EEG 2027: 17,5 Milliarden Euro EEG-Finanzierungsbedarf – was das für Photovoltaik heißt

Die vier Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW beziffern den EEG-Finanzierungsbedarf für das Jahr 2027 auf 17,524 Milliarden Euro 1 , 3 . Für 2026 hatten sie im Oktober des Vorjahres zunächst 16,152 Milliarden Euro ermittelt, ohne den erwarteten EEG-Kontostand zu berücksichtigen 1 . Der Anstieg wirkt auf den ersten Blick wie eine neue Belastung, trifft aber fast niemanden dort, wo er vermutet wird.

Dieser Artikel beantwortet eine konkrete Aufgabe: Was bedeutet die Prognose für Sie, wenn Sie eine Photovoltaikanlage betreiben oder eine kaufen wollen, und was müssen Sie prüfen? Die kurze Antwort vorweg: Ihre Einspeisevergütung ändert sich durch diese Zahl nicht. Sie ist gesetzlich für 20 Jahre ab Inbetriebnahme festgelegt, und seit 2023 wird die EEG-Förderung über den Bundeshaushalt finanziert, nicht mehr über eine Umlage auf Ihrer Stromrechnung 2 , 3 . Die 17,5 Milliarden Euro sind eine Haushaltsgröße des Bundes, keine neue Gebühr für Haushalte. Wer heute eine Anlage plant, trifft die wirtschaftlich entscheidende Wahl nicht bei der Förderhöhe, sondern beim Eigenverbrauch und beim Speicher. Warum das so ist, zeigen die Abschnitte zur Mechanik und zu den drei Betreibergruppen.

Kurzantwort

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Übertragungsnetzbetreiber erwarten für 2027 einen EEG-Finanzierungsbedarf von 17,5 Milliarden Euro. Was das für PV-Betreiber und Kaufinteressenten heißt.

Was die Zahl konkret bedeutet

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Der EEG-Finanzierungsbedarf ist nicht dasselbe wie die Summe der Förderzahlungen. In seine Berechnung fließen zusätzlich Vermarktungserlöse und weitere Kosten ein 1 . Die eigentlichen Förderzahlungen an Anlagenbetreiber schätzt die Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) in ihrer Mittelfristprognose für 2027 auf rund 18,3 Milliarden Euro, nach knapp 17,7 Milliarden Euro im laufenden Jahr 1 , 2 . Der Finanzierungsbedarf von 17,5 Milliarden Euro liegt unter dieser Summe, weil Erlöse und Kosten gegengerechnet werden.

Zur Einordnung gehört ein zweiter Wert aus derselben Veröffentlichung: Die Übertragungsnetzbetreiber prognostizieren die voraussichtliche Höhe des Ausgleichsanspruchs für 2026 auf 2,0 Milliarden Euro 3 . Die Ermittlung des Finanzierungsbedarfs erfolgt in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur, die gesetzlich die Einhaltung der Vorgaben überwacht 3 . Beide Zahlen sind Teil eines Prognoseverfahrens, das die Betreiber nach dem Energiefinanzierungsgesetz (EnFG) jährlich vorlegen.

Den größten Anteil an den prognostizierten Förderzahlungen tragen Photovoltaikanlagen. Auf sonstige Solaranlagen, vor allem Dachanlagen, entfallen rund 9,7 Milliarden Euro, auf Freiflächenanlagen weitere rund 2,25 Milliarden Euro 1 , 2 . Zusammen sind das etwa 65 Prozent der erwarteten Zahlungen 1 . Zum Vergleich: Auf Biomasse entfallen rund 3,6 Milliarden Euro, auf Windenergie an Land und auf See jeweils rund 1,3 Milliarden Euro im Jahr 2027 2 .

Die FfE rechnet für die Folgejahre zunächst mit weiter steigenden Zahlungen. Im Trendszenario erreichen sie 2029 rund 22,3 Milliarden Euro und sinken danach bis 2031 auf etwa 20,6 Milliarden Euro 1 , 2 . Der spätere Rückgang hat einen konkreten Grund: Ältere Photovoltaikanlagen mit hohen Vergütungssätzen fallen aus der Förderung, besonders Anlagen aus dem starken Ausbau um das Jahr 2010, deren 20-jährige Förderdauer endet 2 . Bei den Dachanlagen zeigt sich das besonders deutlich: Deren Zahlungen sinken von rund 8,6 Milliarden Euro im Jahr 2030 auf rund 7,2 Milliarden Euro im Jahr 2031 2 .

