Warum Wirtschaftsministerin Reiche die EEG-Mindestvergütung für kleine Photovoltaik-Anlagen wirklich abschaffen will

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Münster – Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) plant, die feste EEG-Einspeisevergütung für kleine Photovoltaik-Anlagen bis 30 kW abzuschaffen. Offiziell verweist sie auf die EU-Strommarktreform 2024 und die Marktintegration Erneuerbarer Energien, die zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference, CfDs) als Leitmodell vorsieht. Doch Experten bezweifeln, dass dies der wahre Grund ist.

Ab 2027 sieht die geltende EU-Leitlinie sieht vor, dass die staatliche Förderung großer Neuanlagen (erneuerbare Kraftwerke, Atomkraftwerke, etc.) einheitlich über CfDs geregelt wird. Kleine Anlagen wie PV-Dachanlagen fallen ausdrücklich nicht unter diese Pflicht. Trotzdem sorgt die geplante Abschaffung der EEG-Mindestvergütung für PV-Anlagen Unsicherheit bei privaten Betreibern. Von der neuen Regelung profitieren könnten Dienstleister wie Direktvermarkter, Banken und Netzbetreiber.

EU-Hintergrund: Neues Förderregime ab 2027 – CfDs für alle staatlich geförderten Großanlagen
Die EU-Leitlinie 2027 sieht vor, dass die staatliche Förderung großer, kapitalintensiver Kraftwerke marktbasiert, transparent und vorhersehbar erfolgt. Kleine Anlagen sollen durch vereinfachte Regelungen vor übermäßiger Bürokratie geschützt werden. Deutschland hat im EEG 2023 die Grenze für Kleinanlagen auf 30 kW festgelegt. Diese Anlagen werden bereits jetzt vereinfacht gefördert: mit garantierter Mindestvergütung und Vermarktung über den Netzbetreiber.

CfDs sichern Betreiber gegen niedrige Marktpreise, begrenzen aber auch extreme Übergewinne. Die EU-Kommission hat im Dezember 2025 Leitlinien veröffentlicht, um Investitionssicherheit zu gewährleisten und die Integration kohlenstoffarmer Stromerzeugung effizient zu gestalten.

Differenzverträge: Was das EEG-Modell von den CfDs unterscheidet und wie Staaten das nutzen können
Sowohl das EEG als auch CfDs gehören zur Kategorie der Differenzverträge. Beide Modelle schützen Anlagenbetreiber vor niedrigen Marktpreisen, indem ein festgelegter Vergütungspreis als Mindestvergütung dient. Der Unterschied liegt in der Obergrenze: Beim EEG-Modell für Anlagen, die in die Ausschreibung gehen, d.h. große Anlagen, kommt in Deutschland bislang ein einseitiges Differenzmodell zur Anwendung - liegt der Marktpreis über der Vergütung, behält der Betreiber den Verkaufserlös in voller Höhe.

CfDs sind zweiseitige Differenzmodelle, die von der EU aber nur für geförderte große Kraftwerksanlagen vorgesehen sind. Sie gewährleisten durch eine fixe Untergrenze Investitionssicherheit und begrenzen extreme Übergewinne. Grundsätzlich wird zwischen symmetrischen CfDs und Korridor-CfDs (Cap and Floor-Modell) unterschieden.

Bei einem klassischen, symmetrischen CfD gibt es nur einen festen Ausübungspreis (ein Strike Price, z. B. 7 ct/kWh). Liegt der Erlös beim Verkauf an der Strombörse unter dem Strike Price, wird die Differenz ausgeglichen; oberhalb muss der Überschuss zurückgezahlt werden. Bei einem Korridor-CfD liegt zwischen der Untergrenze, z. B. 7 ct/kWh, und der Obergrenze, z. B. 9 ct/kWh, ein Spielraum, der Investoren wirtschaftlichen Handlungsspielraum bietet.

Die EU schreibt keine Variante vor - beide CfD-Modelle sind zulässig, solange es sich um Neuanlagen handelt. Doch Frankreich hat selbst für seine alternde, bestehende Atomflotte eine kreative Lösung gefunden und eine Mindestpreisabsicherung für den Atomstrom des staatlichen Energieversorgers EDF regulatorisch umgesetzt. Rein formal handelt es sich nicht um einen klassischen CfD-Vertrag mit individuellen Zahlungsflüssen zwischen dem französischen Staat und dem Betreiber. In der Wirkung entspricht die Mechanik jedoch einem Cap and Floor-CfD, ohne diesen so zu nennen: Preisrisiken nach unten werden staatlich subventioniert bzw. abgefedert und extreme Übergewinne begrenzt.

