Stromregeln

Wer zahlt für die Energiewende – und ist das eigentlich gerecht?

Auf den Punkt gebracht

• Garantierte Einspeisevergütungen haben den Ausbau erneuerbarer Energien in Ländern wie Deutschland und Spanien beschleunigt. Sie machten Investitionen kalkulierbarer und erleichterten neuen Akteuren den Markteintritt.
• Das Merit-Order-Prinzip stößt mit dem Ausbau erneuerbarer Energien jedoch an Grenzen. Weil das teuerste noch benötigte Kraftwerk den Strompreis bestimmt, können zeitweise hohe Gewinne für günstigere Anbieter entstehen. Gleichzeitig können Phasen niedriger Börsenpreise die Investitionsanreize für erneuerbare Energien schwächen.
• Für eine Reform der Strompreisbildung gibt es verschiedene Vorschläge, die Strompreise stärker von den Gaspreisen entkoppeln und Investitionen in erneuerbare Energien kalkulierbarer machen sollen. Zugleich gibt es erste Ansätze, die Kosten der Energiewende gerechter zu verteilen.

Text: Caspar Dohmen

Eine Abkehr von fossiler Energie ist aus vielen Gründen geboten: Das Angebot hängt vom Wohlwollen oft zweifelhafter Handelspartner ab, Kriege und Krisen treiben ihren Preis nach oben, und dann ist da natürlich der Klimawandel. Die Voraussetzungen für die Energiewende sind in Europa jedoch sehr unterschiedlich. Während Schweden dank Wasserkraft und Kernenergie schon früh einen vergleichsweise CO₂-armen Strommix hatte, setzte Deutschland länger auf fossile Energieträger wie Braunkohle und impor­tiertes Gas. Trotzdem spielte die Bundesrepublik eine zentrale Rolle für die Energiewende: Ende 1990 verabschiedete der Bundestag das Stromeinspeisungs­gesetz, das weltweit als erstes Gesetz seiner Art gilt. Strom aus Wind- und Solarenergie erzeugten damals vor allem kleinere, unabhängige Anbieter, denen etablierte Energieversorger häufig den Zugang zu ihren Netzen verweigerten. Nachdem die schwarz-gelbe Bundesregierung mit dem neuen Gesetz die Versorger verpflichtete, Strom aus erneuerbaren Energien abzunehmen und zu vergüten, kam es zu einem ersten kleinen Boom bei Windkraftanlagen.

Neun Jahre später brachte die rot-grüne Bundesregierung die Energiewende entscheidend voran: Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) trat 2000 in Kraft. Es verpflichtete Netzbetreiber, Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien vorrangig an ihr Netz anzuschließen. Zudem garantierte es Produzenten erneuerbarer Energie für einen Mindestzeitraum eine Einspeisevergütung. Das bewirkte einen Schub für die Energiewende, weil es Ökostromproduzenten oft erst die Finan­zierung entsprechender Anlagen ermöglichte. Neue Anbieter brauchte es damals, weil die kapitalkräftigen Stromkonzerne RWE oder E.on vergleichsweise wenig in Wind und Sonne investierten. Bereitwillige Akteure wie etwa Energiegenossenschaften, Stadtwerke oder private Haushalte waren meist kapitalschwach. Mit der garantierten Einspeisevergütung nahm der Staat ihnen einen erheblichen Teil des Markt­risikos ab, die Folgen volatiler Strompreise. Fachleute sprechen von „De-Risking“. „Diese gesetzliche Maßnahme war von zentraler Bedeutung für die Energiewende in Deutschland“, sagt Max Willems, der sich vor seiner Promotion bei Lucio Baccaro, Direktor am Max-Planck-Institut für Gesellschaftsforschung, zunächst als Strommarkt­analyst mit langfristigen Prognosen für das Energiesystem beschäftigte.

Mit dieser Sicherheit im Rücken installierten viele Bürgerinnen und Bürger entsprechende Anlagen. Mancherorts gründeten sie Energiegenossenschaften und bauten gemeinsam dezentrale Energieanlagen. Es gab einen regelrechten Gründungsboom: Von 2008 bis 2013 stieg die Zahl der Bürgerenergiegenossenschaften in Deutschland von 24 auf 718 an. Nach den EEG-Novellen von 2014 und 2017 stagnierte deren Anzahl, da sich die Förderbedingungen für kleinere und alter­native Investoren verschlechterten und größere Wettbewerber begünstigt wurden. Seit 2021 zieht sie wieder langsam an.

