Florian Anderl 01.10.2026 Investment

EEG 2027: Was ändert sich für Anleger in Photovoltaikanlagen?

Stand: 1. Oktober 2026

Das EEG 2027 soll die Förderung neuer Photovoltaikanlagen grundlegend verändern. Besonders relevant ist das für Anleger, die sich an größeren Anlagen beteiligen: Für geförderte Neuanlagen ab 100 Kilowatt installierter Leistung ist ein sogenannter Refinanzierungsbeitrag vorgesehen. Wirtschaftlich wirkt dieser ähnlich wie ein zweiseitiger Differenzvertrag – ein Contract for Difference, kurz CfD.

Wichtig: Das Gesetz ist noch nicht beschlossen. Der Regierungsentwurf wurde am 24. September 2026 erstmals im Bundestag beraten und befindet sich im parlamentarischen Verfahren. Zudem stehen zentrale Förderregelungen unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung durch die EU-Kommission.

Was soll sich ändern?

Das neue Fördersystem soll die Erlöse stärker stabilisieren und gleichzeitig übermäßige Fördergewinne begrenzen. Für größere PV-Anlagen funktioniert das vereinfacht so:

• Liegt der Jahresmarktwert Solar unter dem anzulegenden Wert, erhält der Betreiber grundsätzlich eine Marktprämie.
• Liegt der Jahresmarktwert Solar über dem anzulegenden Wert, muss die Betreibergesellschaft grundsätzlich einen Refinanzierungsbeitrag zahlen.
• Der erzeugte Strom wird weiterhin über die Direktvermarktung verkauft.
• Der Zahlungsmechanismus wirkt damit in beide Richtungen: Der Staat federt niedrige Marktwerte ab, hohe Marktwerte werden teilweise abgeschöpft.

Der anzulegende Wert ist bei ausschreibungspflichtigen Anlagen in der Regel der bezuschlagte Gebotswert. Er bildet die Referenz für die Förderung und künftig auch für den Refinanzierungsbeitrag.

Ein einfaches Beispiel

Angenommen, der anzulegende Wert beträgt 6,0 Cent je Kilowattstunde:

Das Beispiel zeigt nur die Grundlogik. Die tatsächliche Abrechnung kann unter anderem durch negative Strompreise, gesetzliche Anpassungsregeln, Vermarktungskosten und das individuelle Erzeugungsprofil abweichen.dserver.bundestag+1

Was bedeutet das für die Rendite?

Das Renditeprofil neuer PV-Investments wird voraussichtlich planbarer – aber nach oben begrenzter. Sehr hohe Strommarktwerte führen im Fördermodell nicht mehr automatisch zu entsprechend hohen Zusatzerträgen der Betreibergesellschaft.

Das bedeutet:

• Mehr Absicherung nach unten: Niedrige Marktwerte werden durch die Marktprämie grundsätzlich abgefedert.
• Weniger Strompreis-Upside: Liegt der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert, wird die Differenz grundsätzlich abgeschöpft.
• Höhere Anforderungen an die Liquiditätsplanung: Der Refinanzierungsbeitrag wird kalenderjährlich abgerechnet; unterjährig sind Abschläge und später eine Endabrechnung vorgesehen.

Eine pauschale Aussage wie „optimistische Szenarien sind künftig nicht mehr möglich“ wäre dennoch zu weitgehend. Der gesetzliche Mechanismus knüpft grundsätzlich an den technologiespezifischen Jahresmarktwert Solar an – nicht an den tatsächlich erzielten Erlös jeder einzelnen Anlage. Mehrerlöse durch eine bessere Vermarktung, Speicher, ein günstigeres Einspeiseprofil oder eine höhere technische Verfügbarkeit können deshalb weiterhin möglich sein.

Die Rendite hängt künftig also weniger von einem allgemeinen Höhenflug der Strompreise ab. Dafür gewinnen Standortqualität, Einkaufspreis, Finanzierung, Betriebsführung und Vermarktungskompetenz weiter an Bedeutung.

Welche Projekte genießen Bestandsschutz?

Bestandsanlagen sollen grundsätzlich nicht in das neue System einbezogen werden. Die Übergangsregelung ist allerdings differenzierter als ein einfacher Inbetriebnahmestichtag: Nach dem Regierungsentwurf soll das bisherige Recht gelten, wenn eine Anlage vor dem 1. Januar 2027 in Betrieb genommen wurde oder ihr anzulegender Wert bereits in einer Ausschreibung vor diesem Datum ermittelt wurde.

Bei ausschreibungspflichtigen Projekten ist deshalb nicht nur die geplante Inbetriebnahme zu prüfen. Auch der Gebotstermin und die rechtliche Grundlage des Zuschlags können entscheidend sein.

Was Anleger prüfen sollten

Bei neuen PV-Beteiligungen sollten Anleger insbesondere folgende Fragen stellen:

• Nach welcher EEG-Fassung wird das Projekt kalkuliert?
• Wann fanden Ausschreibung und Zuschlag statt – und wann ist die Inbetriebnahme geplant?
• Ist der Refinanzierungsbeitrag im Finanzmodell berücksichtigt?
• Werden Jahresmarktwert Solar und tatsächlicher Vermarktungserlös sauber getrennt?
• Welche Direktvermarktungs-, Prognose- und Finanzierungskosten wurden angesetzt?
• Welche Liquiditätsreserve ist für Abschläge und die spätere Endabrechnung vorgesehen?
• Was passiert mit Speicher- oder Vermarktungsmehrerlösen?
• Wie verändern Niedrigpreis-, Hochpreis- und Stressszenarien die Ausschüttungen?

Besondere Vorsicht ist geboten, wenn eine Prognose bei steigenden Strompreisen weiterhin unbegrenzte Mehrerlöse ansetzt und gleichzeitig mit EEG-Förderung kalkuliert. Unter dem geplanten CfD-Modell wäre diese Kombination für neue Anlagen ab 100 Kilowatt grundsätzlich nicht plausibel.

Einordnung

Das EEG 2027 macht Photovoltaik-Investments nicht automatisch unattraktiv. Es verändert vielmehr ihren Charakter: Aus einem Investment mit staatlich abgesicherter Unterseite und weitgehend offener Strompreis-Upside wird stärker ein planbares Infrastrukturinvestment mit begrenzter marktpreisbedingter Oberseite.

Für bestehende Beteiligungen besteht nach dem aktuellen Entwurf grundsätzlich kein Anlass zu hektischen Entscheidungen. Bei neuen Projekten rund um den Jahreswechsel 2026/2027 sollten Anleger die Übergangsregeln, die Erlösmodellierung und die Liquiditätsplanung jedoch besonders sorgfältig prüfen.

Hinweis: Der Beitrag gibt den Stand des Regierungsentwurfs zum 1. Oktober 2026 wieder. Im parlamentarischen Verfahren und durch die beihilferechtliche Prüfung der EU-Kommission können sich noch Änderungen ergeben. Der Beitrag ersetzt keine individuelle rechtliche, steuerliche oder wirtschaftliche Beratung.