mehrerlös“-Risiko. Diese Mechanik führt laut Enervis-Studie zu erheblichen Bedenken seitens Banken und Investoren, weil Projekte unter dem Entwurf als kaum finanzierbar gelten.
Praxisbeispiel LEE NRW und die Enervis-Kurzstudie
Der Landesverband Erneuerbare Energien NRW (LEE NRW) kritisiert den aktuellen EEG-Entwurf scharf. Laut einem Beitrag von Jochen Siemer (Sep. 2026) sehen die geplanten Regelungen für Onsite- und Offsite-PPAs strengere Bedingungen vor als bislang. Während im Status-quo-Modell (§ 21b EEG 2023) ein monatlicher Wechsel zwischen geförderter Direktvermarktung und anderen Vermarktungsformen möglich ist, wird im neuen Entwurf ein Wechsel vom CfD zum PPA weiterhin mit Erlösabschöpfung belegt – und zwar nach dem Jahresmarktwert. Das führt zu einer schlechten Wahl für Anlagenbetreiber:
- Bei Nutzung eines PPA bleibt die Anlage trotz fehlender Förderung der staatlichen Abschöpfung unterworfen.
- Ein kompletter Ausstieg aus dem CfD-Modell eliminiert die Abschöpfung, aber auch die Möglichkeit, später wieder in die geförderte Direktvermarktung zurückzukehren.
Der LEE NRW fordert, dass die Abschöpfung nur für Offsite-PPAs gilt und für Onsite-PPAs generell ausgenommen wird. Zudem beruft sich der Verband auf die EU-Vorgaben, die CfDs als ergänzendes Förderinstrument sehen, ohne private PPA-Märkte zu verdrängen.
Vorgeschlagene Lösungen der Enervis-Studie
Die Enervis-Kurzstudie, beauftragt vom LEE NRW, skizziert mehrere Alternativen, um die Konflikte zwischen CfD-Förderung und PPA-Modellen zu lösen:
- Parallele Kombination von CfD und PPA mit Ausschreibungsbonus: Ein Teil der Anlagenleistung bleibt dauerhaft im CfD abgesichert, während ein anderer Teil ohne Abschöpfung über ein PPA vermarktet wird. Der Ausschreibungsbonus schafft einen zusätzlichen Anreiz für die Teilvermarktung über PPAs.
- Geänderte Wechselregeln: Einmaliger Wechsel vom CfD zum PPA ohne Abschöpfung soll zeitlich frei wählbar sein. Bei mehrfachen Wechseln würde eine Abschöpfung auf Basis des tatsächlich vereinbarten PPA-Preises erfolgen.
- Ausnahme für Onsite-PPAs: Für Strom, der nicht über das öffentliche Netz geleitet wird, wird generell keine Abschöpfung empfohlen, um die physische Direktlieferung zu fördern.
Gegenargumente und Risiken des aktuellen Modells
Der Entwurf birgt neben den genannten Liquiditätsrisiken weitere potenzielle Probleme:
- Gefahr des „Cherries-picking“: Ohne strenge Wechselregeln könnten Betreiber in Marktphasen mit extrem hohen Preisen in unverförderte PPAs wechseln, um Gewinne zu kassieren, und bei sinkenden Preisen wieder in den staatlichen Rettungsschirm zurückkehren. Dies widerspräche dem Prinzip der CfDs, fiskalische Risiken für Steuer- und Netzzahler zu minimieren.
- Administrativer Mehraufwand: Würde die Abschöpfung an den individuellen PPA-Preisen bemessen, müssten Netz- oder Übertragungsbetreiber hunderte private Verträge inklusive vertraulicher Preisklauseln prüfen und auditieren – ein enormer Aufwand für die Verwaltung.
Häufig gestellte Fragen (FAQ)
Was ist der Unterschied zwischen Onsite- und Offsite-PPAs im Kontext des EEG?
Ein Onsite-PPA beliefet den Abnehmer über eine direkte physische Leitung ohne Durchleitung durch das öffentliche Stromnetz, wodurch Netzentgelte entfallen; ein Offsite-PPA speist den Strom vollständig ins öffentliche Netz ein und nutzt dieses bilanziell zur Belieferung.
Warum schreibt die EU ausgerechnet zweiseitige CfDs vor?
Zweiseitige CfDs sichern Erzeugern eine Untergrenze (Floor) zu, begrenzen aber gleichzeitig krisenbedingte Zufallsgewinne nach oben (Cap), um Verbraucher vor Strompreisschocks zu schützen und staatliche Förderausgaben bei hohen Marktpreisen gegenzufinanzieren.
Welche Alternative schlägt die Enervis-Kurzstudie zur Vermeidung von Phantomabschöpfungen vor?
Enervis empfiehlt ein Quotenmodell mit Erlösteilung: Ein Teil der Nennleistung verbleibt dauerhaft abgesichert im CfD, während der verbleibende Teil vollkommen frei und abschöpfungsfrei in ein privatwirtschaftliches PPA fließt.
Fazit
Die geplante Umstellung des EEG auf zweiseitige CfDs ab 2027 ist juristisch eindeutig durch Art. 19d der EU-Strombinnenmarktverordnung verankert und stellt einen bedeutenden Schritt zur Harmonisierung der europäischen Stromförderung dar. Gleichzeitig erzeugt die aktuelle Ausgestaltung – insbesondere die Abschöpfung nach dem Jahresmarktwert und die eingeschränkten Wechselmöglichkeiten – erhebliche Liquiditätsrisiken für festpreisgebundene PPAs und gefährdet die marktwirtschaftliche Finanzierung erneuerbarer Energien. Die Kritik des LEE NRW und die Vorschläge der Enervis-Kurzstudie zeigen, dass flexible Hybridmodelle, klare Ausnahmen für Onsite-PPAs und eine Abschöpfungsbemessung auf Basis tatsächlicher PPA-Preise praktikable Wege sein können, um die Ziele der EU-Strommarktreform mit den Bedürfnissen der Industrie und des Mittelstands zu vereinen. Ohne solche Anpassungen droht die Gefahr, dass die angestrebte Dekarbonisierung von Unternehmen durch regulatorische Hürden ausgebremst wird.
