absolvierte ihr Jurastudium an der Universität zu Köln und der Université de Paris I (Panthéon-Sorbonne). Von 2010 bis 2013 arbeitete sie in einer internationalen Wirtschaftskanzlei im Energierecht und Energiekartellrecht. Seit 2013 ist sie in der auf das Recht der erneuerbaren Energien spezialisierten Kanzlei Engemann & Partner in Lippstadt tätig.
Am 29.07.2026 wurden im Bundeskabinett die EEG-Novelle 2027 und das Netzanschlusspaket verabschiedet. Ministerin Katherina Reiche sprach von einem Paradigmenwechsel bei den Erneuerbaren. Dem kann man zustimmen – es fragt sich nur, ob der Wechsel in die positive oder in die negative Richtung erfolgt. Aus Sicht der Erneuerbaren und der betroffenen Anlagenbetreiber leider größtenteils in die negative Richtung. Kritisch – und dem angestrebten Ausbau der Erneuerbaren sicherlich nicht förderlich – sind insbesondere der (zu) umfassende Abschöpfungsmechanismus im Rahmen von Contracts for difference (Cfd), die flächendeckende Wirkleistungsbegrenzung und der Redispatch-Vorbehalt.
Mit der Neuregelung des § 21d Abs. 1 EEG 2027 wird eine Abschöpfungsregelung in Form eines Refinanzierungsbeitrags in das EEG integriert, die zu einem produktionsabhängigen, zweiseitigen Differenzvertrag (Cfd) führt. Bisher konnten Betreiber von EE-Anlagen, die eine Förderung im Rahmen der Marktprämie erhalten, Erlöse oberhalb der anzulegenden Werte behalten. Dies war – betriebs- und volkswirtschaftlich – sinnvoll, um marktwirtschaftliches Verhalten zu fördern. Ziel war es doch eben gerade, die Erneuerbaren an den Markt heranzuführen. Dieses Ziel wird mit dem neuen Abschöpfungsmechanismus nunmehr aber konterkariert: Bei Neuanlagen nach dem EEG 2027 werden die Erlöse oberhalb der anzulegenden Werte künftig abgeschöpft. Großer Kritikpunkt ist daran, dass kein Marktwertkorridor oder eine Begrenzung der Abschöpfung vorgesehen ist. Wo ist damit ein marktlicher Anreiz für die Anlagenbetreiber zum wirtschaftlichen Handeln? Insbesondere ist die Flucht in die sonstige Direktvermarktung auch kein pauschal taugliches Mittel, die Abschöpfung zu verhindern. Denn die Abschöpfung erfolgt grundsätzlich auch für Strommengen, die der Anlagenbetreiber im Rahmen der sonstigen Direktvermarktung veräußert. Ziel des Anlagenbetreibers kann es dann nur sein, im Rahmen der sonstigen Direktvermarktung Herkunftsnachweise für Grünstrom zu erhalten, was im Rahmen der geförderten Direktvermarktung mit Marktprämie nicht möglich ist. Ob die Herkunftsnachweise den sprichwörtlichen Kohl jedoch fett machen, darf bezweifelt werden. Insofern stellt sich hier die Frage, inwieweit PPASteht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik.Steht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik.-Modelle noch Sinn machen.
