SOS-EEG

Die Faktenbasis

Jede Zahl belegt — hier liegt die Munitionskiste offen. Die Verweise in Klammern führen zum nummerierten Quellenverzeichnis am Seitenende; jede Quelle ist anklickbar.

Alle Angaben zur Novelle beziehen sich auf die Regierungsentwürfe des EEG 2027 und des Netzanschlusspakets (Kabinettsbeschluss vom 29.07.2026). Es ist noch kein Gesetz — der Bundestag berät ab September 2026. Deshalb steht auf dieser Seite konsequent „geplant", „soll" und „würde": Nichts davon ist beschlossen, alles davon ist noch zu ändern. Und: Das Paket trifft nicht nur das Solardach — es ändert die Regeln für alle Energieträger des EEG, von der Windkraft bis zur Biogasanlage. Bestandsanlagen behalten ihre laufende Vergütung; für PV gilt: Inbetriebnahme bis zum 31.12.2026 sichert die volle 20-Jahres-Vergütung.

5,2 ct / 36 Mon.

statt 20 Jahren fester Vergütung — was der Entwurf neuen Dachanlagen ab 2027 zugestehen würde (1, 13)

90.000 / 400.000

Direktvermarktungs-Fälle pro Jahr: Was das BMWE selbst erwartet — und was real nötig wäre (14, 15)

~160 Mio. €

hätte die Weiterförderung neuer PV-Kleinanlagen das EEG-Konto 2030 gekostet (Agora Energiewende) (15)

1.000 → 500 MW

der abschmelzende Biomasse-Ausschreibungspfad bis 2032 — die Branche nennt ihn „Sterbepfad" (1, 52)

bis zu 20 %

des Jahresertrags entschädigungslos abregelbar — als Netzanschluss-Bedingung in Engpassgebieten, für Wind und Solar (5, 36)

117 / 215 GW

installierte Solarleistung Ende 2025 — gegen das gesetzliche Ausbauziel für 2030 (§ 4 EEG) (16, 17)

Der Zeitstrahl des Verfahrens

Vom geleakten Arbeitsentwurf bis zum geplanten Inkrafttreten — und das Fenster, in dem sich alles entscheidet.

DatumSchritt
27.02.2026Arbeitsentwurf geleakt — erstmals öffentlich: Förder-Aus für PV bis 25 kW (6)
17.–22.07.2026Referentenentwürfe; Verbändeanhörung mit nur drei Werktagen Frist — von BDEW, BSW und BEE übereinstimmend als zu kurz kritisiert (7)
29.07.2026Kabinettsbeschluss EEG-Novelle 2027 + Netzanschlusspaket; Bundeswirtschaftsministerin Reiche: „Wir beenden das EEG als Rundum-Sorglos-Paket" (4, 8)
ab Anfang Sept. 2026Bundestag (1. Lesung, Ausschuss für Wirtschaft und Energie) + Bundesrat — konkrete Termine noch offen; hier entscheidet sich alles (9)
31.12.2026EU-Beihilfegenehmigung des alten EEG läuft aus — harter Zeitdruck für die Koalition (10)
01.01.2027Geplantes Inkrafttreten der EEG-Novelle; für den EEG-Teil ist die neue EU-Beihilfegenehmigung eigenständige Voraussetzung (11)

Was der Entwurf vorsieht — Energieträger für Energieträger

Dieselbe Novelle, sechs Baustellen — aber nicht derselbe Hebel: Beim Solardach geht es um die Vergütung der Kilowattstunde. Bei Wind, Bioenergie und Wasserkraft geht es um Projekte mit Jahren an Vorlauf — dort greift das Paket in Planung, Finanzierung und Machbarkeit ein. Hier steht, wer was zu erwarten hätte — jede Angabe mit Quelle.

Dach-Photovoltaik — das Kernstück des Eingriffs

Vom 20-Jahres-Versprechen zur 36-Monats-Übergangszahlung: Kein Segment wird härter umgebaut als das Solardach.

