Wer Nachrichten aus der Solarbranche verfolgt, stößt zunehmend auf das Kürzel CfD. Hinter Contracts for Difference verbirgt sich ein Fördermodell, das die klassische Einspeisevergütung für Großanlagen ablösen soll. Der aktuelle EEG-Entwurf, der auf der Konferenz Marktoffensive Erneuerbare Energien in Berlin diskutiert wurde, sieht genau drei Wege vor, wie solche Differenzverträge in der Praxis funktionieren können. Dieser Artikel erklärt, was dahintersteckt, ohne politische Bewertungen und ohne Versprechen.
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz hat Deutschland zu einem der größten Solarmärkte der Welt gemacht. Die klassische Einspeisevergütung, bei der ein fester Preis je Kilowattstunde für zwanzig Jahre garantiert wird, hat diese Entwicklung getragen. Doch für Großanlagen wird das Modell in seiner bisherigen Form offenbar neu gedacht: Im Entwurf zum EEG, das landläufig als EEG 2027 bezeichnet wird, tauchen sogenannte Contracts for Difference als zentrales Instrument auf.
Die Debatte darum ist fachlich komplex und wird bisher vor allem in Fachkreisen geführt. Auf der Jahreskonferenz Marktoffensive Erneuerbare Energien in Berlin hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie den Stand der Überlegungen öffentlich dargelegt. Wer die Entwicklung des Solarmarkts beobachtet, sollte verstehen, worum es geht, auch wenn die eigene Anlage auf dem Berliner Reihenhausdach von anderen Regeln betroffen ist.
- Contracts for Difference (CfD) sind ein Förderinstrument, das Betreibern großer Photovoltaikanlagen einen fixen Referenzpreis zusichert und Marktrisiken dämpft.
- Der aktuelle EEG-Entwurf sieht drei unterschiedliche CfD-Optionen für Großanlagen vor, die verschiedene Kombinationen aus Direktvermarktung und staatlicher Absicherung ermöglichen.
- Eine der Optionen erlaubt es, Power Purchase Agreements (PPA) und EEG-Förderung in einer einzigen Anlage zu verbinden, was bisher nicht möglich war.
- Für Hauseigentümer in Berlin und Brandenburg bleibt die klassische Einspeisevergütung das maßgebliche Instrument, doch die Weichenstellungen im Großsolar beeinflussen langfristig den Strommarkt.
- Das EEG befindet sich noch im Gesetzgebungsverfahren: Alle hier beschriebenen Regelungen sind Entwurfsstand und können sich noch ändern.
- 01Was sind Contracts for Difference und wozu gibt es sie?
- 02Der EEG-Entwurf und die drei CfD-Optionen im Überblick
- 03Option eins: Vollständige Marktintegration mit staatlicher Preisabsicherung
- 04Option zwei: Gleitende Marktprämie weiterentwickelt als CfD-Variante
- 05Option drei: PPA und EEG in einer Anlage kombinieren
- 06Was CfDs für den Solarmarkt in Deutschland und Brandenburg bedeuten
- 07Fazit: Drei Optionen, ein Ziel und was das für Sie bedeutet
01Was sind Contracts for Difference und wozu gibt es sie?
Ein Contract for Difference, kurz CfD, ist ein Finanzinstrument, das in der britischen Energiewirtschaft entwickelt wurde und dort seit Jahren für Wind- und Solarparks eingesetzt wird. Die Grundidee ist einfach: Staat und Anlagenbetreiber einigen sich auf einen Referenzpreis je Kilowattstunde. Liegt der tatsächliche Marktpreis an der Strombörse darunter, zahlt der Staat die Differenz. Liegt er darüber, zahlt der Betreiber die Differenz zurück.
Dieses Prinzip unterscheidet sich grundlegend von der klassischen festen Einspeisevergütung, die im deutschen EEG bisher für kleine und mittlere Anlagen gilt. Dort erhält der Betreiber einen fixen Betrag, unabhängig davon, was der Strom an der Börse gerade kostet. CfDs verknüpfen die Förderung also direkt mit dem Marktgeschehen, ohne den Betreiber dem vollen Preisrisiko auszusetzen.