Mit dem Ausbau stellte sich jedoch zunehmend die Frage, wer die Kosten der Förderung tragen sollte. Die deutsche Industrie hatte die Energiewende grundsätzlich befürwortet. Gerade Technologieunternehmen versprachen sich davon einen neuen Absatzmarkt. Gleichzeitig habe die Industrie aber verhindern wollen, dass ihre eigenen Kosten für die Stromnutzung infolge der Energiewende stiegen, sagt Willems. „Die Industrie trat damit gewissermaßen gleichzeitig auf das Gas- und Bremspedal.“ Und sie fand Gehör. „Sowohl die deutsche als auch die schwedische Regierung entschieden sich aus Sorge vor Wettbewerbsnachteilen für die heimische Industrie dafür, die Förderkosten zu Gunsten großer Verbraucher und zu Lasten der Privathaushalte zu verteilen“, sagt der Politökonom.

„Finanziert wurde die garantierte Ein­speisevergütung durch eine Strompreisumlage, die im Wesentlichen private Haushalte zahlten“, sagt er und verweist auf gravierende Kostenunterschiede zwischen beiden Gruppen. So zahlten private Haushalte in Deutschland von 2008 bis 2019 zeitweise doppelt so viel für Strom wie die Industrie, in Schweden phasenweise sogar ungefähr dreimal so viel. Willems sieht in der Energiewende „einen großen Umverteilungsmechanismus“ – und in der Quersubventionierung der Industrie einen „Verteilungskompromiss“ darüber, wer die damit verbundenen Kosten tragen soll.

Um soziale Verwerfungen abzufedern, kompensierte die rot-grüne Koalition in Deutschland bereits 1999 Belastungen privater Haushalte an anderer Stelle. So senkte sie die Beiträge in die Rentenver­sicherung, wovon gerade Haushalte mit niedrigeren Einkommen profitierten. Aber anders als einkommensstärkere Haushalte können diese sich Investitionen in Solaranlagen und Heimspeicher, aber auch Elektroautos oder Ladestationen trotz staatlicher Förderung häufig nicht leisten. „Nicht zufällig befürworten in Meinungsumfragen wohlhabende Menschen die Energiewende in höherem Maß als Menschen aus unteren sozialen Schichten“, schreibt Jens Beckert, ebenfalls Direktor am Max-Planck-Institut für Gesellschaftsforschung, in seinem Buch Verkaufte Zukunft.

Europäische Länder ohne dominante Indus­triestruktur entschieden sich für ein anderes Politikdesign. „Spanien setzte zwar ebenso wie Deutschland auf eine garantierte Einspeisevergütung, verzichtete aber auf eine nennenswerte Quersubventionierung der eigenen Industrie“, sagt Willems. Großbritannien setzte wie Schweden stärker auf den Markt, subventionierte aber wie Spanien die Industrie beim Strompreis kaum. „So blieben die Energiepreise für die britische Industrie vergleichsweise hoch – und Kritiker sehen darin einen Faktor, der zur anhaltenden Deindustrialisierung des Landes beigetragen hat“, so Willems.

Vor allem die garantierte Einspeisevergütung habe Schwung in die Energiewende gebracht. „Sie wäre nicht so schnell angelaufen, hätten sich Staaten wie Deutschland und Spanien nicht dafür entschieden“, sagt Willems und verweist auf Großbritannien. Ohne Einspeisevergütung seien erneuerbaren Energien dort anfangs vergleichsweise langsam ausgebaut worden.

Sinkende Kosten

Mit dem Fortschreiten der Energiewende änderten sich die Voraussetzungen: Technologische Fortschritte und die Massenfertigung von Anlagen ließen die Kosten für Photovoltaik-Anlagen und Windräder drastisch sinken. Nun geschah, was der SPD-Politiker und Architekt der Energiewende Hermann Scheer einst erwartet hatte: Die Preise purzelten. So hatte zum Start der Energiewende die Erzeugung – im Fachjargon Gestehung – einer Kilowattstunde Solarstrom in Deutschland noch umgerechnet etwa 100 Cent gekostet, rund zehnmal so viel wie die gleiche Menge Strom aus Kohle oder Atomspaltung. Mittlerweile sind die Kosten für Solarstrom hierzulande auf fünf Cent gesunken und betragen in sonnenreichen Ländern wie Spanien sogar nur noch einen Cent.