Die Technologien entwickeln sich dabei unterschiedlich. Die Zahlungen für Photovoltaik-Freiflächenanlagen steigen von rund 1,9 Milliarden Euro im Jahr 2025 auf rund 2,8 Milliarden Euro bis 2029 und bleiben danach mit leicht sinkender Tendenz auf diesem Niveau. Die Zahlungen für Windenergie an Land steigen dagegen deutlich an, von rund 1,3 Milliarden Euro im Jahr 2027 auf rund 6,2 Milliarden Euro im Jahr 2031, weil die im Schnitt niedrigeren anzulegenden Werte des Bestands den zunächst noch hohen Marktwerten gegenüberstehen 2 .

Für die Einordnung der Zahlen hilft eine methodische Randnotiz. Die Ausgangswerte für 2025 stützen sich auf die testierten Bewegungsdaten der Übertragungsnetzbetreiber, bis einschließlich Mai 2026 fließen vorläufige Ist-Werte ein 2 . In Abzug gebracht werden zudem Einnahmen aus vermiedenen Netznutzungsentgelten, die für Wind- und Photovoltaikanlagen definitionsgemäß nicht anrechenbar sind 2 . Die ausgewiesene Stromerzeugung entspricht der Menge nach Abzug modellierter Abregelungen einschließlich Eigenverbrauch 2 .

Warum die Kosten überhaupt steigen

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Der wichtigste Treiber ist der Strompreis an der Börse. In der Mittelfristprognose sinkt der durchschnittliche Börsenstrompreis im Trendszenario von rund 106 Euro pro Megawattstunde im Jahr 2026 auf etwa 70 Euro im Jahr 2030 1 , 2 .

Dieser Rückgang erhöht die Förderzahlungen direkt, und zwar über die Marktprämie. Die ausgewiesenen Zahlungen setzen sich aus fester Einspeisevergütung, geförderter Direktvermarktung, Flexibilitätsprämien und vergütetem Eigenverbrauch zusammen 2 . Bei der geförderten Direktvermarktung vermarktet der Betreiber den Strom und erhält die Differenz zwischen seinem garantierten anzulegenden Wert und dem erzielten Marktwert als Prämie. Sinkt der Marktwert, wächst diese Differenz bei unverändertem anzulegendem Wert, und die Prämienzahlung steigt. Die FfE formuliert es entsprechend: Da die Differenz zwischen anzulegendem Wert und realisiertem Marktwert mit sinkendem Preisniveau zunimmt, steigen die Förderzahlungen 2 .

Wichtig ist die Gegenrichtung bei Neuanlagen. Wer heute eine Anlage über eine Ausschreibung oder die gesetzliche Vergütung baut, erhält einen deutlich niedrigeren anzulegenden Wert als Bestandsanlagen. Bei den inzwischen üblichen niedrigen Zuschlagswerten deckt der Marktwert die Vergütung in vielen Stunden bereits ab, sodass die Prämie klein ausfällt. Eine kürzlich veröffentlichte Studie von Enervis kommt zu einem ähnlichen Ergebnis wie die FfE: Die Förderkosten neuer Photovoltaik- und Windkraftanlagen liegen deutlich unter denen des Bestands 1 .

Wer die Prognose einordnen will, sollte die zugrunde liegende Szenariotechnik kennen. Das Trendszenario setzt für die Prognosejahre ein mittleres Wetterjahr an. Das Obere Szenario basiert auf dem 70. Perzentil der historisch beobachteten Verteilung der aggregierten Erneuerbaren-Einspeisung und steht damit für ein Jahr mit überdurchschnittlichen Windverhältnissen und hoher Sonneneinstrahlung 2 . Höhere Einspeisung bei sinkenden Preisen kann die Zahlungen weiter erhöhen, weshalb die Zahlungen im Oberen Szenario über denen des Trendszenarios liegen.

Entscheidend für die Photovoltaik ist der Marktwertfaktor, also das Verhältnis des mengengewichteten Erzeugungserlöses zum durchschnittlichen Großhandelspreis 2 . Photovoltaik erzeugt ihren Strom zur Mittagszeit, wenn viele Anlagen gleichzeitig einspeisen und die Preise dadurch niedrig sind. Die FfE rechnet deshalb mit stark rückläufigen Marktwertfaktoren: Bei Photovoltaik halbiert sich der Faktor von 50 Prozent im Jahr 2025 auf 25 Prozent im Jahr 2031. Bei Windenergie an Land fällt er im selben Zeitraum von 83 auf 73 Prozent, bei Windenergie auf See von 90 auf 82 Prozent 2 . Ursache ist die zunehmende Gleichzeitigkeit der Stromerzeugung: Hohe Einspeisemengen fallen verstärkt in Stunden mit niedrigen Preisen 2 .