BereichGeplante Änderung
Dach-PV bis 25 kWDie feste 20-Jahres-Vergütung (heute 7,70 ct Teileinspeisung / 12,22 ct Volleinspeisung, BNetzA ab 01.08.2026 (25)) soll entfallen. Stattdessen: Übergangszahlung anfänglich 5,2 ct/kWh für max. 36 Monate, mit Abschmelzpfad — 2027 nur Anlagen bis 50 kW, 2028 bis 25 kW, 2029 und 2030 bis 7 kW, ab Inbetriebnahmejahr 2031 nichts mehr (§ 21 Abs. 1 EEG-E; das Kabinett verlängerte die 7-kW-Stufe gegenüber dem Referentenentwurf um ein Jahr — viele Medien schreiben noch „ab 2030", das ist der veraltete Entwurfsstand). (1, 13, 14)
DirektvermarktungspflichtSoll von 100 kW stufenweise auf 50 kW (2027), 25 kW (2028), 7 kW (2029) rutschen — das würde fast jede Neuanlage treffen; als Ausgleich vorgesehen: 1,5 ct/kWh Bonus für max. 48 Monate (unter 25 kW). (18)
NetzanschlusspaketDie Einspeiseleistung kleiner und mittlerer Dachanlagen soll am Netzanschlusspunkt dauerhaft auf 50 % begrenzt werden (Eigenverbrauch/Speicher unberührt), Solarparks auf 70 % (2, 24). Zudem dürften Netzbetreiber erstmals auch von PV-Betreibern Baukostenzuschüsse verlangen — als Kann-Regelung (§ 17 EEG-E): kein Betrag und kein Stichtag im Gesetz; Verfahren und Höhe müsste die Bundesnetzagentur erst per Festlegung nach § 29 EnWG bestimmen. Nach heutigen Praxiswerten wären es 40–150 €/kW ≈ 1.000 € bei 10 kWp — eine Hochrechnung, keine Entwurfszahl (19, 20). Das Netzpaket soll bereits am Tag nach der Verkündung in Kraft treten; die Stiftung Umweltenergierecht hält die unmittelbare Netzbetreiber-Befugnis für unionsrechtlich angreifbar. (20, 21)
Gewerbedach 40–750 kWEinheitswert 6,2 ct/kWh statt Leistungsklassen; der Volleinspeisebonus (bis 5,1 ct) soll ersatzlos gestrichen werden; Dach-Ausschreibungen 2.300 → 1.500 MW/Jahr (−35 %). (22)
InnovationssegmentDas Ausschreibungs-Untersegment für Agri-, Moor-, Parkplatz- und Floating-PV soll komplett gestrichen werden. (14)
FreiflächeMehr Volumen (10 → 14 GW/a), aber CfD-Zwang und Redispatch-Vorbehalt (entschädigungslose Abregelung bis 20 % der Jahresmenge in Engpassgebieten). (11)
BalkonkraftwerkeBis 2 kW von den neuen Pflichten ausgenommen — aber künftig ohne jeden Vergütungsanspruch (Überschuss würde verschenkt). (23)
BestandsanlagenNicht betroffen: Wer bis zum 31.12.2026 in Betrieb nimmt, behält die volle 20-Jahres-Vergütung. (24)

Wind an Land — Planung, Finanzierung und Netzanschluss werden zum Risiko

Auf dem Papier steigen die Ausschreibungsmengen. Doch Windprojekte entstehen über Jahre — und genau ihre Grundlagen greift das Paket an: kalkulierbare Erlöse für die Bank, gesicherte Flächen, verlässlicher Netzanschluss.