Mehr als 100 Länder kopierten die Grundprinzipien des EEG, einschließlich China. Weltweit entstand eine Industrie für Solar- und Windstrom. 2025 lösten die erneuerbaren Energien global Kohle als größte Quelle der Stromproduktion ab. Laut den Prognosen der Internationalen Energieagentur wird alleine der Anteil von Windenergie und Photovoltaik an der weltweiten Stromerzeugung bis 2028 bei 25 Prozent liegen – und damit die Wasserkraft mit einem prognostizierten Anteil von rund 14 Prozent übertreffen. In Deutschland kam 2023 erstmals mehr als die Hälfte des Stroms aus erneuerbaren Energiequellen. Trotzdem dürfte Deutschland seine selbst gesteckten Ziele verfehlen. Ende 2025 lag die Stromerzeugung von Erneuerbare-Energien-Anlagen laut Bundesumweltamt bei 290 Terawattstunden. Um 2030 wie politisch gewollt vier Fünftel des Stroms aus erneuerbaren Quellen herzustellen, müsste die Produktion innerhalb von drei Jahren auf 600 Terawattstunden steigen. Das dürfte unrealistisch sein.

Die EU-Kommission sah das Instrument der garantierten Einspeisevergütung kritisch und votierte mit Blick auf Wettbewerb und Innovationen für marktbasierte Ansätze. Vor Gericht ging es zudem um die Frage, ob der Staat einen Teil der Belastung privaten Energieunternehmen auferlegen durfte. Laut einem Urteil des Europäischen Gerichtshofs ist eine Umlage der Einspeisevergütung über den Strompreis mit europäischem Wettbewerbsrecht vereinbar. Nach der Finanzkrise 2008 wuchs jedoch der politische Druck, die Kosten der Energiewende zu begrenzen. Regierungen setzten deshalb stärker auf den Wettbewerb. Damit waren Stromproduzenten jedoch auch stärker den schwankenden Preisen am Spotmarkt ausgesetzt. Wie hoch der Strompreis dort ausfällt, bestimmt das sogenannte Merit-Order-Prinzip. Für Willems ist es der „Nukleus des europäischen Strombepreisungssystems“.

Das Merit-Order-Prinzip folgt dem Knappheitsprinzip und soll so zu einer sicheren Stromversorgung beitragen: Ist die Nachfrage hoch und das Angebot knapp, steigt der Strompreis. Das schafft für Produzenten einen Anreiz, mehr Strom bereitzustellen, während Konsumenten angehalten sind, ihren Verbrauch zu senken. Der Strompreis richtet sich dabei nach den Kosten des teuersten Kraftwerks, das gerade noch benötigt wird, um den Strombedarf zu decken. Das sind inzwischen oft flexible Gaskraftwerke, die aber gerade bei hohen Gaspreisen wie seit dem Ukrainekrieg sehr teuer produzieren. Den Preis, den ein solches teures Grenzkraftwerk vorgibt, erhalten alle Strom­produzenten. Davon profitieren insbesondere Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen, deren laufende Produk­tionskosten niedrig sind. Allerdings müssen sie aus diesen Erlösen auch ihre vergleichsweise hohen Investitionskosten finanzieren. Zugleich gibt es Marktkonstellationen, die die Anreize für Investitionen in Erneuerbare-Energie-Anlagen senken. So produzieren Solaranlagen mittags besonders viel Strom, sodass das Stromangebot stark steigt. Dann wird ein billigeres Grenzkraftwerk benötigt, weswegen wiederum der Börsenpreis für Strom sinkt. Damit sinken ausgerechnet dann die Erlöse der Solaranlagen, wenn sie besonders viel Strom produzieren. Für Willems zeigt sich darin bei einem hohen Anteil erneuerbarer Energien eine „Dysfunktionalität eines Marktsystems, das Stromproduktion ausschließlich auf Basis von margi­nalen Produktionskosten vergütet“. Speicher, eine flexiblere Stromnachfrage und der Ausbau der Netze können solche Schwankungen zwar abfedern. Ob sie die zunehmende Volatilität der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien vollständig ausgleichen können, ist Willems zufolge jedoch unsicher.

Aber ließen sich die geltende Preisfindung für Strom reformieren und die negativen Effekte abmildern oder gar vermeiden? Zwei Ansätze werden diskutiert: Nach einem Vorschlag sollte die Politik den Strommarkt aufteilen, in einen für Strom aus fossilen und einen anderen für erneuerbare Energien. Auf dem fossilen Markt könnte das Merit-Order-Prinzip beibehalten werden, das ursprünglich für den Handel von Strom aus fossiler Energie entwickelt wurde. Auf dem zweiten Markt für Strom aus erneuerbarer Energie würden die Preise künftig kostenorientiert und langfristig vertraglich vereinbart.

