Energiewende im Hauruckverfahren. Eine Einordnung zu den geplanten Änderungen im EEG, im Netzpaket und im Wind-auf-See-Gesetz

Die Energiewende braucht mehr Markt, mehr Flexibilität und eine bessere Abstimmung von Erzeugung, Netzen und Verbrauch.

In den vergangenen Wochen wurden mehrere Referentenentwürfe für richtungsweisende Gesetze im Energiebereich veröffentlicht. Wir möchten hier einen Blick werfen auf die Gesetzesentwürfe des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), des Netzpakets und des Wind-auf-See-Gesetzes (WindSeeG). Die Gesetze greifen tief in Investitionsentscheidungen, Netzanschluss-Prozesse, Erlösmodelle und Finanzierungen ein. Für eine Branche, die mit mehr als 400.000 Beschäftigten und mit Milliardeninvestitionen für Laufzeiten von Jahrzehnten plant, sind sie richtungsweisend und entscheidend für die weitere Entwicklung der Energiewende in den kommenden Jahren.

EEG 1: Zusammenspiel von Neuregelungen kann den Wind-Zubau bremsen

Nach Jahren der Stagnation ist der Windmarkt wieder auf Wachstumskurs. Über 40 GW genehmigter Projekte sind ein historischer Höchststand und sichern eine kontinuierliche Projektpipeline. Gerade jetzt drohen einige Neuerungen im EEG jedoch, die Investitionen erneut auszubremsen. Die geplante Begrenzung der Anschlussleistung auf 280 W/m² Rotorfläche kann insbesondere moderne, leistungsfähige Anlagen an Standorten mit hohen Windgeschwindigkeiten betreffen. Da diese Regelung ab dem 01.01.2027 gelten soll, beträfe sie nicht nur künftige Projekte, sondern auch Vorhaben, die bereits über einen Zuschlag im Ausschreibungsverfahren - und damit über eine feste Kalkulationsbasis - verfügen. Es könnten zudem Projekte betroffen sein, deren Finanzierung bereits zugesagt oder valutiert wurde, die aber 2026 nicht mehr in Betrieb genommen werden. Das wäre ein deutlicher Eingriff in den Vertrauensschutz und würde zur Verunsicherung aller Akteure führen. Auch die geplante Begrenzung von Pachtzahlungen auf 3,5 Prozent wird kritisch bewertet. Der starke Wettbewerb der vergangenen Ausschreibungen hat die Pachtfrage bereits verändert. Eine starre Obergrenze könnte dazu führen, dass Flächeneigentümer Grundstücke zurückhalten.

Zusammen mit niedrigen sinkenden Ausschreibungspreisen von zuletzt rund 5,06 ct/kWh, dem Abschöpfungsmechanismus über CfDs und weiteren Einschränkungen wird die wirtschaftliche Luft für Projekte dünner. Hier wäre ein Marktwertkorridor wünschenswert, um eine Reduzierung des Risikos für eine geringere Rentabilität vieler Projekte zu erreichen. Der BWE weist z.B. in einer Stellungnahme daraufhin, dass ohne einen Marktwertkorridor der Anreiz für PPAs fehlt, bzw. die Wechselmöglichkeit zwischen CFD (Marktprämie) und PPAs nur einmal in zehn Jahren möglich ist, was mittelständische Unternehmen blockiert, die PPAs in der Regel nur für kürzere Laufzeiten abschließen können. Hinzu kommt die Erhöhung der Beteiligung von Kommunen von 0,2 auf 0,3 ct/kWh.