Für Großanlagen, also Solarparks und Windparks im Megawatt-Bereich, macht diese Unterscheidung wirtschaftlich einen erheblichen Unterschied. Die Investitionssummen sind so hoch, dass Banken und Investoren eine verlässliche Preisprognose verlangen, bevor sie Kapital bereitstellen. Ein CfD liefert diese Planungssicherheit, ohne den Steuerzahler dauerhaft unabhängig vom Marktpreis zu belasten.
Installierte Photovoltaik-Leistung in Deutschland nach Jahr
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie hat CfDs als mögliche Brücke zwischen staatlicher Förderlogik und einem funktionierenden Strommarkt beschrieben. Auf der Konferenz Marktoffensive Erneuerbare Energien, die von der Deutschen Energie-Agentur mit organisiert wurde, warb Vertreter Sebastian Pieper aus dem Ministerium für eine bestimmte Variante, die er als bisher zu wenig beachtet einschätzte.
Für Hauseigentümer in Berlin und Brandenburg ist der CfD-Mechanismus zunächst nicht direkt relevant: Anlagen unter einer bestimmten Leistungsgrenze bleiben von der klassischen Einspeisevergütung erfasst. Wer mehr über die aktuelle Vergütungsstruktur wissen möchte, findet im Artikel Einspeisevergütung beantragen: Was in Berlin wirklich zählt einen praxisnahen Überblick.
Dennoch lohnt sich das Verständnis des großen Bildes: Die Rahmenbedingungen, die für Großsolar gesetzt werden, beeinflussen langfristig Investitionsvolumen, Netzausbau und Strompreise, die wiederum jeden Haushalt betreffen.
02Der EEG-Entwurf und die drei CfD-Optionen im Überblick
Im aktuellen EEG-Entwurf, der auf Fachkonferenzen bereits diskutiert, aber zum Redaktionszeitpunkt noch nicht abschließend verabschiedet worden ist, sind drei unterschiedliche Wege vorgesehen, wie Großanlagen CfDs nutzen können. Die Abgrenzungen betreffen vor allem die Frage, wie Direktvermarktung und staatliche Absicherung miteinander kombiniert werden.
Die erste Option entspricht dem klassischen CfD-Modell, wie es aus Großbritannien bekannt ist: Die Anlage vermarktet ihren Strom vollständig über die Direktvermarktung, also über Händler an der Strombörse oder per Vertrag mit Abnehmern. Der Staat zahlt die Differenz, wenn der Marktpreis unter den vereinbarten Referenzpreis fällt, und bekommt sie zurück, wenn er darüber liegt. Diese Variante setzt eine vollständige Marktintegration voraus.
Die zweite Option ist eine abgewandelte CfD-Form, bei der der Betreiber nicht den vollen Marktpreis erhält, sondern einen gleitenden Marktprämienansatz, der den Aufschlag auf den Referenzpreis begrenzt. Diese Variante orientiert sich stärker an den bisherigen Direktvermarktungsregeln des EEG und ist für Betreiber konzipiert, die bereits Erfahrung mit der gleitenden Marktprämie haben.
Die dritte Option ist die, für die Sebastian Pieper vom Bundesministerium auf der Berliner Konferenz ausdrücklich geworben hat: Sie erlaubt es, einen Power Purchase Agreement, also einen langfristigen Liefervertrag mit einem Großabnehmer, und die EEG-Förderung in einer einzigen Anlage zu kombinieren. Das klingt technisch, ist aber wirtschaftlich bedeutsam.
Bisher war diese Kombination im deutschen Recht nicht ohne Weiteres möglich. Ein Anlagenbetreiber musste sich entscheiden: entweder staatliche Förderung über das EEG oder ein privater Liefervertrag. Die dritte CfD-Option würde diese Grenze aufweichen und damit neue Finanzierungsmodelle ermöglichen.
