Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ist das zentrale Förderinstrument für Strom aus erneuerbaren Energien in Deutschland. Es regelt seit dem Jahr 2000 den vorrangigen Netzanschluss, die Abnahme und die Vergütung von Strom aus Wind-, Solar-, Biomasse- und Wasserkraftanlagen. Aktuell gilt das EEG 2023, zuletzt geändert durch das Solarspitzengesetz im Februar 2025. Ende 2026 läuft die EU-Beihilfegenehmigung für das Fördersystem aus. Mit dem EEG 2027 steht bereits eine erneute grundlegende Reform bevor. Wie hat sich das EEG entwickelt, welche Bedeutung hat es heute noch für Anlagenbetreiber und welche Alternativen entstehen? Ein Blick auf die Geschichte eines Gesetzes, das die Energiebranche geprägt hat – und sich jetzt neu erfinden muss.
Die Geschichte des EEG
Es ist ein Kind der Jahrtausendwende: das EEG. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz trat im März 2000 in Kraft und löste das sogenannte Stromeinspeisungsgesetz von 1991 ab. Ziel des EEG war es, die Energiewende und den Klimaschutz in Deutschland voranzutreiben und durch Investitionssicherheit für Unternehmen den Anteil von erneuerbaren Energien zu steigern.
Die zentralen Prinzipien waren:
- Nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung
- Vorrangiger Netzanschluss für Strom aus erneuerbaren Energien
- Feste Vergütungssätze für Erzeuger
- Fossile Energieressourcen schonen
Erfolgsmodell EEG: Ausbau gefördert
Blickt man auf die nackten Zahlen, hat das Gesetz das Ziel erreicht und den Ausbau der erneuerbaren Energien gefördert. Lag der Anteil der Erneuerbaren im Jahr 2000 bei 6,3 Prozent, waren es 2024 54,4 Prozent. Ein Jahr zuvor knackte der Anteil von Strom aus Solar- und Windenergie in Deutschland erstmals die 50-Prozent-Marke.
Das EEG brach zudem die Monopolstellung der großen Energiekonzerne und demokratisierte den Energiemarkt. Energie kam nicht mehr nur von wenigen großen Erzeugern, sondern dezentral von vielen Anlagen.
Nicht nur deutsche Branchenvertreter und Umweltverbände bescheinigen dem EEG, ein Erfolgsmodell zu sein. Auch die Internationale Energieagentur (IEA) und die Europäische Kommission sehen das Gesetz als wirksames Instrument zur Energiewende an. Die Prinzipien des EEG wurden zudem von über 60 Ländern weltweit übernommen. So entwarf zum Beispiel Japan ein Vorranggesetz für erneuerbare Energien, das sich stark am EEG orientiert.
Kritik am EEG: zu hohe Kosten, zu komplex
Trotz der positiven Ausbauzahlen gibt es auch Kritik am EEG. Ein Grund: Der Ausbau von Wind- und Solarenergie wurde finanziell stark gefördert, was über die EEG-Umlage auf die Verbraucher umgelegt wurde. Das führte zu immer wieder steigenden Strompreisen. Schlussendlich wurde die EEG-Umlage zum 1. Juli 2022 auf null gesenkt und zum 1. Januar 2023 vollständig abgeschafft. Die Förderung wird seither über den Bundeshaushalt finanziert, geregelt im Energiefinanzierungsgesetz (EnFG).
Was aber weiterhin besteht: Das Gesetz wurde und wird stetig angepasst, wodurch die Regelungen und Förderbedingungen immer komplexer wurden. Ein weiterer aktueller Kritikpunkt: Die starre Einspeiseorientierung passt nicht immer zu den Marktbedingungen, gerade in Zeiten von negativen Strompreisen.
Das EEG bleibt ein Meilenstein der Energiewende, ist aber längst kein Selbstläufer mehr.