Verschiedene Reformvorschläge

In der Energiekrise 2022/23 brachte die griechische Regierung dieses Modell für die EU ins Spiel. Endkunden sollten demnach einen Strompreis zahlen, der sich aus einem gewichteten Durchschnitt beider Marktpreise ergeben würde. So wollte Griechenland Dreierlei erreichen: die starke Kopplung der Strompreise an den Gaspreis beseitigen, Verbraucher vor sehr stark schwankenden Strompreisen schützen und die Anreize für Investitionen in Erneuerbare-Energie-Anlagen erhöhen, indem langfristige Erlöse kalkulierbarer werden. In gewisser Weise sollte damit ein ähnlicher Effekt greifen wie durch die garantierte Einspeisevergütung zu Beginn der Energiewende. Spanien griff bei einem eigenen Vorschlag viele Elemente des griechischen Konzepts auf. Frankreich unterstützte die Idee ebenfalls. Dagegen warnten unter anderem Deutschland, Dänemark und die Niederlande vor einer Zerschlagung des integrierten Strommarktes – aus Sorge, diese könnte regu­latorische Unsicherheit schaffen und damit die Investitionsbereitschaft privater Akteure schwächen. Die EU ließ den Mechanismus grundsätzlich unangetastet.

Ein zweiter Reformvorschlag wird vor allem im angelsächsischen Raum debattiert: das sogenannte Single-Buyer-Modell. Demnach soll ein staatlicher Regulierer über langfristige Verträge den gesamten produzierten Strom aufkaufen und über den Absatzmarkt an die Nutzer weiterverkaufen. „So würden die Strom- von den Gaspreisen abgekoppelt und Übergewinne vermieden“, sagt Willems. Aber er erwartet keine politische Mehrheit für diesen „vergleichsweise weitgehenden Ansatz in der EU“. Gleichzeitig sieht er politischen Handlungsbedarf gegen steigende Strompreise, zumal die Bürgerinnen und Bürger weitere steigende Kosten für die Transformation schultern müssen, etwa für Mobilität oder Gebäude.

Erste Ansätze, die Lasten der Energiewende anders zu verteilen, gibt es in EU-Ländern. Das soll auch dazu beitragen, dass die Transformation zu erneuerbaren Energien insgesamt gelingt. Willems begrüßt, dass die Bundesregierung 2022 alle Zahlungen der EEG-Umlage im Bundeshaushalt verankert hat. Damit zahlten für die Energiewende nun die Steuerzahler und nicht mehr die Stromkunden, was einen Unterschied mache. Denn anders als das Strompreissystem ist das Steuersystem progressiv gestaltet: Für Besserverdienende gelten höhere Steuersätze. Die Politik könnte auch ein Klimageld an ärmere Haushalte auszahlen oder günstigere Stromtarife für sie vorgeben. So macht es Spanien mit seinem Sozial-Stromtarif, dem „Bono Social“, der einen Rabatt auf den Strompreis gewährt. „Allerdings profitiert davon bislang nur ein geringer Teil der Bevölkerung“, sagt Willems. Um mit dem Instrument die Situation Ärmerer in größerem Ausmaß zu verbessern, müsste der Rabatt für extrem Bedürftige höher ausfallen, und deutlich mehr Haushalte müssten ihn erhalten.

Bremse für Erneuerbare

In Deutschland bereitet die aktuelle Bundesregierung wieder Reformen vor, um die Strompreise von Industrie und Privathaushalten zu senken. Zum einen hat sie den Industriestrompreis eingeführt, der Strom für die energieintensive Industrie auf einen fixen Preis heruntersubventionieren soll. Zum anderen will sie die Einspeisevergütung für neu installierte private Solaranlagen ab 2027 schrittweise abschaffen. Zudem sollen private Erzeuger Solarstrom aus neu installierten Anlagen künftig direkt vermarkten. „Dadurch wird es für Privathaushalte komplizierter und unattraktiver, Solaranlagen zu betreiben, was zu weniger Installationen führen dürfte“, sagt Max Willems. „Auch das sogenannte Netzpaket dürfte den Ausbau erneuerbarer Energien verlang­samen.“ Es sieht vor, dass die Erzeuger von Windstrom einen größeren Teil der Kosten, die durch die Abregelung von Kraftwerken entstehen und durch den verzögerten Netzausbau verursacht werden, übernehmen müssen.

Strommarkt und -preise bleiben auch in anderen Ländern auf der Tagesordnung. In Großbritannien kündigte der neue englische Premierminister Andy Burnham im Sommer 2026 als eine seiner ersten Maßnahmen an, die Mehrwertsteuer für Strom ab Oktober zunächst abzuschaffen. Das würde einen Haushalt im Schnitt allerdings nur um 45 Pfund jährlich entlasten. Wie es in Großbritannien weitergeht, wird Willems bald vor Ort erleben, denn er wechselt im Herbst als Post­doktorand an das Environmental Change Institute der Universität Oxford.