Wichtig ist der Hinweis: All diese Regelungen befinden sich zum jetzigen Zeitpunkt im Gesetzgebungsverfahren. Die Bundesnetzagentur und das Bundesministerium begleiten den Prozess, aber die finale Ausgestaltung kann sich noch verändern. Wer Investitionsentscheidungen plant, sollte den aktuellen Gesetzestext unter Gesetze im Internet prüfen und sich rechtlich beraten lassen.
03Option eins: Vollständige Marktintegration mit staatlicher Preisabsicherung
Die erste CfD-Option folgt dem internationalen Standardmodell. Der Anlagenbetreiber verkauft seinen erzeugten Strom eigenverantwortlich am Markt, trägt also das operative Risiko der Vermarktung. Was ihn absichert, ist der vereinbarte Strike-Preis, also der Referenzpreis, auf den der CfD-Vertrag abgestellt ist.
Wenn der durchschnittliche Marktpreis in einem bestimmten Abrechnungszeitraum unter diesen Strike-Preis fällt, gleicht der Staat die Differenz aus. Liegt der Marktpreis dauerhaft über dem Strike-Preis, fließt Geld zurück. Das schafft aus Sicht des Staates eine symmetrische Konstruktion: Im Boom zahlt er nichts drauf, im Preistief springt er ein.
Für Betreiber großer Freiflächenanlagen, wie sie in Brandenburg auf landwirtschaftlichen Flächen zunehmend entstehen, bietet dieses Modell einen klaren Vorteil: Die Finanzierbarkeit. Banken können eine gesicherte Mindestvergütung einkalkulieren und vergeben Kredite zu günstigeren Konditionen. Mehr zum Thema Freifläche lesen Sie im Beitrag Agri-Solar und Freifläche: Deutschland wächst.
Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in Deutschland
Die volle Marktintegration hat allerdings auch Anforderungen: Der Betreiber braucht einen Direktvermarktungsdienstleister oder eigene Handelskapazitäten. Das bedeutet organisatorischen Aufwand und Kosten, die kleine Betriebe anders stemmen müssen als große Energiekonzerne. Die Struktur des Marktes beeinflusst also, wer diese Option tatsächlich nutzen kann.
Das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme ISE hat in verschiedenen Publikationen dargelegt, wie wichtig eine verlässliche Preisweitergabe entlang der Wertschöpfungskette für die Wirtschaftlichkeit von Großsolaranlagen ist. CfDs adressieren genau diesen Punkt: Sie entkoppeln die Wirtschaftlichkeitsrechnung vom kurzfristigen Preisrauschen.
Für Berliner Eigenheimbesitzer ist diese Option ohne Belang, weil die Leistungsgrenzen im EEG-Entwurf klar auf den Großanlagenbereich abgestellt sind. Dennoch zeigt das Modell, wohin die Reise bei der Förderarchitektur geht: weg von staatlich fixierten Preisen, hin zu marktnaher Absicherung.
04Option zwei: Gleitende Marktprämie weiterentwickelt als CfD-Variante
Die zweite Option im EEG-Entwurf knüpft stärker an die bisherige deutsche Förderpraxis an. Die gleitende Marktprämie ist seit Jahren das Standardinstrument für Anlagen in der Direktvermarktung: Der Betreiber vermarktet seinen Strom am Markt und erhält obendrauf eine Prämie, die sich aus der Differenz zwischen Referenzwert und tatsächlichem Marktpreis ergibt.
Im neuen Entwurf wird diese Logik um eine CfD-typische Obergrenze ergänzt. Das heißt: Wenn der Marktpreis besonders hoch ist, greift eine Rückzahlungsverpflichtung. Der Betreiber partizipiert also an guten Marktphasen, gibt aber einen Teil der Überrendite zurück. Das unterscheidet diese Variante klar vom klassischen Marktprämienmodell.
Diese Option dürfte für Betreiber attraktiv sein, die bereits in der Direktvermarktung aktiv sind und bestehende Strukturen nutzen wollen. Der Übergang ist gradueller als bei Option eins, weil die grundsätzliche Mechanik bekannt ist und nur um das Rückzahlungselement erweitert wird.