Für den einzelnen Anlagenbetreiber heißt das konkret: Der erzielbare Erlös einer Solaranlage sinkt mit dem allgemeinen Preisniveau und zusätzlich mit dem Marktwertfaktor. Die Differenz zwischen dem garantierten anzulegenden Wert und dem realisierten Marktwert wächst dadurch bei Bestandsanlagen weiter, während eine Neuanlage mit niedrigem anzulegendem Wert immer weniger über den Markt zurückbekommt.

Wer die Zahlungen tatsächlich erhält

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Der überwiegende Teil der Förderzahlungen geht an ältere Bestandsanlagen mit hohen Vergütungssätzen 1 , 2 . Das ist keine Randnotiz, sondern der Kern der Zahl. Wer in den Jahren um 2010 gebaut hat, erhält Vergütungssätze, die weit über dem heutigen Marktwert liegen. Genau diese Anlagen bestimmen das Gesamtniveau, während neu zugebaute Anlagen mit niedrigeren anzulegenden Werten das Gesamtvolumen nur begrenzt beeinflussen 2 .

Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) formuliert es so: „Das EEG ist ein Instrument zur Absicherung von Investitionen in neue Anlagen. Die Prognose stellt heraus, dass durch neue, weniger förderbedürftige Anlagen sinkende EEG-Kosten zu erwarten sind. Dies hat auch erst kürzlich eine Studie von Enervis ergeben", sagt BEE-Präsidentin Ursula Heinen-Esser 4 . Der heutige Ausbau von Windenergie und Photovoltaik verursacht nach Einschätzung des Verbands nur noch einen Bruchteil der früheren Umlage 4 .

Ein Detail aus der Mittelfristprognose verdeutlicht, wie sich die Zahlungen über das Jahr verteilen. Im Sommerhalbjahr dominiert die Solarenergie das Auszahlungsgeschehen, im Winterhalbjahr schlägt die Windenergie stärker zu Buche, während Biomasse über das ganze Jahr gleichmäßig zahlt 2 . Für Betreiber einer Photovoltaikanlage heißt das: Ihre Marktprämie fällt im Sommer am höchsten aus, genau dann, wenn der Börsenpreis durch die hohe Solarerzeugung am niedrigsten liegt.

Für die wirtschaftliche Beurteilung bleibt festzuhalten: Die 17,5 Milliarden Euro sind zu einem erheblichen Teil ein Erbe vergangener Fördersätze, kein Ausdruck der Kosten der Energiewende im Jahr 2027.

Was das für Sie als Betreiber bedeutet

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Für die Betroffenen ergeben sich je nach Anlage drei unterschiedliche Situationen.

Betreiber einer älteren Anlage mit fester Einspeisevergütung sind von der Prognose nicht betroffen. Ihre Vergütung ist für 20 Jahre ab Inbetriebnahme gesetzlich garantiert und ändert sich durch den steigenden Finanzierungsbedarf nicht 2 . Relevant wird für Sie allein der Zeitpunkt, zu dem die Förderdauer endet. Bei Anlagen aus den Jahren um 2010 liegt dieser Zeitpunkt in den Jahren um 2030. Wer seine Anlage später, etwa 2012 oder 2013, in Betrieb genommen hat, rutscht entsprechend später aus der Förderung.

Betreiber einer neueren Anlage, die über die Marktprämie vermarktet wird, spüren den Mechanismus direkt. Fällt der Börsenpreis, steigt Ihre Prämie, weil der anzulegende Wert gleich bleibt. Fällt der Börsenpreis nicht wie prognostiziert, sondern steigt, sinkt die Prämie entsprechend. Ihre Planungsgröße ist daher nicht die Gesamtprognose, sondern der eigene anzulegende Wert und die tatsächliche Marktwertentwicklung. Beide stehen in Ihrer EEG-Abrechnung.