Regelmäßige Anpassung: Das EEG im Wandel
Der Markt der erneuerbaren Energien hat sich in den letzten 25 Jahren schnell und stark gewandelt. Das EEG musste sich mitentwickeln. Über die Jahre gab es immer wieder Änderungen am Gesetz:
2004: Mit der ersten Änderung wurden die Ausbauziele der Erneuerbaren angehoben (12,5 Prozent Anteil am Bruttostrommix bis 2010; 20 Prozent bis 2020) und die Vergütungssätze verändert. Zudem gab es eine Anpassung des EEG an die EU-Richtlinie 2001/77/EG.
2009: Der Zielanteil für Erneuerbare wurde weiter erhöht (30 Prozent bis 2020), die bisher hohen Vergütungssätze im Rahmen der EEG-Förderung wurden abgesenkt. Dazu wurden etliche Detailregelungen erlassen, unter anderem wurde der Anlagenbegriff konkreter definiert.
2012: Die Direktvermarktung mit Marktprämienmodell wurde eingeführt. Zudem entfiel die EEG-Umlage für Großabnehmer mit einem Verbrauch von 1 GWh pro Jahr. Später im Jahr gab es eine zweite Änderung, mit der die Vergütungssätze für Solarstrom reduziert wurden.
2014: Der Fokus auf den Änderungen lag auf besserer Wirtschaftlichkeit und mehr Kosteneffizienz. Statt pauschaler Förderung wurde ein Ausschreibungsmodell für Photovoltaik-Freiflächenanlagen eingeführt, das auf mehr Wettbewerb abzielte. Auch Einspeisevergütungen wurden weiter abgesenkt. Ziel der Novellierung war auch, die EEG-Umlage stabil zu halten und die Balance zwischen Bezahlbarkeit von Strom und Versorgungssicherheit zu sichern.
2017: Das 2014 für Photovoltaik-Freiflächenanlagen eingeführte Ausschreibungsverfahren wurde auf alle größeren Anlagen ausgeweitet: Windenergie an Land, große Dach-PV und Biomasse. Die Förderhöhe wird seither in diesen Segmenten wettbewerblich ermittelt. Als Zielkorridor galten 40 bis 45 Prozent Erneuerbaren-Anteil bis 2025.
2021: Das EEG 2021 hob das Ausbauziel auf 65 Prozent bis 2030 an und leitete die Entlastung der Stromverbraucher ein: Die EEG-Umlage wurde zunächst durch Bundeszuschüsse gedeckelt, zum 1. Juli 2022 auf null gesenkt und Anfang 2023 abgeschafft. Die Förderung läuft seither über den Bundeshaushalt.
2023: In der bisher letzten Gesetzesänderung wurden die Ausbauziele neu gefasst (80 Prozent bis 2030). Zudem wurden die Vergütungssätze für bestimmte Solaranlagen erhöht, um einen Anreiz zur effizienteren Flächennutzung bei Dachanlagen zu erreichen. Allerdings wurde auch eingeführt, dass die EEG-Vergütung bei negativen Stunden für neue Anlagen ausgesetzt wird. Eine große Änderung für die Wirtschaftlichkeitsplanung von neuen Anlagen.
2025: Mit dem Solarspitzengesetz (in Kraft seit 25. Februar 2025) wurde § 51 EEG deutlich verschärft: Neuanlagen erhalten bei negativen Börsenstrompreisen ab der ersten Viertelstunde keine Vergütung mehr, die bisherige Karenzzeit entfällt und die Bagatellgrenze sank von 400 kW auf 2 kW. Im Gegenzug verlängert § 51a EEG den Förderzeitraum um die ausgefallenen Zeiten. Zudem wurden die Direktvermarktung für kleinere Anlagen vereinfacht und Steuerbarkeitsanforderungen eingeführt.
Die EEG-Förderung
Die Förderung von erneuerbaren Energien durch das EEG war der entscheidende Faktor, um den Ausbau anzukurbeln und Wind- und Solarenergie in Deutschland zu etablieren. In den Anfangsjahren des Gesetzes waren die Kosten für Wind- und Solaranlagen hoch, die Technologien noch wenig ausgereift. Ohne die Förderung hätten sich die Erneuerbaren nicht gegen fossile Energien durchsetzen können.
