Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bildet seit mehr als 25 Jahren die gesetzliche Basis für den Ausbau der erneuerbaren Energien. Seine Bedeutung für die Branche unterstrich Ursula Heinen-Esser, Präsidentin des Bundeverbands Erneuerbare Energien (BEE), jüngst auf dem BEE-Energiedialog in Berlin: „Das EEG war und ist das Fundament der Energiewende.“ Lang wurde die Novelle angekündigt und mehrmals verschoben, nun hat sich Frank Wetzel, Staatssekretär im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE), auf einen Zeitraum festgelegt: Im ersten Quartal 2026 soll der Kabinettsbeschluss stehen.
Ein sportliches Ziel, wenn man bedenkt, dass das Quartal bereits in wenigen Wochen endet. Ob dieser Termin nun gehalten wird, darauf möchte vermutlich niemand wetten. Viel Spielraum bleibt dem Ministerium nicht: Ende des Jahres läuft die beihilferechtliche Genehmigung aus; daher ist ab 2027 eine Anschlussregelung zwingend nötig. Sicher ist, dass die Inhalte für einigen Zündstoff sorgen werden. In seiner Rede beim Branchentreffen senkte Wetzel die Erwartungshaltung: „Wir verfolgen gemeinsame Ziele. Aber wir werden auch – das sage ich ganz offen – Korrekturen vornehmen.“ Viel diskutierter Kern der Novelle wird der von der EU vorgeschriebene Finanzierungsrahmen mit Abschöpfungsmechanismus (Clawback) sein, wie Wetzel auf dem Energiedialog bestätigte: „Wir wollen versuchen, mit zweiseitigen Differenzverträgen (Contracts for Difference, CfDSteht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.Steht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.) die Systemkosten zu senken und Preissignale des Strommarkts stärker an die Anlagenbetreiber weiterzugeben.“
Wie das neue Förderregime gestaltet sein wird, ist noch offen. Es gibt verschiedene Varianten, die das Finanzierungsrisiko unterschiedlich stark verteilen. Denkbar ist eine Übergangslösung, die anstelle eines festen Betrags einen Preiskorridor vorsieht. Das würde den Betreibern mehr Spielraum lassen, etwa für die Vereinbarung von Power Purchase Agreements (PPAs).
CfDs sind ein mögliches Förderinstrument für Windprojekte. Liegt dabei der Marktpreis für den erzeugten Strom unter einem vereinbarten Betrag, erhalten Betreiber wie bisher einen Ausgleich vom Staat. Liegt der Marktpreis über den Erwartungen, müssen sie die Differenz zurückzahlen. Die Einnahmen werden also gedeckelt. So sollen CfDs zwar weiterhin Investitionsrisiken für Betreiber minimieren, zugleich aber die Staatskasse bei hohen Strompreisen entlasten.
Ausschreibungsvolumen für Windprojekte könnte zum Politikum werden
Das EEG bildet zudem die Basis für das Ausschreibungsvolumen – und das könnte in diesem Jahr zum Politikum werden. Für den Zeitraum von 2024 bis 2028 ist im § 28 EEG ein jährliches Volumen von zehn Gigawatt (GW) verankert. Doch ein Blick auf das vergangene Jahr zeigt: Alle vier Ausschreibungsrunden 2025 waren deutlich überzeichnet. Insgesamt wurden rund 14,45 GW bezuschlagt – ein historischer Höchstwert. Weitere 14 GW aus genehmigten Projekten hängen in der Warteschleife.
Das Problem: Geht ein Windprojekt bei den Ausschreibungen leer aus, hat es in der Regel bereits einen teuren und langwierigen Genehmigungsprozess hinter sich. Jede verpasste Ausschreibungsrunde verzögert den Baubeginn, während die Uhr für die Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz weiter tickt: Die erlischt meist nach zwei bis drei Jahren, wenn nicht mit dem Bau begonnen wurde. Damit wird das begrenzte Ausschreibungsvolumen zum Nadelöhr für die Branche.
Theoretisch hätte das BMWE in der anstehenden EEG-Novelle die Gelegenheit, das Ausschreibungsvolumen zu erhöhen. Gute Argumente dafür gibt es jedenfalls, denn die Onshore-Windkraft muss beim Erreichen des 115-GW-Ziels bis 2030 noch mächtig aufholen. Es ist jedoch fraglich, ob das politisch gewollt ist: Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) bekräftigte mehrfach, dass sich der weitere Ausbau stärker an die Netzkapazitäten anpassen müsse. Die Fachebene ihres Ministeriums sei durchaus aufgeschlossen für eine Erhöhung des Auktionsvolumens, stoße jedoch bei der Hausleitung auf taube Ohren, heißt es in Regierungskreisen.
Subventionen für Erdgaskraftwerke: Kraftwerksstrategie beschlossen
Auch bei der Kraftwerksstrategie verfolgt Reiche vehement ihre eigene Agenda, konnte sich aber in Brüssel am Ende nicht durchsetzen: Nach monatelangem Ringen haben sich Bundesregierung und EU-Kommission im Januar 2026 auf die Eckpunkte für die staatliche Förderung steuerbarer Kapazitäten verständigt. Damit ist das Fundament für das Kraftwerkssicherheitsgesetz gelegt, das den Bau und Betrieb neuer, wasserstofffähiger Anlagen absichert.
In der Energiewirtschaft sorgte diese Entscheidung für gemischte Reaktionen: Während die großen Versorger und Stadtwerke die Planungssicherheit begrüßten, mahnten die Fachverbände massive Nachbesserungen an. Der BEE etwa warnt davor, dass die Subventionen für Erdgaskraftwerke saubere Alternativen ausbremsen könnten. Staatssekretär Wetzel weist die Kritik zurück: „Die Kraftwerksstrategie sichert den Zubau der erneuerbaren Energien ab. Das ist kein Gegensatz, das sind zwei Seiten derselben Medaille.“ Die Umstellung auf Wasserstoff soll stufenweise erfolgen: 2 GW im Jahr 2040, weitere 2 GW 2043 und schließlich 2045 die vollständige Umstellung. Für Spätsommer dieses Jahres rechnet Wetzel mit einer ersten großen Ausschreibungswelle.
Netzausbau habe hohe Priorität
Wo Strom produziert wird, muss er auch transportiert werden. Das deutsche Stromnetz stammt aus dem vorigen Jahrhundert und ist auf eine zentrale Energieversorgung ausgerichtet. Der Umbau zu einem erneuerbaren, dezentralen System stellt die Branche daher vor Herausforderungen. Das Thema ist vielschichtig: Zum einen fehlt es derzeit an transparenten Daten, wie gut die Netze überhaupt ausgelastet sind. Große Schwierigkeiten zeigen sich beim Netzanschluss, denn aktuell greift das sogenannte Windhundprinzip, bei dem die Anträge der Reihe nach bearbeitet werden. Das hat zur Folge, dass nicht unbedingt die profitabelsten Projekte das Rennen machen.
Für Bernd Weber, Geschäftsführer des Thinktanks Epico, sind Flexibilitäten der Schlüssel für den weiteren Ausbau: „Das gehört für mich untrennbar zusammen.“ Sie seien das „Update des Betriebssystems der Energiewende“ und sorgten dafür, die Volatilität der Erneuerbaren auszugleichen, negative Preise zu reduzieren und die Preise zu stabilisieren. Dann brauche es auch weniger Netzausbau.