EEG 2: Photovoltaik: Aufdachanlagen nur noch für den Eigenverbrauch, Konkurrenz zwischen Aufdach- und Freiflächen-PV

Besonders kritisiert wird der geplante Wegfall der Einspeisevergütung für neue Anlagen unter 25 kW bei gleichzeitiger verpflichtender Direktvermarktung. Die Annahme, kleine Anlagen rechneten sich „ohnehin“, gilt vor allem bei hohem Eigenverbrauch. Wer einen größeren Anteil des Stroms einspeist, verliert mit der Vergütung eine zentrale Kalkulationsgrundlage. Eine kostengünstige Direktvermarktung oder das Energy-Sharing für Kleinstanlagen ist bislang nicht flächendeckend etabliert. Smart-Meter-Kosten und Direktvermarktungsgebühren können die Erlöse erheblich reduzieren. Auch die pauschale 50-Prozent-Kappung setzt einen falschen Anreiz. Statt Dächer möglichst vollständig zu nutzen und Überschüsse intelligent zu steuern, kann es wirtschaftlich attraktiver werden, Anlagen kleiner zu dimensionieren. Die bessere Lösung wäre eine netzdienliche, steuerbare Kombination aus PV, Speichern und Verbrauch sowie die Einführung eines praktikablen Energy-Sharings. Dafür müssten allerdings der Smart-Meter-Rollout und die digitale Steuerung funktionieren.

Gewerbliche PV braucht Wahlfreiheit

Auch für gewerbliche Dachanlagen verschärft sich die Situation. Mit der Ausweitung von CfDs ab 100 kW wird gleichzeitig die Nutzung marktüblicher PPAs erschwert. Gerade für den Mittelstand sind PPAs ein wichtiges Instrument, um langfristige Strompreise abzusichern und neue Anlagen zu finanzieren. Starter- oder Mittelstands-PPAs könnten hier eine sinnvolle Brücke zwischen Förderung und vollständig marktbasierter Finanzierung bilden. Gleichzeitig werden Dachflächen gegenüber Freiflächen strukturell geschwächt. Sinkende Erlöse für gewerbliche Dachanlagen, weniger Anreize für Parkplatz-, Floating- und Agri-PV und eine stärkere Ausrichtung auf Freiflächen sind aus Branchensicht der falsche Weg. Millionen Quadratmeter bereits genutzter Dach- und Parkplatzflächen bieten enormes Potenzial. Diese Flächen sollten genutzt werden, bevor zusätzliche Flächenkonkurrenz entsteht.

Netzpaket: Netzengpässe dürfen nicht zum Finanzierungsrisiko werden

In kapazitätslimitierten Regionen kann ein Netzanschluss künftig eingeschränkt oder an Bedingungen geknüpft werden. Wer trotz bekannter Engpässe angeschlossen werden möchte, muss unter Umständen auf Entschädigungen für spätere Abregelungen verzichten. Damit wird aus einer technischen Netzfrage eine Frage der Finanzierbarkeit. Eine mögliche Erlösminderung von bis zu 20 Prozent ist für Banken keineswegs eine Nebensache. Höhere Abregelungsrisiken führen zu konservativeren Ertragsannahmen, höheren Risikoaufschlägen, größeren Finanzierungspuffern oder geringeren Fremdkapitalquoten. Der geplante Redispatch-Vorbehalt ist grundsätzlich nachvollziehbar: Netzengpässe müssen beim weiteren Ausbau berücksichtigt werden. Problematisch wird es jedoch, wenn daraus ein unkalkulierbares Investitionsrisiko entsteht.

Wind-auf-See-Gesetz

Branchenvertreter forderten seit längerem die Einführung von zweiseitigen Differenzverträgen (CfD) als Standardmodell. Dies wurde im Entwurf des WindSeeG zwar umgesetzt, am geplanten „Zwei-Stufen-Modell“ wird allerdings kritisiert, dass Projekte zuerst rein marktlich (etwa über langfristige PPAs) geplant werden müssen. Erst wenn dies scheitert, greift die staatliche Absicherung per CfD. Branchenverbände wie der BEE-weisen darauf hin, dass dieses Modell den Betreibern in der ersten Phase das komplette Vermarktungsrisiko aufbürdet. Dies kann die Finanzierbarkeit massiv erschweren und könnte dazu führen, dass Projekte trotz Zuschlag nicht realisiert werden.

Zwischen dem Zuschlag bei einer Auktion und der tatsächlichen Inbetriebnahme eines Offshore-Windparks vergehen oft bis zu sieben Jahre. Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) bemängelt in diesem Zusammenhang das Fehlen einer wirksamen Indexierung. Die  Inflation, explodierende Materialkosten sowie gestiegene Zinsen in der Zwischenzeit werden im Rahmen der zugesagten Vergütungen nicht dynamisch aufgefangen. Dies erhöht das wirtschaftliche Risiko für die Entwickler drastisch.