Direktleitungen: Gesetzgeber konterkariert sinnvolle gesetzliche Regelungen
Insbesondere die – absolut begrüßenswerte und lange geforderte – Lockerung der „starren Proportionalität“ zwischen verschiedenen Formen der Direktvermarktung, die zum 23.12.2025 in § 21b Abs. 2 EEG 2023 eingeführt wurde, wird damit nahezu ad absurdum geführt: Nach der Rechtslage vor dem 23.12.2025 konnten Anlagenbetreiber den in einer Anlage erzeugten Strom zwar prozentual auf verschiedene Veräußerungsformen aufteilen. Jedoch waren sie gezwungen, die jeweiligen Prozentsätze im Vorfeld zu fixieren und nachweislich jederzeit einzuhalten (sogenannte starre Proportionalität, vgl. § 21b Abs. 2 EEG a. F.). Doch wie soll der Anlagenbetreiber im Vorfeld wissen, wie der Wind weht? Die Kombination verschiedener Veräußerungsformen war damit rechtlich zulässig, faktisch aber jenseits der Vor-Ort-Belieferung, die für Windenergieanlagen kaum eine Rolle spielt, nahezu unmöglich. Dies änderte der Gesetzgeber – endlich – zum 23.12.2025, wonach es gem. § 21b Abs. 2 EEG n.F. bei einer Aufteilung zwischen geförderter Direktvermarktung einerseits und sonstiger Direktvermarktung andererseits nicht mehr vorgeschrieben ist, bestimmte Prozentsätze einzuhalten. Eine absolut begrüßenswerte gesetzliche Änderung, da sie neue Geschäftsmodelle wie beispielsweise Energy-Sharing-Konstellationen nach § 42c EnWG oder Stromlieferungen an Endabnehmer über längere Direktleitungen ermöglicht. Aber: Warum soll sich der Anlagenbetreiber unter dem EEG 2027 einen Endabnehmer suchen und mit diesem einen für beide Seiten lukrativen PPASteht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik.Steht für Power Purchase Agreement: längerfristiger Stromliefervertrag zwischen einem Erzeuger und einem Verbraucher, z.B. einer Fabrik. schließen, wenn die Erlöse daraus dann doch wieder abgeschöpft werden? Es ist schade, dass der Gesetzgeber an sich sinnvolle gesetzliche Regelungen selbst wieder konterkariert. Absicht oder fehlender Überblick?
Hohes Gefahrenpotential: einmaliger Ausstieg aus der EEG-Förderung
Wie umfassend der Abschöpfungsmechanismus ist, zeigt sich überdies daran, dass durch einen entsprechenden Verweis in § 21d Abs. 1 S. 3 EEG 2027 auf § 19 Absatz 3 bis 3b EEG 2027 auch Speicher einbezogen werden. Denn danach erfasst die Abschöpfung auch Strommengen, die vorher zwischengespeichert wurden. Einziger Ausweg aus dem Refinanzierungsbeitrag ist der endgültige (!) Verzicht auf die Marktprämie gem. § 21e EEG 2027. Mit der Neueinführung von § 21e EEG 2027 wird es Anlagenbetreibern unter gewissen Voraussetzungen einmalig ermöglicht, aus der Förderung auszusteigen und damit für die Zukunft auch nicht mehr unter die Abschöpfung zu fallen. Wenn ein Anlagenbetreiber dem Netzbetreiber in Textform mitteilt, dass er künftig dauerhaft keine EEG-Förderung mehr in Anspruch nehmen will, entfällt für die Zukunft dieser Anspruch. Gleichzeitig entfällt für die Zukunft die Pflicht zur Zahlung des Refinanzierungsbeitrags.
An dieser Stelle verbirgt sich hohes Gefahrenpotential: Der einmalige Ausstieg aus der Förderung ist eben gerade nicht bloß die Wahl einer anderen Veräußerungsform – also z.B. zwischen geförderter und sonstiger Direktvermarktung –, welche die Abschöpfung wie dargestellt nicht entfallen lässt, sondern die endgültige Verabschiedung aus der Marktprämie. Eine Verwechselung liegt nahe: Die „mal eben“ an den Netzbetreiber vor dem morgendlichen Kaffee geschriebene Email – siehe oben: Textform genügt – war eben nicht der monatliche Wechsel, sondern das One-way-Ticket in die Welt jenseits der EEG-Förderung. Daher der Rat, sehr sorgfältig auf Inhalt und Wortwahl in der Korrespondenz mit dem Netzbetreiber zu achten.
Vertrauensschutz für Projekte mit bestehenden Netzanschlusszusagen nötig
Ebenso als Verhinderungsinstrument wirkt die neu eingeführte Wirkleistungsbegrenzung in § 8 Abs. 1 S. 3- 5 EEG 2027. Für Anlagen, die „ab dem 1. Januar 2027 angeschlossen werden“, besteht der Anspruch auf Netzanschluss im Falle des Anschlusses einer WEA an Land nur mit der Maßgabe, dass die maximale Wirkleistungseinspeisung am Netzverknüpfungspunkt auf 280 Watt je Quadratmeter der vom Rotor der WEA überstrichenen Fläche begrenzt ist. Kritisch – und rechtlich fragwürdig – ist insbesondere die durch den Kabinettsbeschluss eingeführte zeitliche Komponente, wonach die Wirkleistungsbegrenzung für alle Anlagen Geltung beanspruchen soll, die ab dem 1. Januar 2027 angeschlossen werden. Hierdurch könnten sogar Anlagen mit bestehender Netzanschlusszusage betroffen sein, wenn deren physischer Netzanschluss erst nach dem 1.1.2027 vorgenommen wird. Dies widerspräche jedoch zum einen dem Gedanken des Vertrauensschutzes, zum anderen sieht die Übergangsbestimmung des § 100 Abs. 1b) EEG 2027 vor, dass nur Anlagen mit Ausschreibungsteilnahme ab dem Jahr 2027 von der gesetzlichen Neuregelung betroffen sein sollen. Hier ist schon das Gesetzespaket in sich nicht stimmig. Es bedarf der Nacharbeitung im Sinne der Schaffung von Vertrauensschutz für Projekte mit bereits bestehenden Netzanschlusszusagen.
