Der Arbeitsentwurf zum EEG 2027 macht Freiflächen-PV zum zentralen Ausbaupfad: von bislang 9,9 GW auf 14 GW pro Jahr von 2027 bis 2032. Gleichzeitig wird das Fördersystem fundamental umgebaut. Die einseitige Marktprämie weicht einem zweiseitigen Differenzvertrag (CfD) mit sogenanntem „Refinanzierungsbeitrag".
Was ist neu?
Bisher gilt: Liegt der Marktpreis über dem anzulegenden Wert, behält der Betreiber den Mehrerlös. Künftig gilt: Übersteigt der technologiespezifische Jahresmarktwert den anzulegenden Wert, müssen Betreiber ab 100 kW die Differenz als Refinanzierungsbeitrag zurückzahlen.
Es gibt lediglich einen Mindesterlös von 0,5 ct/kWh für Solar, unter den nicht abgeschöpft werden darf. Die Möglichkeit, Hochpreisjahre als Puffer zu nutzen, wird damit gedeckelt.
Was das für Entwickler heute bedeutet
1. Speicher von Tag 1 mitplanen. Ab Mitte 2026 erlaubt die MiSpeL-Regelung erstmals Mischbetrieb: PV-Strom (grün, EEG-gefördert) und Netzstrom (grau, marktpreisbasiert) im selben Speicher. Wer heute einen Grünstromspeicher mitentwickelt, kann bei später frei werdenden Netzkapazitäten die Upside durch Netzbezug mitnutzen – sofern entsprechend ausgelegt.
2. Stichtag 2026 vs. 2027 wird zum Bewertungstreiber. Projekte mit Zuschlag vor dem Inkrafttreten des EEG 2027 bleiben in der alten Marktprämien-Logik – mit voller Upside aus Hochpreisjahren, ohne Abschöpfung. Projekte unter neuem Regime werden dagegen strukturell andere Gebotsstrategien erfordern: Weil Bieter Hochpreisjahre nicht mehr einpreisen können, dürften Zuschlagswerte in Summe steigen.
3. Erlöse diversifizieren. Welche Preise unter den neuen Ausschreibungen erzielt werden können, ist noch unklar. Neben klassischen PPAs können hybride PPAs mit Speicher oder On-Site-PPAs sinnvolle Alternativen sein.
Noch ist nichts beschlossen. Aber wer heute Projekte entwickelt, die 2027+ ans Netz gehen, sollte sich auf die neue Realität vorbereiten.
