Was die CfD-Pflicht ab 2027 für PV-Investoren bedeutet
Excerpt
Ab Juli 2027 werden Contracts for Difference (CfD) für neue PV-Anlagen in Deutschland Pflicht. Das bedeutet: Absicherung nach unten, aber Gewinndeckelung nach oben. Was Investoren jetzt wissen müssen – und warum die nächsten 18 Monate entscheidend sind.
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Deutschland stellt ab Juli 2027 auf Contracts for Difference um. Das bedeutet garantierte Mindestpreise, aber auch eine Abschöpfung von sogenannten Übergewinnen. Der Grund für diese Umstellung ist eine EU-Vorgabe in Kombination mit der auslaufenden Beihilfegenehmigung – Deutschland hat hier keine Wahl, nur Gestaltungsspielraum bei der konkreten Ausgestaltung. Für Investoren ergibt sich ein klares Zeitfenster, denn Projekte, die vor Juli 2027 ans Netz gehen, fallen noch unter die alten Regeln. Der Kabinettsbeschluss mit den entscheidenden Details wird im März 2026 erwartet. Beim Thema Speicher ist die Lage noch offen, allerdings werden Arbitrage-Gewinne wahrscheinlich nicht abgeschöpft – sicher ist das aber noch nicht. Das Fazit lautet: weniger Spekulation, mehr Planungssicherheit. PV-Investment stirbt nicht, es wird erwachsen.
Die goldenen Jahre der PV-Investition, in denen Strompreisspitzen wie 2022 für unerwartete Rekordrenditen sorgten, neigen sich dem Ende zu. Ab Juli 2027 wird Deutschland auf sogenannte Contracts for Difference (CfD) umstellen – ein System, das Planungssicherheit bringt, aber auch Gewinnpotenziale begrenzt. Wer jetzt investiert, sollte die neuen Spielregeln kennen.
Was kommt da auf uns zu?
Am 30. Januar 2026 hat Bundesumweltminister Carsten Schneider die Richtung vorgegeben: CfDs werden das zentrale Förderinstrument für erneuerbare Energien. Das bedeutet eine fundamentale Änderung gegenüber dem bisherigen System.
Bisher (Marktprämie): Liegt der Strompreis unter dem garantierten Wert, zahlt der Staat die Differenz. Liegt er darüber, behalten Sie als Betreiber den gesamten Erlös.
Künftig (CfD): Liegt der Strompreis unter dem garantierten Wert, zahlt der Staat die Differenz. Liegt er darüber, zahlen Sie die „Übergewinne" zurück.
Der Unterschied klingt subtil, ist aber gravierend: CfDs schaffen einen Preiskorridor mit Boden und Decke. Sie sind nach unten abgesichert, aber nach oben gedeckelt.
Warum jetzt? Die zwei Treiber der Reform
Deutschland handelt nicht aus eigenem Antrieb, sondern aus Notwendigkeit:
1. Die EU-Beihilfegenehmigung läuft aus
Die aktuelle EEG-Förderung ist nur bis 31. Dezember 2026 von der EU genehmigt. Ohne Anschlussregelung droht eine Förderlücke.
2. Die EU-Strombinnenmarktverordnung
Ab 17. Juli 2027 sind CfDs oder gleichwertige Instrumente für alle Mitgliedstaaten verpflichtend. Deutschland hat keine Wahl – nur noch Gestaltungsspielraum beim „Wie".
Der Zeitplan: Was wann passiert
März 2026: Kabinettsbeschluss zur Energiestrategie
Bis 31. Mai 2026: Verabschiedung durch Bundestag und Bundesrat
31. Dezember 2026: Auslaufen der aktuellen EU-Beihilfegenehmigung
Anfang 2027: Inkrafttreten der EEG-Novelle
17. Juli 2027: CfDs verpflichtend für alle Neuanlagen
Für Investoren ergibt sich daraus ein klares Zeitfenster: Projekte, die vor Juli 2027 ans Netz gehen, fallen noch unter die bisherigen Regeln.
Die offenen Fragen – und warum sie entscheidend sind
Die Richtung ist klar, die Details fehlen. Genau diese Details werden darüber entscheiden, wie attraktiv PV-Investments unter dem neuen System sind:
Wo liegt die Obergrenze?