Entscheidend ist, dass die Rückzahlungslogik systemisch wirkt: Wenn viele Anlagen gleichzeitig viel Strom produzieren, fallen die Börsenpreise oft, was automatisch bedeutet, dass weniger zurückgezahlt wird. CfDs funktionieren also zyklisch mit dem Markt, nicht gegen ihn. Das ist ein Systemvorteil gegenüber festen Vergütungen. Wer sich mit den kaufmännischen Grundlagen solcher Vorhaben befassen möchte, findet auf finanzpost.de weiterführende Informationen zu Finanzierungsstrukturen und Kapitalplanung.
Die Deutsche Energie-Agentur, die als Veranstalterin der Marktoffensive-Konferenz in Berlin auftrat, begleitet solche Marktdesignfragen seit Jahren. Ihre Studien zeigen, dass die Direktvermarktung die Marktintegration von Erneuerbaren Energien messbar verbessert hat. Die zweite CfD-Option setzt diesen Weg fort.
Für die Finanzierungsplanung eines Großsolar-Projekts macht es einen Unterschied, welche der Optionen gewählt wird. Wer sich mit den kaufmännischen Grundlagen solcher Vorhaben befassen möchte, findet auf finanzpost.de weiterführende Informationen zu Finanzierungsstrukturen und Kapitalplanung.
05Option drei: PPA und EEG in einer Anlage kombinieren
Die dritte Option ist die, für die das Bundeswirtschaftsministerium auf der Berliner Konferenz am stärksten geworben hat. Sebastian Pieper beschrieb sie als bisher zu wenig beachtet, obwohl sie aus seiner Sicht besonderes Potenzial hat. Das Prinzip: Ein Betreiber schließt mit einem Industrieabnehmer einen Power Purchase Agreement, also einen langfristigen Stromliefervertrag zu einem fest vereinbarten Preis.
Gleichzeitig soll diese Anlage aber auch unter den CfD-Schirm des EEG fallen können. Das heißt: Falls der vereinbarte PPA-Preis unter den staatlichen Referenzpreis fällt, greift die Differenzzahlung des Staates zusätzlich. Umgekehrt: Falls der PPA-Preis über dem Referenzpreis liegt, findet eine anteilige Abrechnung statt.
Diese Konstruktion klingt auf den ersten Blick komplex, löst aber ein reales Problem. Viele Industrieunternehmen wollen ihren Strom langfristig direkt von Solarparks beziehen, weil das Planungssicherheit für ihre Energiekosten gibt. Bisher mussten Anlagenbetreiber sich zwischen EEG-Förderung und PPA entscheiden, was manche Investitionen verhindert hat.
Beispielrechnung: CfD-Wirkung bei verschiedenen Marktpreisen
Die dritte Option öffnet hier rechtlich einen neuen Raum. Ob und wie sie in der Praxis funktioniert, hängt von den genauen Ausführungsbestimmungen im finalen Gesetzestext ab. Wer bautechnische Aspekte großer Solarvorhaben plant, findet bei montageteam-marx.de einen Ansprechpartner für Dach- und Konstruktionsfragen. Wer bautechnische Aspekte großer Solarvorhaben plant, findet bei montageteam-marx.de einen Ansprechpartner für Dach- und Konstruktionsfragen.
Für Projektentwickler, die sowohl institutionelle Abnehmer als auch staatliche Absicherung suchen, wäre diese Option ein erheblicher Fortschritt. Sie senkt das Risiko, das für Fremdkapitalgeber entscheidend ist, und stärkt gleichzeitig die direkte Marktbindung. Das ist der Kern der Argumentation aus dem Bundesministerium.
Kritiker aus der Branche merken an, dass die administrative Komplexität dieser Option hoch ist. Die gleichzeitige Abwicklung von PPA-Vertrag und CfD-Abrechnung erfordert sorgfältige Vertragsgestaltung und laufendes Controlling. Diese Anforderungen sprechen dafür, dass Option drei vor allem für professionelle Projektentwickler zugänglich sein wird, nicht für kleinere Akteure.