Anlagenbetreiber wurden durch die feste Vergütung motiviert, unabhängig von der aktuellen Marktlage einzuspeisen. Das wird in Überschusszeiten heute zum Problem. Die feste Vergütung bedeutete eine kalkulierbare Einnahmequelle und einen klaren Innovationsanreiz für Hersteller und Projektentwickler. Die EEG-Förderung garantierte, dass es immer rentabel ist, in neue Anlagen zu investieren und den Ausbau zu beschleunigen. Kurz gesagt: Sie war damals nicht nur notwendig, sondern der richtige Impuls zur richtigen Zeit.
Die drei Fördermodelle
Aus der Anschubfinanzierung wurde ein Modell, das Marktintegration und Wettbewerb fördert. Um den veränderten Marktbedingungen und unterschiedlichen Anlagengrößen gerecht zu werden, sieht das EEG mittlerweile drei Fördermodelle vor:
- Feste Einspeisevergütung – für kleine Anlagen bis 100 kWp: Mit der festen Einspeisevergütung erhalten Betreiber kleiner Anlagen – etwa privater Dach-PV-Anlagen bis 100 Kilowattpeak (kWp) – über einen festgelegten Zeitraum einen garantierten Vergütungssatz pro eingespeister Kilowattstunde Strom. Der Preis ist gesetzlich geregelt und unabhängig vom Börsenstrompreis.
- Marktprämienmodell – Standard für Anlagen ab 100 kWp: Anlagen ab 100 kWp installierter Leistung sind zur Direktvermarktung verpflichtet: Betreiber verkaufen ihren Strom über einen Direktvermarkter an der Strombörse und erhalten zusätzlich die gleitende Marktprämie. Sie gleicht die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem durchschnittlichen Börsenmarktwert aus. Das Marktprämienmodell ist heute das dominierende Vergütungssystem für Wind- und größere PV-Anlagen, es verbindet Marktintegration mit einer kalkulierbaren Erlösuntergrenze.
- Ausschreibungsmodell – für große Projekte: Für große Windparks und Freiflächen-Solarprojekte gelten seit 2017 die EEG-Ausschreibungen der Bundesnetzagentur. Betreiber müssen sich mit einem Gebot um eine Förderzusage bewerben. Den Zuschlag erhält, wer den geringsten Förderbedarf pro Kilowattstunde anbietet – nach dem Prinzip des wirtschaftlichsten Angebots. Der Zuschlag bestimmt den anzulegenden Wert für die Marktprämie. Damit baut das Ausschreibungsmodell direkt auf dem Marktprämienmodell auf, soll aber zusätzlich Wettbewerb und Kosteneffizienz stärken.
Das EEG hat erneuerbare Energien etabliert
Das EEG hat wesentlich dazu beigetragen, dass erneuerbare Energien in Deutschland zu einer tragenden Säule der Stromversorgung wurden. Zentrale Verbesserungen und Vorteile waren dabei:
- Durch garantierte Einspeisevergütungen über einen festen Zeitraum wurde das Risiko von Investitionen reduziert – dies war in den Anfangsjahren besonders wichtig.
- Das EEG ermöglichte, dass erneuerbare Energien wie Photovoltaik, Windenergie oder Biogas skaliert und die Technologieentwicklung beschleunigt wurde.
- Durch den Ausbau größerer EE-Kapazitäten entstanden Skaleneffekte bei Herstellung und Bau, wodurch Kosten für Anlagen sanken.
- Banken und Investoren konnten Projekte auf stabile Ertragsannahmen stützen – das EEG fungierte als Rückgrat für Projektfinanzierung.
- Das Gesetz sendete ein starkes politisches Signal: Die Energiewende war gewollt und wurde gesetzlich abgesichert.