Bei welchem Strompreis beginnt die Abschöpfung? 60 Euro pro Megawattstunde? 80 Euro? Die Höhe des „Caps" bestimmt, wie viel Aufwärtspotenzial bleibt. Noch gibt es keine Zahlen.
Reale Erlöse oder Referenzanlage?
Hier wird es technisch, aber wichtig:
Produktionsabhängig: Die Abschöpfung basiert auf Ihren tatsächlichen Erlösen. Fair und transparent.
Produktionsunabhängig: Die Abschöpfung basiert auf einer fiktiven „Referenzanlage". Problematisch – Sie könnten theoretisch Geld zurückzahlen müssen, obwohl Sie den Gewinn nie erzielt haben.
Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) fordert vehement das produktionsabhängige Modell. Ob die Regierung folgt, ist offen.
Ausnahmen für kleine Anlagen?
Der BEE schlägt vor, Anlagen unter 200 kW von der Abschöpfung auszunehmen – der administrative Aufwand stünde in keinem Verhältnis zum Ertrag. Für Dachanlagen und kleinere Gewerbeprojekte wäre das relevant.
Was ist mit Speichern?
Batteriespeicher verdienen durch Arbitrage: Strom günstig einkaufen, teuer verkaufen. Die zentrale Frage: Werden diese Gewinne abgeschöpft?
Die Branche ist sich einig: Das wäre kontraproduktiv. Der BEE formuliert es deutlich: „Bei zwischengespeichertem Strom muss eine zusätzliche Abschöpfung bei der Ausspeicherung ausgeschlossen werden." Die Logik ist simpel – ohne Arbitrage-Möglichkeit keine wirtschaftlichen Speicher, ohne Speicher keine Energiewende.
Unsere Einschätzung: Die Wahrscheinlichkeit ist hoch, dass Speicher-Arbitrage geschützt wird. Sicherheit gibt es aber erst mit dem Kabinettsbeschluss im März 2026.
Was CfDs für Ihre Rendite bedeuten
Seien wir ehrlich: CfDs werden die Renditeerwartungen verändern. Aber nicht zwangsläufig zum Schlechteren.
Was Sie verlieren:
Das Upside bei Strompreisspitzen. Jahre wie 2022, in denen Spotmarktpreise explodierten, werden künftig keine Bonanza mehr bringen.
Was Sie gewinnen:
Echte Planungssicherheit. Ein garantierter Preiskorridor über 20 Jahre macht Projekte kalkulierbarer – für Sie und für finanzierende Banken. Die Eigenkapitalrendite wird berechenbarer, die Finanzierungskonditionen potenziell besser.
Das Fazit:
CfDs tauschen Volatilität gegen Stabilität. Wer auf spekulative Windfall-Profits gehofft hat, muss umdenken. Wer solide, langfristige Infrastruktur-Investments sucht, findet ein robusteres Umfeld.
Der Blick nach Italien: So funktioniert es in der Praxis
Italien hat CfDs bereits eingeführt. Das FER X-System läuft seit Februar 2025 und liefert erste Erfahrungswerte:
Durchschnittlicher PV-Preis: ca. 57 Euro/MWh
Vertragslaufzeit: 20 Jahre
Erste Ausschreibung: rund 7.700 MW vergeben
Das italienische System zeigt: CfDs funktionieren. Investoren akzeptieren die Spielregeln, Projekte werden realisiert, der Markt läuft. Der Wettbewerb ist allerdings intensiv – in der ersten Ausschreibung lagen die Gebote im Schnitt 37 Prozent unter dem Höchstpreis.
Drei Strategien für Investoren
1. Das Zeitfenster nutzen
Projekte, die vor Juli 2027 in Betrieb gehen, fallen unter die alten Regeln. Wer jetzt mit der Planung beginnt, hat realistisch 12 bis 18 Monate – ambitioniert, aber machbar. Die Flächenakquise und Genehmigungsphase sollte bereits laufen oder zeitnah starten.
2. Speicherintegration priorisieren
Unabhängig vom CfD-Design wird Eigenverbrauch und Speicherung attraktiver. Strom, der nicht ins Netz eingespeist wird, unterliegt keiner Abschöpfung. Hybridprojekte mit PV und Batteriespeicher gewinnen an relativer Attraktivität.
3. Renditeerwartungen anpassen, nicht aufgeben
CfDs sind kein Ende der PV-Rendite, sondern eine Verschiebung. Kalkulieren Sie mit stabileren, aber niedrigeren Erträgen. Die risikoadjustierte Rendite kann durchaus attraktiv bleiben – besonders im Vergleich zu anderen Infrastruktur-Investments.