06Was CfDs für den Solarmarkt in Deutschland und Brandenburg bedeuten
Brandenburg ist eines der sonnigsten und gleichzeitig flächenstärksten Bundesländer in Deutschland. Hier entstehen seit Jahren große Freiflächenanlagen, die für die Energieversorgung der Region und überregional wichtig sind. Die Frage, wie diese Anlagen künftig gefördert werden, ist also keine abstrakte Berliner Gesetzgebungsfrage.
Wenn CfDs die Finanzierbarkeit großer Solarparks verbessern, kann das den Ausbau beschleunigen. Das Statistische Bundesamt erfasst die Zubauraten, und die Bundesnetzagentur veröffentlicht im Marktstammdatenregister laufend die angemeldeten Anlagen. Ein Blick in das Marktstammdatenregister zeigt, wie dynamisch der Zubau auch in der Region ist.
Mehr installierte Kapazität bedeutet tendenziell mehr Stunden, in denen viel günstiger Solarstrom verfügbar ist. Das beeinflusst Netzfrequenz, Netzkosten und die Wirtschaftlichkeit von Speichern. Wer in Berlin einen Batteriespeicher plant, sollte diesen Zusammenhang kennen: Die Einspeisevergütung allein erzählt nicht die ganze Geschichte, wenn Netzentgelte und Marktpreise sich verändern.
Photovoltaik-Zubau in Brandenburg nach Segment (Beispielrechnung Aufteilung)
Für den Betrieb einer eigenen Solaranlage in Berlin und Brandenburg gelten weiterhin die klassischen EEG-Regeln: Anlagen bis zu einer bestimmten Leistungsgrenze können die gesetzliche Einspeisevergütung in Anspruch nehmen, ohne dass CfDs relevant werden. Der Artikel EEG-Umlage, Netzentgelte und Co.: Was Solarbesitzer in Berlin wirklich zahlen erklärt, welche Kostenbestandteile im Berliner Kontext tatsächlich anfallen. Wer smarte Steuerung und Monitoring für seine bestehende oder geplante Anlage optimieren möchte, findet bei liasmart.de Ansätze zur intelligenten Systemintegration und App-Steuerung.
Mittelbar betrifft die CfD-Diskussion aber jeden Solarbesitzer: Ein gut funktionierender Großsolarmarkt stabilisiert die Versorgungslage, reduziert fossile Spitzenlastkraftwerke und kann langfristig zur Senkung der Netzentgelte beitragen. Das sind strukturelle Zusammenhänge, keine kurzfristigen Versprechen.
Der Bundesverband Solarwirtschaft begleitet die EEG-Novellierung aktiv und veröffentlicht Stellungnahmen zu den CfD-Regelungen. Wer tiefer einsteigen möchte, findet dort fachliche Einschätzungen, die über die hier beschriebenen Grundzüge hinausgehen.
Alle in diesem Artikel beschriebenen CfD-Regelungen basieren auf dem EEG-Entwurf, der zum Zeitpunkt der Erstellung noch nicht abschließend verabschiedet war. Die Bundesnetzagentur und das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie veröffentlichen aktuelle Informationen zum Gesetzgebungsstand. Prüfen Sie vor Investitionsentscheidungen stets den aktuellen Gesetzestext und lassen Sie sich rechtlich beraten.
07Fazit: Drei Optionen, ein Ziel und was das für Sie bedeutet
Der EEG-Entwurf adressiert mit den drei CfD-Optionen ein reales Problem: Große Solaranlagen brauchen andere Förderinstrumente als kleine Dachanlagen, weil ihre Investitionsvolumina, Marktintegration und Risikostrukturen grundlegend verschieden sind. Die Differenzvertragslogik ist dabei kein Rückschritt, sondern eine Anpassung der Förderarchitektur an einen reifenden Markt.
Option eins setzt auf vollständige Marktintegration mit staatlichem Preisboden. Option zwei entwickelt die bekannte Marktprämienlogik weiter und ergänzt sie um ein Rückzahlungselement. Option drei ist die innovativste Variante: Sie erlaubt erstmals die Kombination von privatem PPA-Vertrag und staatlicher CfD-Absicherung in einer Anlage.