Die Post-ARENH-Regelung für den französischen Atomstrom ist in der französischen Haushaltsgesetzgebung 2025 verankert und tritt ab 2026 in Kraft:

• Staatlich geförderter Mindeststrompreis für französischen Atomstrom: durchschnittlich ca. 70 €/MWh (~7 ct/kWh)
• Überschussabschöpfung („rent capture“): 50 % über ca. 78–80 €/MWh (~7,8–8 ct/kWh), 90 % über ca. 110 €/MWh (~11 ct/kWh)

IWR: Kleine PV-Anlagen in Deutschland erfüllen CfD-Anforderung bereits - Mindestvergütung und Kappung fallen zusammen
Obwohl kleine PV-Anlagen bis 30 kW laut EU nicht unter die CfD-Pflicht fallen, erfüllen sie nach Einschätzung des Internationalen Wirtschaftsforums Regenerativ Energien (IWR) formal bereits die Merkmale eines symmetrischen CfDs. Der gesetzlich festgelegte PV-Mindestvergütungspreis im EEG fungiert gleichzeitig als Unter- und Obergrenze. Der EEG-Strom für PV-Kleinanlagen muss nach § 20 EEG 2023 vom Netzbetreiber über die Strombörse vermarktet werden. Liegt der Börsenpreis unter der Mindestvergütung, zahlt der Netzbetreiber die Differenz an den Betreiber; liegt er darüber, fließt der Überschuss zurück in den EEG-Topf. Der Anspruch ist in § 19 Abs. 1 EEG 2023 geregelt.

Beispiel:
• Mindestvergütung 7 ct/kWh
• Börsenstrompreis 5 ct/kWh → Netzbetreiber zahlt die Differenz von 2 ct, Betreiber erhält 7 ct
• Börsenstrompreis 9 ct/kWh → Überschuss von 2 ct fließt zurück in den EEG-Topf, Betreiber erhält weiterhin 7 ct

Ohne EEG-Regime müssten Betreiber künftig selbst Vermarktung und Abrechnung organisieren. Verwaltungsaufwand und Finanzierungskosten würden steigen, Projekte verteuern sich, Planungssicherheit geht verloren.

Die Argumentation von Ministerin Reiche wirkt substanzlos
Das EEG für kleine Photovoltaik-Anlagen erfüllt nicht nur die Ausnahmeregelungen für Kleinanlagen, sondern auch alle CfD-Kriterien: Preisabsicherung nach unten, Kappung nach oben und Vermarktung über den Netzbetreiber. Reiche will offenbar politisch Handlungsfähigkeit demonstrieren, obwohl die finanzielle Belastung gerade dieser PV-Neuanlagen gering ist.

Seit dem EEG 2023/24 gibt es keine Vergütung bei negativen Börsenpreisen für Neuanlagen. Die Forderung nach kompletter Abschaffung der Mindestvergütung adressiert nicht die Hauptursache der aktuellen EEG-Kosten, das sind die PV-Altanlagen aus 2006 bis 2012 mit Vergütungspreisen bis ca. 50 ct/kWh. Diese Kosten sinken – automatisch - in den kommenden Jahren mit Auslaufen der hohen Vergütungspreise nach Ende des 20 Jahreszeitraums.

Politische Debatte: Mitmach-Energiewende versus Unternehmensinteressen
Die Abschaffung der PV-Einspeisevergütung würde Privatbetreibern Planungssicherheit nehmen, den Zubau bremsen und Anlagenbesitzer in die Abhängigkeit großer Aggregatoren treiben. Die EU erlaubt Ausnahmen für Kleinanlagen – die Abschaffung wäre daher eine nationale politische Entscheidung, kein EU-Zwang. „Wirtschaftsministerin Reiche sorgt mit ihren energiepolitischen Planungen dafür, dass bei Inkrafttreten die Energiewende als Mitmach-Projekt wieder abgewürgt wird“, so IWR-Chef Dr. Norbert Allnoch.

Gewinner wären vor allem große Energieunternehmen, die von weniger dezentraler Erzeugung, geringerem Eigenverbrauch und besser ausgelasteten Netzen profitieren würden.

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