Unser Fazit
Die CfD-Einführung ist keine Katastrophe, sondern ein Paradigmenwechsel. Das Geschäftsmodell PV-Investment stirbt nicht – es wird erwachsen. Weniger Casino, mehr Infrastruktur.
Für Investoren, die langfristig denken und solide Projekte suchen, ändert sich weniger als die Schlagzeilen vermuten lassen. Für Spekulanten auf Strompreisspitzen ist die Party vorbei.
Die kommenden Monate werden entscheidend. Im März 2026 kommen die Details, bis Mai muss das Gesetz stehen. Wer jetzt Projekte identifiziert, Flächen sichert und Genehmigungen vorantreibt, hat die besten Karten – ob unter altem oder neuem System.
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FAQ
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Ein Contract for Difference ist ein zweiseitiger Differenzvertrag zwischen Anlagenbetreiber und Staat. Im Gegensatz zur bisherigen Marktprämie, die nur nach unten absichert, funktioniert ein CfD in beide Richtungen. Liegt der Marktpreis unter dem vereinbarten Strike-Price, zahlt der Staat die Differenz an den Betreiber. Liegt der Marktpreis darüber, zahlt der Betreiber die Differenz an den Staat zurück. Das Ergebnis ist ein garantierter Preiskorridor, der Planungssicherheit schafft, aber auch das Gewinnpotenzial nach oben begrenzt.
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Deutschland führt CfDs nicht aus eigenem Antrieb ein, sondern aufgrund europäischer Vorgaben. Zum einen läuft die EU-Beihilfegenehmigung für das aktuelle EEG-Fördersystem am 31. Dezember 2026 aus. Zum anderen schreibt die EU-Strombinnenmarktverordnung ab dem 17. Juli 2027 CfDs oder gleichwertige Instrumente für alle Mitgliedstaaten vor. Deutschland hat also keine Wahl, ob CfDs kommen – nur noch Gestaltungsspielraum bei der konkreten Ausgestaltung.
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Nein, die CfD-Regelung betrifft ausschließlich Neuanlagen, die ab dem Stichtag in Betrieb gehen. Bestandsanlagen behalten ihren bisherigen Förderrahmen. Projekte, die vor Juli 2027 ans Netz gehen, fallen ebenfalls noch unter die alten Regeln mit der einseitigen Marktprämie.
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Diese Frage ist noch nicht abschließend geklärt und wird erst mit dem Kabinettsbeschluss im März 2026 beantwortet. Die Branchenverbände fordern einhellig, dass Speicher-Arbitrage von der Abschöpfung ausgenommen wird. Die Argumentation ist nachvollziehbar: Wenn Gewinne aus dem zeitversetzten Verkauf von gespeichertem Strom abgeschöpft würden, wäre das Geschäftsmodell für Batteriespeicher gefährdet. Da Speicher für die Energiewende unverzichtbar sind, ist es wahrscheinlich, dass sie eine Sonderbehandlung erhalten – sicher ist das aber noch nicht.
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Ja, aber mit veränderten Renditeerwartungen. CfDs eliminieren das Upside-Potenzial bei Strompreisspitzen, bieten dafür aber echte Planungssicherheit über die gesamte Vertragslaufzeit. Die Rendite wird berechenbarer und stabiler, was auch die Finanzierungskonditionen verbessern kann. Italien zeigt mit dem bereits laufenden FER X-System, dass Investoren die neuen Spielregeln akzeptieren und der Markt funktioniert. CfDs machen PV-Investments weniger spekulativ und mehr zu klassischen Infrastruktur-Investments – das kann je nach Anlagestrategie sogar ein Vorteil sein.
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Investoren sollten drei Dinge im Blick behalten. Erstens das Zeitfenster nutzen: Wer Projekte vor Juli 2027 realisieren kann, profitiert noch vom alten System. Zweitens die Details im März 2026 verfolgen: Der Kabinettsbeschluss wird zeigen, wie attraktiv das neue System tatsächlich wird. Drittens Speicherintegration priorisieren: Eigenverbrauch und Speicherung werden unter CfD-Bedingungen relativ attraktiver, da selbst genutzter Strom nicht der Abschöpfung unterliegt.