Keine Rückgabeoption für "alte" Krisenprojekte und Marktmacht weniger Akteure

Eine fehlende einmalige, freiwillige Rückgabeoption für gefährdete Projekte, die in den volatilen Ausschreibungsjahren 2023 bis 2025 bezuschlagt wurden, wird von Branchenverbänden kritisch gesehen. Die aktuellen Bedingungen im Ausschreibungsdesign (wie das dynamische Gebotsverfahren) können zudem zu einer Marktmacht weniger Großakteure führen. Wenn nur noch sehr wenige, kapitalstarke Player alle Zuschläge erhalten, sinkt die Akteursvielfalt. Bricht dann ein großer Player weg, kann schnell der gesamte nationale Ausbaupfad und die angeschlossene maritime Lieferkette in Gefahr geraten. Ähnliches trat zuletzt ein, nachdem BP und Total Energies angekündigt haben, Teile ihrer Projekte möglicherweise nicht mehr zu realisieren. Die Neufassung des Wind-auf-See-Gesetzes wurde am 2. September 2026 beschlossen und somit zur parlamentarischen Beratung und Abstimmung an Bundestag und Bundesrat übermittelt.

Fazit: Das eigentliche Risiko heißt Unsicherheit

Die vorliegenden Gesetzesentwürfe werden entscheidend für den weiteren Weg der Energiewende in Deutschland in den kommenden Jahren sein. Die Gesetze stehen nicht für sich isoliert, sondern entfalten untereinander wechselseitige Effekte, die den Ausbau der erneuerbaren Energien und ihre Integration ins Energiesystem beeinflussen. Daraus resultiert eine große Chance, aber auch das Risiko, den Wandel des Energiesystems hin zu einer wirtschaftlichen, resilienten klimaschonenden Energieversorgung zu verlangsamen.  

Das vielleicht größte Risiko liegt in der Summe der Maßnahmen. Netzanschlussrisiken treffen auf neue Erlösmodelle, niedrige Ausschreibungspreise auf steigende Finanzierungskosten und Direktvermarktungspflichten auf eine noch nicht ausreichend etablierte digitale Infrastruktur. Das schafft Unsicherheit – und diese Unsicherheit verteuert Kapital. Für Projektentwickler, Banken und Handwerksbetriebe bedeutet das: Investitionen werden verschoben, Finanzierungen schwieriger und Projekte möglicherweise unwirtschaftlich. Auch das Handwerk braucht Planungssicherheit. Unternehmen haben Fachkräfte eingestellt, ausgebildet und Kapazitäten aufgebaut. Ein politisch ausgelöster Markteinbruch gefährdet diese Strukturen.

Besonders kritisiert wird daher das Hauruckverfahren des Gesetzgebungsverfahrens in den letzten Wochen. Die Gesetzespakete sind komplex, greifen ineinander und haben erhebliche Auswirkungen auf Investitionen und Finanzierung. Trotzdem werden sie unter erheblichem Zeitdruck vorangetrieben. So gilt das derzeitige EEG nur noch bis zum 31. Dezember 2026. Ab dem 1. Januar 2027 muss das neue Gesetz in Kraft getreten sein. Allerdings muss auch die EU-Kommission das EEG genehmigen.

Dieser Zeitdruck darf nicht dazu führen, dass Hinweise aus der Praxis unzureichend berücksichtigt werden. Andernfalls drohen Rechtsunsicherheit, Fehlanreize und neue Rechtsstreitigkeiten.

Wenn Investoren, Banken, Projektentwickler, Handwerksbetriebe und weitere Akteure wegen regulatorischer Unsicherheit zurückhaltender würden, könnte eine Reform, die den Ausbau beschleunigen sollte, am Ende das Gegenteil bewirken: einen erneuten Markteinbruch bei Wind und Photovoltaik – nicht wegen fehlender Technologien oder Nachfrage, sondern wegen fehlender politischer Verlässlichkeit.