Kaufinteressenten stehen vor einer klareren Rechnung als noch vor einigen Jahren. Die Einspeisevergütung ist heute so niedrig, dass sie kaum noch die wirtschaftliche Grundlage einer neuen Anlage trägt. Was eine neue Anlage trägt, ist der Eigenverbrauch: Jede Kilowattstunde, die Sie selbst verbrauchen, ersetzt Netzstrom, der deutlich teurer ist als die Einspeisevergütung. Ein Speicher verschiebt den Mittagsüberschuss in den Abend und erhöht den selbst verbrauchten Anteil. Die Entscheidung fällt damit weniger bei der Förderung als bei Verbrauchsprofil, Speichergröße und der Frage, welche Lasten Sie mit dem Überschuss betreiben.

Das gilt in Reinform für steckerfertige Balkonkraftwerke. Ihr wirtschaftlicher Wert liegt fast ausschließlich im ersetzten Netzstrom, weshalb bei ihnen die Frage nach Speicher und Laststeuerung direkt über die Amortisation entscheidet.

Der BEE sieht in genau dieser Richtung den Hebel, um die Förderkosten zu senken: eine Stabilisierung der Marktwerte durch mehr Batteriespeicher und mehr Nutzungsmöglichkeiten für den erzeugten Strom noch vor der Einspeisung ins Netz am Netzverknüpfungspunkt 4 , 5 . Mehr Speicher heben den Eigenverbrauch und dämpfen gleichzeitig die Mittagsspitze, die den Börsenpreis drückt.

Prüfschritte für Ihre Anlage

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Diese Schritte lassen sich ohne Vorkenntnisse durchführen und beantworten die Frage, ob Sie von den Entwicklungen betroffen sind.

1. Inbetriebnahmedatum und Vergütungssatz nachschlagen. Beide stehen in Ihrer EEG-Abrechnung oder in Ihren Anmeldeunterlagen; das Inbetriebnahmedatum ist zudem im Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur hinterlegt. Aus dem Inbetriebnahmedatum ergibt sich das Ende der 20-jährigen Förderdauer, das bei gesetzlich bestimmter Vergütung auf den 31. Dezember des zwanzigsten Jahres fällt 2 . Nur wenn dieses Ende in den Prognosezeitraum bis 2031 fällt, ändert sich für Sie etwas 2 .

2. Vergütungsart feststellen. Betreiben Sie die Anlage mit fester Einspeisevergütung oder über die geförderte Direktvermarktung mit Marktprämie? Bei fester Einspeisevergütung sind Sie von Preisschwankungen unabhängig. Bei Marktprämie schwankt Ihre Auszahlung mit dem Börsenpreis 2 .

3. Eigenverbrauchsquote messen. Der selbst verbrauchte Anteil entscheidet bei Neuanlagen über die Wirtschaftlichkeit. Ein dreiphasiger Energiezähler oder ein Smart-Meter-System zeigt an, wie viel Ihrer Erzeugung Sie selbst verbrauchen und wie viel Sie einspeisen. Liegt die Quote niedrig, ist ein Speicher oder eine Laststeuerung der wirksamere Hebel als jede Förderdiskussion.

4. Ende der Förderdauer planen. Fällt Ihre Anlage um 2030 aus der Förderung, lohnt es, früh zu rechnen: Weitervermarktung zu Marktpreisen, Eigenverbrauchserhöhung oder eine Nachrüstung mit Speicher sind Optionen, die Sie nicht erst am Stichtag bewerten müssen.

5. Bei Neukauf zuerst das Verbrauchsprofil erheben. Notieren Sie über einige Tage, wann Ihr Haushalt Strom zieht. Eine Anlage amortisiert sich am schnellsten, wenn Erzeugung und Verbrauch zeitlich zusammenfallen oder ein Speicher die Lücke schließt.

Grenzen der Prognose

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Die Prognose hat zwei bekannte Unbekannte, und beide sind für die tatsächliche Entwicklung entscheidend.

Erstens ist das geplante EEG 2027 nicht berücksichtigt. Mögliche Änderungen durch die laufenden Verhandlungen zur EEG-Novelle fehlen in der Mittelfristprognose 1 , 4 , 5 . BEE-Präsidentin Heinen-Esser nennt die Wechselwirkungen der diskutierten Instrumente aus EEG, Netzpaket und AgNes-Prozess mit ihren kostensteigernden Elementen für das EEG-Konto als offenen Punkt 4 , 5 .

Zweitens ist unklar, wie viel Batteriespeicher-Zubau die FfE angenommen hat. Mehr Speicher und andere Flexibilitäten könnten die Marktwerte stabilisieren und damit die Förderkosten senken 1 , 4 . Solange diese Annahme nicht offenliegt, bleibt die Zahl eine Prognose, keine Feststellung. Die FfE dämpft die Erwartung an den Speicher zudem selbst: Batteriespeicher und nachfrageseitige Flexibilität können die Preistäler in den PV-starken Mittagsstunden grundsätzlich abmildern, doch dürfte dieser Effekt bis 2031 begrenzt bleiben, weil der politisch ambitionierte PV-Zubau die realistisch erreichbaren Ausbaupfade für Speicher und flexible Lasten voraussichtlich deutlich übertrifft 2 .