Redispatch-Vorbehalt im Netzanschlusspaket stärkt Netzbetreiber
Zentraler Inhalt des Netzanschlusspaketes sind überdies die Regelungen zum Redispatch-Vorbehalt und den kapazitätslimitierten Gebieten. Auch diese wurden im Rahmen des Kabinettsbeschlusses insbesondere im Rahmen von § 8 Abs. 4 EEG 2027 nochmals verschärft. Nach nur einem Jahr mit Abregelungen von mehr als 5 Prozent der Windparkproduktion können die Netzbetreiber ihre Verteilnetzgebiete für die Dauer von bis zu sechs Jahren zu Netzengpassregionen erklären. In diesen Gebieten können Netzbetreiber 18 Prozent (für Windvorranggebiete) bzw. 20 Prozent (für sonstige Gebiete) der gesamten Jahresproduktion ohne Entschädigung abregeln.
Der Widerspruch zeigt sich schon an der „Zuständigkeitsverteilung“: Der Netzbetreiber, der gem. § 11 Abs. 1 EnWG und § 12 Abs. 1 EEG grundsätzlich zum Netzausbau verpflichtet ist, darf selbst sein Gebiet als kapazitätslimitiert ausweisen – also „Ausweis statt Ausbau“? Zwar stellt das Gesetz ausdrücklich klar, dass kapazitätslimitierte Gebiete im Rahmen der Verpflichtung nach § 11 Abs. 1 EnWG prioritär bedarfsgerecht auszubauen sind. Aber: Ein schuldhaft verzögerter Netzausbau muss im Zweifel bewiesen werden und dies dürfte – angesichts des Netzes als Blackbox und des Informationsvorsprungs des Netzbetreibers in der Praxis – schwierig werden. Dies zeigt die Erfahrung im Rahmen des Schadensersatzprozesses wegen verzögerten Netzausbaus nach EEG: Wie stellt der klagende Anlagenbetreiber die „reale Welt“ der Verzögerung gegen eine – hypothetische – „ideale Welt“ des unverzüglichen Netzausbaus? Neu eingeführt durch den Kabinettsbeschluss wurde schließlich eine Verlängerungsoption für kapazitätslimitierte Gebiete um einmalig 18 Monate. Sie erfolgt automatisch, wenn weiterhin im Vorjahr des auslaufenden Aufweisungszeitraums von sechs Jahren die Abregelung mehr als 5 Prozent beträgt.
Nochmalige Verschärfung der Rahmenbedingungen für Anlagenbetreiber
Zusammengefasst bedeuten die Kabinettsbeschlüsse daher eine nochmalige Verschärfung der Rahmenbedingungen für die Anlagenbetreiber. Denn die oben genannten Punkte sind nur die Spitze des Eisbergs: Kritikwürdig – und rechtlich fraglich – sind weiterhin insbesondere die Pachtbegrenzung, § 36d EEG 2027 (ist dies verfassungsrechtlich zulässig oder ein Eingriff in die Eigentumsfreiheit?), die Anpassung des Referenzertragsmodells in § 36h EEG 2023 (Schlechterstellung der neu geschaffenen Region Mitte-Nord und Küstenregion) und der Abzug des NZIA-Volumens von der regulären Ausschreibungsmenge (Aufschlag statt Abzug notwendig). Es bleibt also im Sinne der Erneuerbaren zu hoffen, dass das letzte Wort noch nicht gesprochen ist.
Dieser Beitrag ist aus dem BWE-BetreiberBrief 4-2026.
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