Ausbau erneuerbarer Energien
Die Nettozubauten bei Wind- und PV-Anlagen zeigen seit Einführung des EEG eine klare Wachstumsdynamik – mit Phasen stärkeren Zubaus in Jahren mit günstigen EEG-Regelbedingungen und Förderanreizen und auf der anderen Seite bremsender Wirkung durch neue Marktmechanismen wie zum Beispiel das Ausschreibungsmodell. Natürlich können auch andere Hemmnisse, wie etwa Probleme in der Lieferkette oder Wirtschaftskrisen, zu einem verzögerten Ausbau führen. Auf der Förderungsseite ist aber definitiv eine Korrelation mit dem EEG zu sehen.
2000 bis 2004: Die festen Einspeisevergütungen sorgten für einen starken Anstieg des Ausbaus erneuerbarer Energien. Bis zur ersten Novellierung des EEG verdoppelte sich die installierte Leistung zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien von 12 GW (2000) bis 24,9 GW (2004). Der Anteil am deutschen Strommix stieg in dieser Zeit von 6,3 bis auf 9,4 Prozent.
2004 bis 2009: Die EEG-Novelle von 2004 erhöhte vor allem die Vergütungssätze für Photovoltaik deutlich. Lag die PV-Gesamtleistung 2004 noch bei 1,1 GW, waren es 2009 rund 10,5 GW. Insgesamt stieg die installierte Leistung der Erneuerbaren von 24,9 GW (2004) auf 47,2 GW (2009). Der Anteil am Bruttostrommix erhöhte sich von 9,4 Prozent auf 16,6 Prozent.
2009 bis 2014: Die Einführung der Direktvermarktung und des Marktprämienmodells führte dazu, dass vermehrt größere Projekte gebaut wurden. Das schlug sich in der installierten Leistung nieder, die sich von 47,2 GW auf 90,3 GW nahezu verdoppelte. 2012 wurden die Vergütungssätze für Solaranlagen gesenkt. Stieg deren Gesamtleistung von 2009 bis 2012 noch von 10,5 GW auf 32,9 GW, ging es danach nicht mehr ganz so steil nach oben. 2014 waren es schließlich 37,8 GW. Der jährliche Zubau von PV-Leistung sank von 2012 (6,8 GW) bis 2014 (1,8 GW). Davon profitierte die Windkraft: Wurden 2012 noch 2 GW Leistung zugebaut, waren es 2014 mit 4,7 GW mehr als doppelt so viel.
2014 bis 2017: Die Einführung des Ausschreibungsmodells für PV-Anlagen bremste den Zubau von Solaranlagen. Die Leistung stieg zwischen 2014 (37,8 GW) nur langsam auf 42,4 GW (2017). Die Windenergie boomte dagegen weiter: Zwar wurden 2015 zunächst nur 3,7 GW zugebaut, 2016 waren es dann jedoch 4,6 GW und 2017 dann 5,2 GW. Insgesamt stieg die Windkraftleistung zwischen 2014 und 2017 von 38 GW auf 50 GW.
2017 bis 2021: Mit der flächendeckenden Einführung des Ausschreibungsmodells war auch in der Windkraft etwas die Luft raus. Der jährliche Zubau sank 2018 auf 2,4 GW und 2019 auf knapp 1 GW, ehe der Zubau bis 2019 zumindest wieder auf rund 2 GW anstieg. Die Gesamtleistung der Windkraft stieg ebenfalls nur leicht von 50,7 GW (2017) auf 56,1 GW (2021). Dagegen erholte sich der jährliche Zubau an PV-Leistung wieder etwas und stieg von 1,7 GW (2017) auf 5,7 GW (2021).
2021 bis 2024: Mit der Abschaffung der EEG-Umlage und der Neuausrichtung des Gesetzes galt: mehr Ausbau, weniger Bürokratie, mehr Markt, aber auch weniger Förderung. Fördersätze und Ausbauziele wurden angehoben, was sich auch in den Zahlen zeigte: Im Jahr 2021 wurden noch 5,7 GW PV-Leistung zugebaut, 2024 waren es 16,7 GW. In der Windkraft waren es 2021 1,9 GW und 2024 3,2 GW.
