Seit 1.Januar 1991 gibt es mit dem Stromeinspeisegesetz eine Förderlogik für sogenannte erneuerbare Energien, das Versorger dazu verpflichtete, den so erzeugten Strom abzunehmen und mit festgelegten Tarifen zu vergüten. Seit 1996 sind Windindustrieanlagen im Außenbereich laut Baugesetzbuch privilegiert, bis 1999 wuchs dadurch die Zahl der Anlagen auf 7500 an.
Im April 2000 löste das Erneuerbare-Energien-Gesetz das Stromeinspeisegesetz ab. Vergütungssätze wurden stärker differenziert und für 20 Jahre ab Inbetriebnahme garantiert. Der Vorrang für den Strom aus „erneuerbaren“ Quellen wurde damit gesetzlich verankert, finanziert über die EEG-Umlage auf den Strompreis. Seit 2022 läuft die Finanzierung über den Bundeshaushalt bzw. den Klima- und Transformationsfonds.
Seit 2017 wurde die feste Vergütung durch ein Bieterverfahren ersetzt: Wer die niedrigste Vergütung verlangt, bekommt den Zuschlag. Das hat die Förderhöhe deutlich gedrückt: Beim Gebotstermin 1. Mai 2026 lag der mengengewichtete Zuschlagswert bei 5,06 Cent je Kilowattstunde, bei einem Höchstwert von 7,25 Cent.
Nach rund 35 Förderung
Die Lernkurve wurde teuer erkauft, weil früh und mit garantierten Sätzen gefördert wurde statt später und wettbewerblich. Ein großer Teil der insgesamt 300 Milliarden entfiel übrigens auf Photovoltaik-Anlagen der Jahre 2009 bis 2012 mit Vergütungen über 40 ct/kWh, also auf Technologie, die heute ein Zehntel kostet. Die Differenzkosten erfassen zudem nicht die Netzausbau-, Redispatch- und Backup-Kosten, die mit dem Anteil volatiler Erzeugung überproportional steigen. Und die Förderung läuft weiter, obwohl die Technologie nach eigener Darstellung marktreif ist.
Die Förderung pro Kilowattstunde ist drastisch gefallen, und die Systemintegration ist der teure Teil der kommenden zwanzig Jahre, nicht die Erzeugung. Diese Kosten sind hier NICHT aufgeführt.
Das Förderinstrument nach EEG 2023 ist beihilferechtlich nur bis 31. Dezember 2026 genehmigt, und die Novelle war im Sommer 2026 noch im Verfahren.
Was bisher geflossen ist
| Phase | Instrument | Volumen | Belastbarkeit |
|---|---|---|---|
| 1989–1996 | 100/250-MW-Wind-Programm, Forschung | niedriger einstelliger Mrd.-DM-Bereich | grobe Größenordnung |
| 1991–1999 | Stromeinspeisungsgesetz | wenige Mrd. DM, Haushalt nicht belastet | schlecht dokumentiert |
| 2000–2024 | EEG, alle Technologien, Differenzkosten | rund 300 Mrd. € kumuliert | gängige Schätzung, nicht amtlich bestätigt |
| 2000–2024 | davon Wind an Land | grob 60–90 Mrd. € | eigene Schätzung, siehe unten |
Was noch zu erwarten ist
Eine Modellrechnung mit folgenden Annahmen: 10 GW Zubau jährlich (Ausschreibungsvolumen 2026 laut EEG), 2.200 Volllaststunden, 20 Jahre Förderdauer, Zuschlagswert um 5 bis 6 ct/kWh (Mai 2026: 5,06 ct, Höchstwert 7,25 ct).
| Szenario | Abstand Zuschlagswert zu Marktwert | Neuanlagen 2026–2035, über je 20 Jahre |
|---|---|---|
| Marktpreise hoch | 0–0,5 ct/kWh | unter 25 Mrd. € |
| mittel | 1 ct/kWh | rund 45 Mrd. € |
| Kannibalisierung stark | 3 ct/kWh | rund 130 Mrd. € |
| Altanlagen (Bestand, auslaufend bis ca. 2045) | – | zusätzlich 15–25 Mrd. € |
Kosten der Systemintegration
Hier muss man zwischen laufenden Kosten und Investitionen trennen. Belastbare Spanne also rund 530 bis 730 Milliarden Euro bis 2045. Das IMK rechnet das in durchschnittlich 1,7 ct/kWh höhere Netzentgelte um. Dazu kommt Backup-Kapazität. McKinsey beziffert die Gesamtinvestitionen ins Stromsystem bis 2035 auf 700 bis 850 Milliarden Euro und weist darauf hin, dass Deutschland in Spitzenlaststunden mit bis zu 30 GW von Importen abhängt.
Laufende Kosten: Netzengpassmanagement
| Posten | 2024 | 2025 |
|---|---|---|
| Redispatch mit konventionellen Kraftwerken | 1,23 Mrd. € | 1,18 Mrd. € |
| Reservekraftwerke, Vorhaltung | 696 Mio. € | 955 Mio. € |
| Reservekraftwerke, Abruf | 372 Mio. € | 412 Mio. € |
| Entschädigung abgeregelter EE-Anlagen | 554 Mio. € | 435 Mio. € |
| Countertrading | 98 Mio. € | 96 Mio. € |
| Gesamt | 2,95 Mrd. € | 3,08 Mrd. € |
Quelle: Antwort der Bundesregierung, Bundestag hib 689/2026, auf Basis der Bundesnetzagentur. Die Übertragungsnetzbetreiber erwarten für 2025 bis 2028 zusammen rund 9 Milliarden Euro.
Investitionen: Netzausbau bis 2045
| Quelle | Übertragungsnetz | Verteilnetz | Gesamt |
|---|---|---|---|
| NEP 2037/2045, Version 2025 | 360–390 Mrd. € | – | – |
| Bundesnetzagentur | 327,7 Mrd. € | rund 200 Mrd. € | rund 528 Mrd. € |
| IMK/Hans-Böckler-Stiftung | 328 Mrd. € | 323 Mrd. € | 651 Mrd. € |
| ef.Ruhr | – | – | 732 Mrd. € |
| Bundesrechnungshof | – | – | mindestens 460 Mrd. € |
Die 651 Milliarden sind kapitalisierte Anlagen mit Nutzungsdauern von 40 Jahren und mehr, finanziert über Netzentgelte. Die 300 Milliarden EEG-Differenzkosten sind verbrauchte Zuschüsse.