EEG-Reform unter Druck: Ministeriumsentwurf trifft auf ökonomische Realität

Die energiepolitische Debatte in Deutschland verschiebt sich erkennbar: weg von Ausbauzielen allein, hin zu Systemkosten, Marktintegration und Finanzierbarkeit. Ein aktueller Referentenentwurf aus dem Bundeswirtschaftsministerium zur Reform des EEG 2027 steht exemplarisch für diesen Kurswechsel. Im Zentrum: die mögliche Abschaffung der festen Einspeisevergütung für kleinere Photovoltaikanlagen.
Parallel dazu verdichtet sich die empirische Evidenz. Eine neue Studie des Instituts der deutschen Wirtschaft (IW Köln), erstellt im Auftrag von Green Planet Energy, zeigt, welche ökonomischen Konsequenzen dieser Systemwechsel insbesondere für Mieterstrommodelle haben könnte.

Politische Stoßrichtung: Kosten, Markt, Systemlogik

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche hat die Leitplanken dieser Neuausrichtung zuletzt mehrfach klar formuliert. In ihrem FAZ-Gastbeitrag betont sie:

„Eine Energiewende, die Systemkosten ignoriert, wird das Land ruinieren, das sie zu retten vorgibt. Wir müssen den Ausbau erneuerbarer Energien stärker an der Realität von Netzen, Märkten und Kosten ausrichten – sonst verlieren wir Akzeptanz und wirtschaftliche Substanz.“

(Quelle: FAZ-Gastbeitrag Reiche)

Der Referentenentwurf folgt genau dieser Logik: Fördermechanismen sollen zurückgeführt, Marktanreize gestärkt und Fehlsteuerungen reduziert werden. Die Einspeisevergütung für Anlagen bis 25 kWp gilt dabei als besonders kritischer Punkt, weil sie bislang auch Überschussstrom unabhängig von Systembedarf vergütet.
Reiche argumentiert zudem mit Blick auf die industrielle Basis:

„Klimaschutz ohne Bezahlbarkeit ist politisch nicht tragfähig. Und Klimaschutz ohne Versorgungssicherheit ist strategisch blind. Wir brauchen ein Marktdesign, das Effizienz belohnt – nicht bloß Kapazitätsaufbau.“

(Quelle: FAZ-Gastbeitrag Reiche)

Ökonomische Wirkung: Kleine Projekte unter Druck

Die IW-Studie („Mieterstrom ohne EEG-Vergütung“ , April 2026) liefert eine klar strukturierte Befundlage. Auftraggeber ist Green Planet Energy eG, Herausgeber das Institut der deutschen Wirtschaft Köln e. V.

Zentrale Ergebnisse:

Kleine Projekte (z. B. 8 Wohneinheiten):
Rendite sinkt von rund 1,1 % auf -2,5 % ohne Einspeisevergütung
Mittlere Projekte (30 WE):
Rückgang von 2,8 % auf etwa 0 % bzw. leicht negativ
Große Projekte (150 WE):
Rückgang von 5,4 % auf 2,6 %, bleiben aber grundsätzlich tragfähig
Damit zeigt sich ein strukturelles Muster: Die Abhängigkeit von der Einspeisevergütung ist invers zur Projektgröße.

Mechanismus: Fixkosten treffen auf Erlösausfall

Der ökonomische Kern ist systemisch: Mieterstrommodelle kombinieren hohe Fixkosten mit begrenzter lokaler Nachfrage. Überschüsse sind unvermeidlich.
Fällt die Vergütung weg, entstehen drei Effekte:

• Erlösverlust ohne kurzfristige Kostenanpassung
  
• steigendes Vermarktungsrisiko
  
• höhere Anforderungen an Eigenverbrauch und Speicher
  

Die IW-Studie macht deutlich: Die Einspeisevergütung ist kein Add-on, sondern integraler Bestandteil der Kalkulation.

Systemwechsel: Von Förderung zu Marktintegration

Diese Entwicklung ist eingebettet in eine breitere Neujustierung des Strommarktdesigns. Auf europäischer Ebene wird zunehmend auf Contracts for Difference (CfDs, Differenzverträge) gesetzt.

Erklärung:

Ein CfD ist ein Förderinstrument, bei dem ein Referenzpreis („Strike-Preis“) garantiert wird. Liegt der Marktpreis darunter, erhält der Betreiber eine Ausgleichszahlung; liegt er darüber, zahlt er die Differenz zurück. Ziel ist eine Stabilisierung der Erlöse bei gleichzeitiger Marktintegration.
Reiche deutet diesen Systemwechsel indirekt an:

„Wir brauchen gesicherte Kapazitäten, mehr Markt und mehr direkte Vertragsbeziehungen zwischen Erzeugern und Abnehmern. Der Staat kann nicht dauerhaft jedes Risiko übernehmen.“

(Quelle: Handelsblatt-Gastbeitrag Reiche)

Damit verschiebt sich das Risiko sukzessive:

• vom Staat → zu Marktakteuren
  
• von garantierten Einnahmen → zu marktbasierten Erlösen
  
• Zielkonflikt: Effizienz versus Breitenwirkung
  

Die Reform folgt einer klaren ökonomischen Logik, erzeugt aber Zielkonflikte:

• Positiv: geringere Systemkosten, stärkere Marktintegration
  
• Negativ: steigende Komplexität und Risiken für kleine Akteure
  

Reiche formuliert den Anspruch eindeutig:

„Wir stehen nicht vor der Wahl zwischen Energiewende und industrieller Stärke. Aber wir müssen uns entscheiden zwischen ernsthafter Politik und Selbsttäuschung.“

(Quelle: FAZ-Gastbeitrag Reiche)

Konsequenz

Die Kombination aus EEG-Reform und stärkerer CfD-Logik markiert einen Übergang zu einem neuen Energiemarktregime. Die IW-Studie zeigt jedoch, dass dieser Übergang asymmetrisch wirkt:

• große Projekte bleiben tragfähig
  
• kleine und dezentrale Modelle geraten unter Druck
  

Ohne flankierende Maßnahmen – etwa vereinfachte Direktvermarktung, Investitionsförderung oder Anpassung des Mieterstromzuschlags – droht eine Verengung des Ausbaus im urbanen Raum.
Der politische Handlungsraum verschiebt sich damit: Nicht mehr die Frage nach dem „Ob“ der Förderung steht im Vordergrund, sondern deren Systemdesign und Verteilungswirkung.