Ein weiterer Faktor in dieser Zeit war die Energiekrise, ausgelöst durch den russischen Angriffskrieg auf die Ukraine. Dadurch wurde ein neuer Boom auf die Erneuerbaren ausgelöst. Gerade der Ausbau von Photovoltaik stieg stark an: Lag die Gesamtleistung 2021 noch bei 60,3 GW und 2022 bei 67,8 GW, stieg sie bis 2024 um ein gutes Drittel bis auf 99,9 GW.
Der Anteil der Erneuerbaren am deutschen Strommix kletterte 2023 erstmals auf über 50 Prozent (52,9 Prozent) und stieg 2024 auf 54,4 Prozent.
2025: Die jüngste einschneidende Änderung am EEG kam im Februar 2025 mit dem sogenannten Solarspitzengesetz. Hintergrund: Negative Strompreise sind längst kein Ausnahmephänomen mehr, allein 2025 gab es an der Strombörse rund 575 Stunden mit negativen Preisen, ein neuer Rekord. In diesen Zeiten übersteigt das Stromangebot, vor allem aus Photovoltaik, die Nachfrage deutlich.
Für Anlagen, die seit dem 25. Februar 2025 in Betrieb gegangen sind, gilt daher: Bei negativen Börsenstrompreisen entfällt die EEG-Vergütung ab der ersten Viertelstunde, ohne die früher geltende Karenzzeit und bereits ab 2 kWp installierter Leistung. Als Ausgleich verlängert sich der Förderzeitraum nach § 51a EEG um die ausgefallenen Zeiten. Bestandsanlagen genießen Bestandsschutz.
Für Betreiber bedeutet das: Die Zeiten, in denen jede eingespeiste Kilowattstunde automatisch vergütet wurde, sind vorbei. Wirtschaftlicher Erfolg hängt zunehmend davon ab, wann eingespeist wird und ob Erlösausfälle, Kompensationsansprüche und Abrechnungen der Direktvermarkter sauber nachvollzogen werden.
EEG 2027: Was bringt die Zukunft?
Die nächste und womöglich tiefgreifendste Reform des EEG steht unmittelbar bevor: Am 31. Dezember 2026 läuft die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission für das aktuelle Fördersystem aus. Ohne rechtzeitige Neuregelung dürfen ab 2027 keine neuen Förderzusagen mehr auf Grundlage des EEG 2023 erteilt werden. Hinzu kommt eine Vorgabe der EU-Strommarktreform: Ab Mitte 2027 muss die Förderung neuer Stromerzeugungsanlagen über zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) oder gleichwertige Instrumente erfolgen.
Ein Gesetzentwurf für das neue EEG liegt bislang nur im Entwurfsstadium vor (Stand: Juli 2026). Die Eckpunkte aus dem Bundeswirtschaftsministerium zeichnen aber eine klare Richtung: Differenzverträge statt Marktprämie für größere Neuanlagen, eine schrittweise abgesenkte Schwelle für die Direktvermarktungspflicht und das absehbare Ende der festen Einspeisevergütung für neue Kleinanlagen. Für Bestandsanlagen gilt: Bereits entstandene Vergütungsansprüche laufen über die volle Förderdauer weiter.
Parallel erreicht 2026 die erste große Welle von PV-Anlagen das Ende ihrer 20-jährigen Förderung. Für diese Ü20-Anlagen stellt sich die Vermarktungsfrage ganz konkret: sonstige Direktvermarktung, PPA oder Repowering.
Fest steht: Nach mehr als zwei Jahrzehnten erfolgreicher Förderung hat das EEG seinen Charakter verändert: Die Zeit garantierter Vergütungssätze ist vorbei. Betreiber von Wind- und PV-Anlagen müssen ihre Geschäftsmodelle anpassen, um auch ohne die Fördersätze aus dem EEG wirtschaftlich am Markt zu bestehen. Eine große Aufgabe in Zeiten von fallenden Marktwerten und dem häufiger auftretenden Kannibalisierungseffekt.
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