BereichGeplante Änderung
AusschreibungsmengenZunächst die Zuckerseite: Die Volumina steigen auf 15 GW jährlich 2027 und 2028 sowie 12 GW 2029 (Grundvolumen 10 GW/Jahr bis 2032 plus 12 GW Zusatzmenge aus dem Klimaschutzprogramm), mit angekündigtem Schwerpunkt Süddeutschland. (10, 35, 4)
Machbarkeit: Netzanschluss nur gegen ErlösrisikoNetzbetreiber dürften „kapazitätslimitierte Netzgebiete" ausweisen (ab 5 % Abregelungsquote im Vorjahr, für 6 Jahre, verlängerbar um 18 Monate). Dort gibt es den Netzanschluss nur gegen Verzicht auf Redispatch-Entschädigung — bis zu 18 % des Jahresertrags in Windvorranggebieten, 20 % an sonstigen Standorten (und bei Photovoltaik) wären entschädigungslos abregelbar: ein Ertragsrisiko, das keine Wirtschaftlichkeitsrechnung seriös abbilden kann. (36, 37, 5) Der BWE nennt den Vorbehalt ein „klares Verhinderungsinstrument" und europarechtlich unzulässig (40); BWE-Präsidentin Heidebroek zur 5-%-Schwelle auf Basis nur eines Jahres: „Diese Berechnung ist einfach nicht seriös." (38) Energieforscher Uwe Holzhammer warnt zudem: Konzerne können solche Risiken im Portfolio streuen — für Bürgerenergie und Kommunen wird die Investitionshürde unüberwindbar. (41)
Planung: genehmigte Projekte entwertetIn den rund 8.000 bereits genehmigten Anlagen stecken Jahre an Planung, Gutachten und Genehmigungsverfahren — und 75 % davon liegen laut Jürgen Quentin (Fachagentur Wind und Solar) über der ab 2027 geplanten „systemdienlichen Anschlussleistung" von 280 Watt pro Quadratmeter Rotorfläche. Dazu: Begrenzung der Netzanschlussleistung neuer Wind- und PV-Freiflächenanlagen auf 70 %. (38, 39, 46)
Flächensicherung: der PachtdeckelPachtverträge sind das Fundament jeder Projektentwicklung — künftig sollen Windpachten auf 3,5 % des Standortertrags gedeckelt werden (Referentenentwurf: 2,5 %; ab Ausschreibungen 2028, Pönale bei Verstoß) (13, 35) — marktüblich sind laut agrarheute derzeit 7–12 % der Stromerlöse, Grundeigentümer müssten also mit bis zu 80 % weniger Pacht rechnen; bestehende Flächenzusagen geraten ins Wanken (42). Die Konfliktlinie läuft quer durch die Lager: Bauernverband, Wald- und Familienbetriebe dagegen, VKU ausdrücklich dafür. (43)
Finanzierung: Systemwechsel auf CfDGeförderte Neuanlagen ab 100 kW wechseln von der gleitenden Marktprämie auf zweiseitige Differenzverträge: Mehrerlöse über dem Referenzwert werden abgeführt, Mindererlöse ausgeglichen (Umsetzung von Art. 19d EU-Strommarktverordnung) — ein neues Erlösmodell, auf das Banken und Investoren ihre Finanzierungszusagen erst einmal umstellen müssen. (12)
Kommunale BeteiligungAnhebung von 0,2 auf 0,3 ct/kWh — die Erstattung durch die Netzbetreiber bleibt aber bei 0,2 ct; die Differenz trägt der Betreiber. (10)
Was auf dem Spiel stehtBärbel Heidebroek (BWE-Präsidentin und Vorsitzende des LEE Niedersachsen/Bremen) warnt, die Pläne gefährdeten allein in Niedersachsen 32 Mrd. € Investitionen binnen fünf Jahren (Erneuerbare insgesamt: Wind, Solar, Bioenergie) (44). Zum 30.06.2026 liefen 29.248 Anlagen mit 69.952 MW — knapp ein Viertel der deutschen Stromversorgung; die Ausbauprognose 2026 (~8 GW) liegt schon heute unter dem gesetzlichen Zielpfad von 10 GW/Jahr (45). In der Windbranche arbeiten 172.000 Menschen (2025, +30 % gegenüber 2023). (73)
BestandsanlagenBestandsschutz: Laufende Anlagen behalten ihre EEG-Konditionen; CfD, Pachtdeckel und Redispatch-Vorbehalt greifen bei Neuanlagen bzw. künftigen Ausschreibungen und neuen Netzanschlüssen. (12, 10)

Wind auf See — kaum betroffen, aber der Warnschuss für alle

Zur Ehrlichkeit gehört: Offshore-Wind wird von diesem Paket fast nicht berührt. Gerade deshalb liefert er das stärkste Argument gegen den Kaltstart in den Markt.

Die Offshore-Vergütung läuft über ein eigenes Gesetz (WindSeeG), das die EEG-Novelle nicht anfasst; das Netzanschlusspaket ändert dort nur Verweise — laut Gesetzesbegründung sämtlich „redaktionelle Folgeanpassungen". Die Ausbauziele (30 GW 2030 / 40 GW 2035 / 70 GW 2045) bleiben unangetastet. (3, 50)

Aber Offshore zeigt, wie ein Markt ohne Absicherung endet: Im August 2025 ging in einer deutschen Offshore-Ausschreibung erstmals kein einziges Gebot ein — 2.500 MW blieben liegen (48). Alle für 2026 geplanten Auktionen wurden daraufhin auf 2027 verschoben (51), und sechs Branchenverbände fordern seither einen Systemwechsel zu zweiseitigen Differenzverträgen: „Das bisherige System negativer Gebote ist gescheitert und muss umgehend durch CfDs ersetzt werden." (49)

Die Pointe: Für Offshore fordert die Branche genau die verlässliche Absicherung, die der Entwurf dem Solardach nehmen würde — und das 30-GW-Ziel für 2030 wird laut Branchenstatusreport ohnehin erst „voraussichtlich Ende 2032" erreicht. (50)

Bioenergie — der „Sterbepfad" für die regelbare Erneuerbare

Für Biogas-Betreiber — oft landwirtschaftliche Betriebe — ist die Novelle eine Investitionsfrage: Ohne ausreichende Ausschreibungsvolumina gibt es keine Anschlussperspektive, und ohne Perspektive keine Flexibilisierung, keine Modernisierung, keine Finanzierung. Genau diese Volumina schmelzen ab.

