Am Donnerstag startete im Bundestag die erste Lesung der geplanten EEG-Novelle 2027 und des begleitenden Netzpakets. Die Debatte drehte sich um das Ende der jahrzehntelangen fixen Einspeisevergütung, die Einführung zweiseitiger Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) und neue Redispatch-Regeln. Gleichzeitig lastet ein beihilferechtlicher Zeitdruck, weil die EU-Genehmigung des aktuellen EEG zum 31. Dezember 2026 ausläuft. Der folgende Faktencheck fasst die zentralen Zahlen, Regelungen und politischen Positionen zusammen.
Politische Kontroversen bei der ersten Lesung
Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU)
- Betont die Notwendigkeit, Systemkosten wie Redispatch, Netzausbau und gesicherte Leistung stärker zu berücksichtigen.
- Verweist darauf, dass bisher die Gestehungskosten von Wind- und Photovoltaik-Projekten allein als Kosten der Energiewende deklariert wurden.
- Verspricht, die Ausbauziele für Erneuerbare beizubehalten, während ein schrittweiser Übergang zur Direktvermarktung erfolgen soll.
SPD-Abgeordnete Nina Scheer
- Warnt vor zusätzlichen Risikofaktoren für Projektfinanzierung.
- Betont, dass das EEG nicht mit neuen Risiken belastet werden dürfe, um einen „Fadenriss“ für erneuerbare Energien zu vermeiden.
Grüne und Linke
- Die Grünen kritisieren, dass die vorgestellten Änderungen die Strompreise nicht senken und die Marktintegration erschweren würden.
- Die Linke wirft der Regierung vor, die Wirtschaftlichkeit von Investitionen bewusst zu untergraben.
Systemkosten und Redispatch – Zahlen aus der Bundesnetzagentur
Bundesministerin Reiche begründete die Reform mit hohen Systemkosten. Offizielle Zahlen der Bundesnetzagentur (BNetzA) geben Aufschluss über die tatsächliche Kostenstruktur im Jahr 2025:
- Gesamtkosten Netzengpassmanagement: 3,071 Milliarden Euro (inkl. Reservekraftwerke, fossile Ersatzkraftwerke, Counter-Trading und EE-Abregelung) – Quelle S1.
- Finanzielle Entschädigung für abgeregelten EE-Strom: 433 Millionen Euro, ein Rückgang von rund 22 % gegenüber 2024 (ca. 554 Mio. Euro) – Quelle S1.
Die Analyse verdeutlicht, dass der Löwenanteil der Systemkosten nicht durch Entschädigungen an erneuerbare Betreiber entsteht, sondern durch das Vorhalten konventioneller Reserve- und Ersatzkraftwerke.
Schrittweiser Übergang von fester Einspeisevergütung zur Direktvermarktung
Der Gesetzentwurf (BT-Drs. 21/7867) sieht für unterschiedliche Anlagengrößen gestaffelte Regelungen vor:
- Private PV-Neuanlagen < 25 kW verlieren die dauerhafte feste Vergütung.
- Für Kleinanlagen wird ein Übergangsbonus von 36 bis 48 Monaten ab Inbetriebnahme gewährt, bevor sie vollständig in die Direktvermarktung wechseln müssen – Quelle S2.
- Großanlagen ≥ 100 kW erhalten verpflichtend zweiseitige Differenzverträge (CfD) – Schwellenwert 2026, Umsetzung im EEG 2027 – Quelle S2.
Zweiseitige Differenzverträge (CfD) – Funktionsweise und Schwellenwert
Bei einem CfD erhalten Betreiber bei Marktpreisen unterhalb eines festgelegten Gebotswertes einen staatlichen Ausgleich. Sobald die Strombörsenpreise den Schwellenwert übersteigen, müssen Mehrerlöse an das EEG-Konto abgeführt werden. Der Schwellenwert gilt ab 2026 für alle neu bezuschalteten Erzeugungsanlagen ab 100 kW.
Beihilferechtlicher Zeitdruck und EU-Genehmigung
Der EU-Beihilferahmen zwingt den Gesetzgebungsprozess zu einem engen Zeitplan:
- Die Notifizierung des EEG 2023 läuft am 31. Dezember 2026 aus – nach diesem Datum ist eine neue Genehmigung durch die EU-Kommission erforderlich.
- Ohne fristgerechten Bundestagsbeschluss bis Oktober 2026 bestünde Gefahr einer Förderlücke ab 1. Januar 2027, weil die Bundesnetzagentur dann keine rechtssichere Förderauszahlung mehr tätigen könnte – Quelle S4.
Risiken für Projektfinanzierung und Investitionssicherheit
- Erlösunsicherheit: Banken könnten höhere Zinsaufschläge (WACC) verlangen, wenn Anlagen bei Netzengpässen ohne Entschädigung abgeregelt werden oder in die volatile Direktvermarktung gezwungen sind.
- Beihilferechtlicher Förderstopp: Verzögerungen in den Ausschussberatungen über Oktober 2026 könnten das Prüfverfahren der EU-Kommission überziehen und Investitionsentscheidungen zum Jahreswechsel blockieren.
Häufig gestellte Fragen (FAQ)
Gilt das Ende der festen Einspeisevergütung auch für bestehende Dachanlagen?Nein. Bestandsanlagen genießen gesetzlichen Vertrauensschutz und behalten ihre fest zugesicherte Vergütung über den vollen 20-jährigen Förderzeitraum ab ihrer ursprünglichen Inbetriebnahme.Was bedeuten die geplanten zweiseitigen Differenzverträge (CfDs)?Anlagenbetreiber erhalten bei Marktpreisen unterhalb des Gebotswerts einen staatlichen Ausgleich, müssen jedoch Übergewinne an das EEG-Konto abführen, sobald die Strombörsenpreise den festgelegten Schwellenwert übersteigen.Warum drängt die Bundesregierung auf einen Parlamentsbeschluss bis Oktober 2026?Weil die bisherige beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission am 31. Dezember 2026 ausläuft und Brüssel vor dem Inkrafttreten am 1. Januar 2027 noch mehrere Wochen Prüfzeit für das neue Förderregime benötigt.
Fazit
Die erste Lesung der EEG-Novelle 2027 legt den Grundstein für einen tiefgreifenden Wandel im deutschen Erneuerbare-Energien-Förderungsrahmen. Während die Reform hohe Systemkosten adressieren und die Marktintegration durch Direktvermarktung und CfD-Modelle stärken will, erzeugt sie gleichzeitig neue Unsicherheiten für Projektfinanzierer und setzt die Politik unter enormen beihilferechtlichen Zeitdruck. Die endgültige Ausgestaltung wird nun in den Ausschüssen weiter verhandelt – ein Ergebnis, das sowohl die Wirtschaftlichkeit von Investitionen als auch die Erreichung der Ausbauziele entscheidend beeinflussen wird.
