Das Auslaufen des EEG 2026 und fehlende Nachfolgeregeln setzen Wind- und Solarprojekte in Deutschland massiv unter Druck. Investoren zögern, Banken fordern mehr Eigenkapital, und die Ausbauziele geraten ins Wanken.
Planer und Investoren halten sich zurück. Die Zukunft des Erneuerbare-Energien-Gesetzes bleibt offen, das aktuelle EEG läuft Ende 2026 aus. Ein verbindlicher Rahmen fehlt, weder Bundestag noch EU haben Klarheit geschaffen. GP Joule meldet, dass zentrale Investitionsentscheidungen auf Eis liegen.
Im Februar legte die Regierung erste Eckpunkte für ein neues EEG und ein Netzpaket vor. Der offizielle Entwurf kam erst im Sommer. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz will in Regionen mit Netzengpässen die Kompensation für abgeregelte Wind- und Solaranlagen zeitweise aussetzen. Ein Risikodeckel für Betreiber soll die Planbarkeit erhöhen. Die Regelung gilt maximal sechs Jahre und für bis zu 18-20 Prozent des jährlichen Stromvolumens. Frühere Pläne sahen bis zu zehn Jahre vor.
Die Bundesregierung hält an einer einheitlichen Strompreiszone fest, obwohl die EU Alternativen geprüft hat. Kritiker werfen vor, dass die tatsächlichen Übertragungskapazitäten zwischen Nord- und Süddeutschland nicht abgebildet werden. Das führt zu Marktverzerrungen und hohen Kosten. Laut Bundestagsunterlagen gilt eine Region als Netzengpassgebiet, wenn mindestens fünf Prozent der jährlichen Erzeugung wegen fehlender Transportkapazität abgeregelt werden. Netzbetreiber dürfen dort den Anschluss neuer Anlagen priorisieren oder einschränken.
Für Entwickler wie GP Joule und Denker und Wulf wird die Finanzierung neuer Windparks schwieriger. Banken verlangen mehr Eigenkapital von Investoren. Nach Branchenschätzungen könnten mehr als die Hälfte der geplanten Windparks nie gebaut werden. Die Rendite sinkt, das Risiko steigt.
Im Jahr 2025 verursachten Netzengpässe in Deutschland Redispatch-Maßnahmen mit einem Volumen von rund 30,3 TWh und Kosten von etwa 3,07 Milliarden Euro. Die Entschädigungen für abgeregelte erneuerbare Anlagen beliefen sich auf rund 433 Millionen Euro und wurden über Netzentgelte finanziert, nicht direkt aus dem Bundeshaushalt.
Auch bei Solaranlagen auf Dächern und großen Photovoltaik-Freiflächenanlagen greifen neue Einschränkungen. Die feste Einspeisevergütung für neue Dachanlagen entfällt. Die Einspeisung wird auf die Hälfte der installierten Leistung begrenzt. Für Freiflächenanlagen gilt eine Obergrenze von 70 Prozent. Windanlagen dürfen pro Quadratmeter Flügelfläche nur noch 280 Watt einspeisen. Standorte mit hoher Erzeugung, etwa in Schleswig-Holstein, trifft das besonders.
Die Entwürfe für EEG und Netzpaket stoßen auf Widerstand. Energiebranche, Mieter- und Vermieterverbände, Kreistage und Verbraucherschützer fordern Nachbesserungen. Ministerpräsident Daniel Günther warnt vor Schäden für Schleswig-Holstein. Die Bundeswirtschaftsministerin verteidigt die Pläne im Bundestag und nennt das Ziel, bis 2030 einen Anteil von 80 Prozent erneuerbarer Energien im Strommix zu erreichen. Der Ausbaupfad für Wind- und Solarenergie wird im laufenden Jahr aber klar verfehlt.
Netzbetreiber bekommen mehr Spielraum, welche Anlagen zuerst ans Netz gehen. Kritiker sehen darin keine Lösung für den schleppenden Netzausbau, sondern nur eine Symptombehandlung. Die Entwicklung erinnert an die Probleme beim Ausbau von Batteriespeichern, wie sie bei anderen Projekten sichtbar wurden.
Die Folgen zeigen sich auch bei den Beschäftigten. GP Joule hat die Zahl der Mitarbeitenden von knapp 1.000 auf 765 reduziert, etwa die Hälfte davon in Schleswig-Holstein. Neben Wasserstoff und Elektromobilität nennt das Unternehmen die neue Gesetzgebung als Grund. Batteriespeicher oder Wasserstoff-Elektrolyseure direkt an Wind- oder Solarparks zu bauen bleibt kompliziert, weil getrennte Netzanschlüsse nötig sind.
Die Begrenzung der Pachten für Flächen auf 3,5 Prozent der Einnahmen drückt zusätzlich auf die Wirtschaftlichkeit. Laut Branche sind die Pachten bereits von etwa 15 auf fünf Prozent gefallen. Projektentwickler wissen nicht, wie die Bundesregierung ihre Rolle bei der Energiewende einschätzt. Die Unsicherheit in der Gesetzgebung erschwert Investitionen und gefährdet die Ausbauziele.
Das Stromnetz muss Erzeuger und Verbraucher verbinden und Schwankungen bei Wind- und Solarstrom ausgleichen. Redispatch-Maßnahmen greifen, wenn das Netz überlastet ist. Die Kosten steigen, wenn der Netzausbau stockt. Eine einheitliche Strompreiszone setzt Fehlanreize, weil regionale Engpässe nicht im Preis auftauchen. Die aktuelle EEG-Debatte zeigt, wie eng regulatorische Vorgaben, technische Infrastruktur und Wirtschaftlichkeit zusammenhängen. Laut Bruegel stieg die Zahl der Stunden mit negativen Großhandelspreisen in Deutschland von 111 im Jahr 2015 auf 573 im Jahr 2025.