Für Eigenheimbesitzer in Berlin und Brandenburg ändert sich durch CfDs vorerst nichts an den direkten Förderbedingungen. Die Einspeisevergütung für kleinere Anlagen bleibt das maßgebliche Instrument. Wer eine eigene Solaranlage plant und wissen möchte, wie Angebote zu bewerten sind, liest am besten den Beitrag Angebote vergleichen: Darauf kommt es wirklich an.
Wer smarte Steuerung und Monitoring für seine bestehende oder geplante Anlage optimieren möchte, findet bei liasmart.de Ansätze zur intelligenten Systemintegration und App-Steuerung.
Die größte Lektion aus der CfD-Debatte für jeden Solarbesitzer lautet: Das EEG ist kein statisches Gesetz. Es verändert sich, weil sich Markt, Technologie und politische Prioritäten verändern. Wer heute investiert, sollte die Grundlogik verstehen, nicht nur den aktuellen Vergütungssatz. Das schützt vor Enttäuschungen und schärft den Blick für das, was wirklich langfristig trägt.
Ehrlichkeit ist dabei der beste Ratgeber: CfDs sind ein technisches Förderinstrument, kein Allheilmittel. Ihr Erfolg hängt davon ab, wie die Ausführungsbestimmungen ausgestaltet werden und ob die Umsetzung in der Praxis funktioniert. Das zeigt sich erst, wenn der Gesetzestext final ist und die ersten Projekte nach diesem Modell finanziert werden.
Ein persönliches Wort von Maik Marx
CfDs, PPAs, EEG-Entwürfe: Ich weiß, dass das für die meisten Hausbesitzer nach fernem Gesetzgebungsalltag klingt. Aber ich finde es wichtig, dass Sie die großen Zusammenhänge kennen, auch wenn Ihre Dachanlage davon nicht direkt betroffen ist. Der Solarmarkt verändert sich, und wer investiert, sollte verstehen, in welche Richtung er sich bewegt. Was ich Ihnen bei Ihrem Vorhaben in Berlin oder Brandenburg abnehmen kann: die Aufbereitung der für Sie wirklich relevanten Fragen, die Planung einer Anlage, die zu Ihrer Situation passt, und die ehrliche Einschätzung, was sinnvoll ist und was nicht. Ich verkaufe keine Illusionen, sondern Handwerk. Wenn Sie Fragen haben, sprechen Sie mich an.
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Gibt es eine EEG-Umlage für Photovoltaikanlagen?
Die EEG-Umlage in ihrer ursprünglichen Form wurde in Deutschland zum 1. Juli 2022 auf null abgesenkt und anschließend abgeschafft. Seitdem wird die Finanzierung der Erneuerbaren-Energien-Förderung über den Bundeshaushalt sichergestellt, nicht mehr über eine Umlage auf den Strompreis. Für Betreiber kleiner Photovoltaikanlagen bedeutet das: Die bisherige Belastung durch die EEG-Umlage entfällt. Allerdings bestehen weiterhin andere Kostenbestandteile im Stromnetz, wie Netzentgelte und Abgaben, die im Einzelfall relevant sein können. Aktuelle Informationen dazu veröffentlicht die Bundesnetzagentur.
Welche Änderungen gibt es im EEG ab 2026?
Der EEG-Entwurf, der als EEG 2027 diskutiert wird, sieht für Großanlagen die Einführung von Contracts for Difference als neues Förderinstrument vor. Dabei stehen drei unterschiedliche CfD-Optionen zur Wahl, die Marktintegration und staatliche Absicherung verschieden kombinieren. Für kleine und mittlere Dachanlagen bleibt die Einspeisevergütung das maßgebliche Instrument, allerdings werden die genauen Vergütungssätze und Leistungsgrenzen regelmäßig angepasst. Da sich der Gesetzgebungsprozess zum Redaktionszeitpunkt noch im Gange befand, empfiehlt sich ein Blick in den aktuellen Gesetzestext unter gesetze-im-internet.de sowie in die Bekanntmachungen der Bundesnetzagentur.
