Solarpaket I auf der Bremse – Ein Ausblick auf die EEG-Reform 2027

Die beihilferechtliche Genehmigung des Solarpakets I durch die EU-Kommission steht weiterhin aus. Hintergrund ist laut Auskunft der Kommission offenbar die fehlende Rückforderungsklausel –​ ein sogenannter Claw-Back-Mechanismus, der sicherstellen soll, dass etwaige Übergewinne nicht über die Förderhöhe hinaus beim Betreiber verbleiben. Der deutsche Gesetzgeber ist bisher der Ansicht gewesen, dass dieser erst ab 2027 insgesamt eingeführt werden müsste.

Solange dieser Mechanismus nicht in das EEG integriert ist, könnte die Genehmigung durch Brüssel ausbleiben. Für Projektierer und Betreiber bedeutet das: Unsicherheit bei der Planung und Finanzierung neuer Anlagen, insbesondere in Segmenten, die von den erhöhten Fördersätzen profitieren sollten.

Die Diskussion um den Claw-Back-Mechanismus ist jedoch nicht nur ein Detail im aktuellen Genehmigungsprozess –​ sie verweist auf eine grundsätzliche Entwicklung im europäischen Beihilferecht und auf die bevorstehenden Änderungen im deutschen Fördersystem für erneuerbare Energien. Denn ab 2027 läuft die beihilferechtliche Genehmigung für das derzeitige EEG-Fördersystem aus. Ein neues Modell muss her – und die Bundesregierung hat bereits vier Optionen zur Diskussion gestellt.

Fest steht, dass ein Claw-Back-Mechanismus eingeführt werden muss. Derzeit wird, beispielsweise im Marktprämienmodell, eine Förderung ausbezahlt, wenn der am Markt erzielte Verkaufspreis unter dem Förderniveau liegt. Liegt der Verkaufspreis darüber, kann dieser „Übergewinn“ vom Anlagenbetreiber einbehalten werden. Genau das ist der EU jedoch ein Dorn im Auge. Erlöse über dem Förderniveau müssen also auf irgendeine Art und Weise zurückfließen.

Das Bundeswirtschaftsministerium hat im Rahmen des Entwurfs zum „Strommarktdesign der Zukunft“ von August 2024 vier mögliche Wege skizziert, wie die EEG-Vergütung ab 2027 weiterentwickelt werden könnte:

Die Option der „gleitenden Marktprämie mit Refinanzierungsbeitrag“ sieht vor, dass Anlagenbetreiber eine variable Vergütung für eingespeisten Strom erhalten, wobei ein Marktwertkorridor definiert wird: Unterhalb eines Mindestwerts („Floor“) gibt es eine Prämie, oberhalb eines Höchstwerts („Cap“) muss ein Teil der Erlöse zurückgezahlt werden. Innerhalb des Korridors erfolgen keinerlei Zahlungen des Staats oder des Anlagenbetreibers. Dieses Modell bietet bewährte Investitionsanreize und geringe Systemumstellung, birgt jedoch Risiken wie erhöhte Kapitalkosten und mögliche Marktverzerrungen, weshalb es vom BMWK zwar geprüft, aber voraussichtlich nicht weiterverfolgt wird.

Der produktionsabhängige zweiseitige Differenzvertrag sieht eine variable Vergütung pro eingespeister Kilowattstunde vor, wobei nur ein einheitlicher Referenzmarktpreis als Grundlage dient: Liegt der Marktpreis unter dem anzulegenden Wert, zahlt der Staat die Differenz, liegt er darüber, erfolgt eine Rückzahlung durch den Betreiber.

Diese Variante vereinfacht die Systemumstellung und senkt potenziell die Kapitalkosten, birgt jedoch weiterhin Mengenrisiken und mögliche Marktverzerrungen, weshalb sie vom BMWK zwar geprüft, aber voraussichtlich ebenfalls nicht weiterverfolgt wird.

Der produktionsunabhängige zweiseitige Differenzvertrag sieht Zahlungen auf Basis des theoretischen Produktionspotenzials einer Anlage vor – unabhängig von der tatsächlichen Stromerzeugung. Dadurch werden Anlagenbetreiber vollständig den Strompreissignalen ausgesetzt, was effizienten Betrieb und systemdienliche Auslegung fördert und Marktverzerrungen vermeidet. Preis- und Mengenrisiken sind weitgehend abgesichert, was die Kapitalkosten senken kann.

Allerdings bringt dieses Modell ein neues „Basisrisiko“ mit sich: Wenn die tatsächliche Anlage deutlich von der Referenzanlage abweicht – etwa durch ungenaue Potenzialschätzungen – kann dies zu unerwarteten finanziellen Belastungen führen, die Gebotswerte erhöhen und im Extremfall die Finanzierung gefährden. Die technische und administrative Umsetzung ist komplex, insbesondere bei anlagenspezifischer Messung, und die Systemumstellung wäre erheblich. Das BMWK prüft diese Option derzeit weiter.

Die Kapazitätszahlung mit produktionsunabhängigem Refinanzierungsbeitrag sieht eine über einen längeren Zeitraum gestreckte, feste Vergütung pro installiertem Kilowatt Leistung vor, unabhängig von der tatsächlichen Stromproduktion. In Kombination mit einem produktionsunabhängigen Rückzahlungsmechanismus – etwa basierend auf dem Produktionspotenzial wie in Option 3 – entsteht ein Anreiz für effizienten und systemdienlichen Anlagenbetrieb, da Betreiber vollständig den Strompreissignalen ausgesetzt sind. Preis- und Mengenrisiken sind weitgehend abgesichert, was die Kapitalkosten senken und die Planungssicherheit erhöhen kann.

Allerdings bringt dieses Modell erhebliche Herausforderungen mit sich: Die Systemumstellung ist tiefgreifend, und das sogenannte „Basisrisiko“ – also die Abweichung zwischen tatsächlicher Anlage und Referenzpotenzial – kann zu unerwarteten Kosten und Finanzierungsschwierigkeiten führen. Zudem besteht die Gefahr, dass Anlagen nur auf maximale Kapazität ausgelegt werden, ohne Rücksicht auf tatsächliche Stromproduktion. Das BMWK prüft diese Option weiter.

Alle vier Modelle enthalten Elemente, die mit den neuen EU-Vorgaben kompatibel sind – insbesondere die Einbindung von Rückzahlungsmechanismen. Damit wird deutlich: Der Claw-Back-Mechanismus ist nicht nur ein Stolperstein im aktuellen Genehmigungsprozess, sondern ein zentraler Bestandteil zukünftiger Förderarchitekturen.

Für die Praxis bedeutet das: Betreiber und Investoren müssen sich auf ein verändertes Förderumfeld einstellen. Die bisherige Sicherheit durch feste Einspeisevergütungen könnte durch komplexere, marktorientierte Modelle ersetzt werden. Gleichzeitig bieten die neuen Ansätze Chancen für eine effizientere und systemdienlichere Integration erneuerbarer Energien.

Klar ist: Die kommenden Monate werden entscheidend dafür sein, wie das EEG ab 2027 ausgestaltet wird – und ob die Energiewende weiterhin auf einem stabilen rechtlichen Fundament steht.