Ein weiterer Abgleich gehört dazu: Die Prognose von 17,52 Milliarden Euro liegt nach Angaben des Fachmediums Photon rund eine Milliarde Euro über dem Ansatz von 16,5 Milliarden Euro, der im Haushaltsentwurf für 2027 vorgesehen ist 5 . Das ist eine haushaltspolitische Differenz, die im Bundeshaushalt zu klären ist, und keine Zahl, die Verbraucher über ihre Stromrechnung ausgleichen.

Die historische Einordnung macht den Unterschied zu früheren Debatten klar. Bis 2022 finanzierte die EEG-Umlage den Ausbau der Erneuerbaren und erschien als Posten auf jeder Stromrechnung. Seit 2023 läuft die Förderung über den Bundeshaushalt 3 . Wer heute von steigenden EEG-Kosten liest, assoziiert die alte Umlage, obwohl der Mechanismus nicht mehr existiert. Der Finanzierungsbedarf ist seither eine Frage der Haushaltsplanung, keine Abgabe mehr.

Entscheidungshilfe: Wann ist das sinnvoll?

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Eher sinnvoll, wenn du EEG 2027: 17,5 Milliarden Euro EEG-Finanzierungsbedarf – was das für Photovoltaik heißt nicht nur als Nachricht lesen willst, sondern eine praktische Einordnung brauchst: Was ändert sich, wen betrifft es und welche nächsten Schritte sind realistisch?

Eher abwarten, wenn die Quellenlage noch dünn ist, wichtige technische Details fehlen oder der Nutzen nur aus Hersteller- oder Projektversprechen besteht. Dann ist Beobachten besser als vorschnelles Umstellen.

Worauf du achten solltest: konkrete Verfügbarkeit, nachvollziehbare Kosten, offene Einschränkungen, Sicherheits- oder Datenschutzfolgen und belastbare Quellen statt bloßer Ankündigungen.

Fazit

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Die 17,5 Milliarden Euro sind in erster Linie eine Prognose über Vergütungsansprüche aus der Vergangenheit. Sie steigen, weil der Börsenstrompreis sinkt und die Differenz zu garantierten Vergütungen alter Anlagen wächst. Für Anlagenbetreiber mit fester Einspeisevergütung ändert sich nichts. Für Käufer neuer Anlagen verschiebt sich die entscheidende Frage von der Förderung zum Eigenverbrauch und zum Speicher, weil die Förderung für Neuanlagen kaum noch trägt. Wer prüfen will, wo er steht, findet die Antwort in fünf Schritten: Inbetriebnahmedatum und Vergütungssatz nachschlagen, Vergütungsart feststellen, Eigenverbrauchsquote messen, das Ende der Förderdauer planen und bei Neukauf zuerst das Verbrauchsprofil erheben.

Weiterführende Artikel

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Passende Produktrecherchen

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• Solakon 900W Balkonkraftwerk, 800W Wechselrichter, Komplettset – Mieter und Haushalte ohne eigenes Dach, die mit Photovoltaik-Eigenverbrauch starten wollen. – Steckerfertiges Komplettset für den Eigenverbrauch ohne EEG-Förderung; setzt die zentrale Empfehlung des Artikels um, PV-Strom selbst zu verbrauchen statt auf die Einspeisevergütung zu setzen.
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Transparenzhinweis

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Quellen

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[1] Übertragungsnetzbetreiber erwarten 17,5 Milliarden Euro EEG-Finanzierungsbedarf für 2027, pv magazine Deutschland

[2] FfE: Mittelfristprognose zur deutschlandweiten Stromerzeugung aus EEG-Anlagen und der zu leistenden Zahlungen für die Kalenderjahre 2027 bis 2031 (PDF, netztransparenz.de)

[3] netztransparenz.de: EEG-Finanzierungsbedarf 2027

[4] Übertragungsnetzbetreiber erstellen Prognose zum EEG-Finanzierungsbedarf 2027, Solarserver

[5] Übertragungsnetzbetreiber erwarten für 2027 einen EEG-Finanzierungsbedarf von 17,5 Milliarden Euro, Photon