Gibt es ab 2027 noch staatliche Förderungen für Photovoltaik?
Ja, staatliche Förderinstrumente für Photovoltaik sind auch nach den geplanten EEG-Änderungen vorgesehen. Für kleine Dachanlagen bleibt die gesetzliche Einspeisevergütung das zentrale Instrument. Für Großanlagen sollen Contracts for Difference treten, die ebenfalls eine staatliche Komponente enthalten, allerdings mit einer Rückzahlungsverpflichtung bei hohen Marktpreisen. Zusätzlich bestehen Förderprogramme der KfW und des BAFA für die Investitionsfinanzierung. Die genauen Konditionen und Leistungsgrenzen hängen vom final verabschiedeten Gesetz ab.
Wie hoch ist die EEG-Vergütung für Windkraftanlagen im Jahr 2026?
Die EEG-Vergütungssätze für Windkraftanlagen werden im Rahmen von Ausschreibungsverfahren ermittelt und sind nicht fest, sondern abhängig vom Ergebnis dieser Auktionen. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Ergebnisse der jeweils aktuellen Ausschreibungsrunden auf ihrer Website. Da sich die Vergütungssätze laufend verändern und dieser Artikel sich auf Photovoltaik und den CfD-Rahmen konzentriert, empfiehlt sich für aktuelle Windkraft-Vergütungssätze ein direkter Blick auf die Veröffentlichungen der Bundesnetzagentur. Dort finden Sie die jeweils geltenden Werte für alle Technologien.
Was ist der Unterschied zwischen einem PPA und dem EEG?
Ein Power Purchase Agreement, kurz PPA, ist ein privatrechtlicher Stromliefervertrag zwischen einem Anlagenbetreiber und einem Abnehmer, zum Beispiel einem Industrieunternehmen. Der Preis wird frei zwischen den Vertragsparteien ausgehandelt. Das EEG hingegen ist ein staatliches Gesetz, das Betreibern eine gesetzlich geregelte Vergütung für eingespeisten Strom zusichert. Bisher mussten sich Betreiber in Deutschland für einen der beiden Wege entscheiden. Die dritte CfD-Option im aktuellen EEG-Entwurf würde es erstmals ermöglichen, beide Instrumente in einer Anlage zu kombinieren, was neue Finanzierungsmodelle ermöglichen könnte.
Warum ist das CfD-Modell für normale Hausbesitzer mit Solaranlage nicht relevant?
CfDs sind im EEG-Entwurf ausdrücklich für Großanlagen konzipiert, also für Solarparks und vergleichbare Projekte im Megawatt-Bereich. Für Dachanlagen auf Einfamilienhäusern, Reihenhäusern oder kleineren Mehrfamilienhäusern gelten weiterhin die klassischen Einspeisevergütungsregeln. Hausbesitzer in Berlin und Brandenburg können ihren erzeugten Strom zu den gesetzlich geregelten Sätzen einspeisen, ohne sich mit Direktvermarktung oder Differenzvertragslogik befassen zu müssen. Das ändert sich nur, wenn die Anlagenleistung deutlich über die üblichen Hausdachgrößen hinausgeht.
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Transparenz-Hinweis (gem. EU AI Act): Der Text dieses Beitrags wurde automatisiert mit Künstlicher Intelligenz (KI) erstellt und nicht redaktionell geprüft; die Fotos sind echte Projektfotos von solarsorglos, Texteinblendungen im Video sind KI-erstellt. Der Beitrag kann Fehler oder veraltete Angaben enthalten, alle Angaben ohne Gewähr (Stand 2026). Er dient der allgemeinen Information rund um Photovoltaik und ersetzt keine individuelle Rechts-, Steuer- oder Finanzberatung und kein Angebot nach Vor-Ort-Prüfung. Verantwortlich: Maik Marx, plangenial Unternehmensberatung, Plauener Str. 19, 13055 Berlin.