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Der Bundesregierungs-Entwurf für das EEG 2027 sieht für große Erneuerbare-Energien-Anlagen den Wechsel auf zweiseitige Contracts for Difference vor. Ein CfD, also ein Differenzvertrag, gleicht die Lücke zwischen dem per Ausschreibung festgelegten Förderbetrag und dem tatsächlichen Markterlös aus. Liegt der Marktpreis darunter, erhält der Betreiber den Ausgleich. Liegt er darüber, muss der Betreiber zahlen. Kombiniert ein Betreiber dieses Modell mit einem Power Purchase Agreement, also einem privaten Stromabnahmevertrag (PPA), entstehen Probleme, die der LEE NRW für korrigierbar hält.
Was der EEG-Entwurf derzeit vorsieht
Bislang können Anlagenbetreiber monatlich zwischen ungeförderter Vermarktung per PPA und der geförderten Direktvermarktung wechseln. Diese Flexibilität senkt Finanzierungsrisiken und damit Kapitalkosten. Der EEG-2027-Entwurf schränkt diesen Wechsel deutlich ein.
Wer künftig einen Offsite-PPA abschließt, also Strom über das öffentliche Netz an einen Abnehmer liefert, bleibt trotzdem der staatlichen Erlösabschöpfung unterworfen. Die Abschöpfung bemisst sich dabei nicht am tatsächlich erzielten PPA-Preis, sondern am Jahresmarktwert des Stroms. Liegt dieser über dem PPA-Preis, wird eine Abschöpfung fällig, obwohl der entsprechende Mehrerlös gar nicht beim Betreiber angekommen ist.
Die zweite Option im Entwurf ist der endgültige Ausstieg aus dem CfD-Modell. Dann entfällt die Abschöpfung, aber auch die Rückkehrmöglichkeit in die geförderte Direktvermarktung. Für Projektfinanzierer und Banken verschlechtert das die Risikostruktur eines Projekts.
Studie: Die Wahlmöglichkeiten sind keine echten Optionen
Der Landesverband Erneuerbare Energien NRW hat das Berliner Beratungsunternehmen Enervis Energy Advisors mit einer Kurzstudie beauftragt. Das Ergebnis ist klar: Der Entwurf stellt Betreiber vor eine schlechte Wahl, keine der beiden Optionen ist befriedigend.
LEE NRW-Geschäftsführer Christian Vossler formuliert das Problem konkret: Betreiber werden entweder auf Mehrerlöse abgeschöpft, die sie gar nicht erzielt haben, oder sie verlieren dauerhaft den Rückfall auf die staatliche Förderabsicherung. Beides erhöht das Projektrisiko und verteuert die Finanzierung.
Positiv bewertet der Verband, dass Onsite-PPAs, bei denen Strom per Direktleitung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes geliefert wird, von der Erlösabschöpfung ausgenommen bleiben sollen. Onsite-PPAs vermeiden Netzentgelte und Umlagen, tragen aber ein eigenes Risiko: Fällt der Abnehmer weg, ist die Suche nach einem Ersatzkunden aufwendig und teuer. Deshalb ist die Rückkehroption zur geförderten Vermarktung bei diesen Projekten besonders wertvoll. Der Verband fordert, die Ausnahme für Onsite-PPAs rechtssicher im Gesetz zu verankern.
Zwei alternative Modelle aus der Enervis-Studie
Die Enervis-Studie benennt zwei grundsätzliche Wege, um CfD-Förderung und PPAs sinnvoll zu verbinden.
Parallele Kombination mit Ausschreibungsbonus
Beim ersten Modell wird ein Teil der Anlagenleistung dauerhaft über den CfD abgesichert. Der restliche Teil kann frei per PPA vermarktet werden. Anlagenbetreiber, die PPAs abschließen, erhalten einen Aufschlag im Ausschreibungsverfahren. Das schafft einen Anreiz zur Marktintegration, ohne die Absicherung vollständig zu entziehen. Erlösabschöpfung und PPA-Erlöse werden dabei auf den jeweiligen Leistungsanteil begrenzt.
Zeitlicher Wechsel mit definierten Regeln
Beim zweiten Modell bleibt der monatliche Wechsel zwischen PPA und CfD grundsätzlich möglich. Allerdings gelten klare Regeln für die Abschöpfung: Sie bemisst sich ausschließlich an den tatsächlich erzielten PPA-Erlösen, nicht am abstrakten Jahresmarktwert. Das beseitigt das zentrale Problem des Regierungsentwurfs, ohne auf staatliche Absicherung zu verzichten.
Enervis hat beide Modelle hinsichtlich Erlösrisiken, Kontrahentenrisiken, Verteilungseffekten zwischen Staat und Betreiber sowie praktischer Umsetzbarkeit bewertet. Die Studie kommt zu dem Schluss, dass weder der aktuelle Entwurf noch ein vollständiger Verzicht auf Abschöpfung die einzigen Optionen sind.
Was das für Betrieb und Finanzierung bedeutet
Für Unternehmen, die Wind- oder Solarprojekte betreiben oder finanzieren, ist die Frage der Wechselmöglichkeit zwischen CfD und PPA kein Detailproblem. Banken und Investoren bewerten die staatliche Absicherung als Rückfalloption. Fällt diese weg oder ist sie mit einer ungerechtfertigten Abschöpfung verbunden, steigen Risikoaufschläge bei der Projektfinanzierung.
Das Gesetzgebungsverfahren zum EEG 2027 läuft. Bundesrat und Bundestag werden sich mit dem Entwurf befassen. LEE NRW hat seine Forderungen auf Basis der Enervis-Studie eingebracht. Ob und in welcher Form Korrekturen einfließen, ist offen.
Fazit
Der EEG-2027-Entwurf schafft in seiner jetzigen Fassung ein Dilemma für Betreiber großer Erneuerbare-Energien-Anlagen. Erlösabschöpfung auf nicht erzielte Mehrerlöse und der drohende dauerhafte Förderverzicht erhöhen Projektrisiken messbar. Die Enervis-Studie zeigt, dass es konstruierbare Zwischenwege gibt. Wer Projekte in der Planungs- oder Finanzierungsphase hat, sollte die weitere Entwicklung im Gesetzgebungsverfahren eng verfolgen.