BereichGeplante Änderung
BiomethanDie Biomethan-Ausschreibungen (zuletzt 600 MW/Jahr) sollen ersatzlos gestrichen werden (§ 28d EEG); da eine Förderung außerhalb dieser Ausschreibungen ausgeschlossen ist, endet damit die EEG-Perspektive für neue Biomethan-Verstromung komplett. Begründung des Entwurfs: Biomethan werde „in anderen Sektoren" gebraucht. (1, 10)
Anschlussperspektive des BestandsDer Ausschreibungspfad schmilzt ab: je 1.000 MW 2027/28, je 750 MW 2029/30, je 500 MW 2031/32 (§ 28c EEG-E) — insgesamt 4.500 MW in sechs Jahren (1, 37). Der Fachverband Biogas hält 2.500 MW pro Jahr für nötig; BEE-Vizepräsident Horst Seide: „Das bedeutet faktisch, mehr als die Hälfte des bestehenden Anlagenbestandes hätte keine Zukunftsperspektive." Das Flexperten-Netzwerk warnte schon zum Referentenentwurf vor einem Rückgang der Biogaserzeugung um rund 70 %. (37, 53)
Ausbauziel§ 4 EEG-E setzt für Biomasse 9,5 GW — für 2030 und unverändert für 2035. Laut Hauptstadtbüro Bioenergie entspricht das der heutigen Leistung: festgeschriebener Stillstand statt Ausbau; die Entwurfsbegründung selbst nennt als Zweck, den Bestand „im Wesentlichen" zu sichern. (1, 52)
Investitionsanreiz FlexibilisierungDer Flexibilitätszuschlag bleibt bei 100 €/kW (Branche fordert 130 €/kW) — während der Höchstwert für neue fossile Gaskraftwerke zuletzt um 40 % auf 244 €/kW angehoben wurde. Das Hauptstadtbüro Bioenergie beziffert das Potenzial des Biogas-Bestands auf 12 GW gesicherte, flexible Leistung bis 2030 — würde man ihn flexibilisieren statt abwickeln. (53, 52)
LichtblickeImmerhin: Maisdeckel einheitlich 30 % (+5 Punkte), Anschlussförderung für Güllekleinanlagen von 10 auf 12 Jahre verlängert, und das Biomassepaket vom Februar 2025 bleibt Grundlage; Höchstwerte 19,43 (neu) / 19,83 ct/kWh (Bestand). (1, 37)
ReaktionenDas Hauptstadtbüro Bioenergie nennt den Pfad „de facto ein(en) Sterbepfad für den Biogasanlagenbestand" und kritisiert, dass das Kabinett den Referentenentwurf trotz konkreter Branchenvorschläge unverändert beschlossen hat; gefordert wird ein „Biomassepaket 2.0" (52). Baden-Württemberg: „Novelle verschenkt Potenzial der Bioenergie" (55); SPD-Berichterstatter signalisieren Nachbesserung im Parlament. (56)
Was auf dem Spiel steht9.605 Biogas- und Biomethananlagen, 6.816 MW installierte Leistung, 29 TWh Strom (~8,8 Mio. Haushalte), rund 67.300 Arbeitsplätze und 9,6 Mrd. € Wertschöpfung — überwiegend im ländlichen Raum. (54)

Wasserkraft — Modernisierung und Neubau verlieren die Kalkulationsgrundlage

Wasserkraftwerke sind Generationen-Investitionen an gewachsenen Standorten: Wer ertüchtigt oder neu baut, rechnet über Jahrzehnte — und braucht dafür einen verlässlichen Erlösrahmen. Der Entwurf lässt davon nur die Ertüchtigung im Fördersystem.

BereichGeplante Änderung
FörderzugangDie Marktprämie soll es für Neuanlagen nur noch ab 25 kW geben — die einzige technologiespezifische Ausnahme im ganzen Gesetz gilt für ertüchtigte Wasserkraftanlagen, die unabhängig von der Größe förderfähig bleiben (Begründung: sie leisten „lokal insbesondere in Süddeutschland einen relevanten Beitrag zur stabilen Stromversorgung"). (1, 37)
NeubauWer trotzdem neu baut, startet ohne Netz und doppelten Boden: Ende der festen Einspeisevergütung, Übergangszahlung (anzulegender Wert minus 1 ct) für max. 36 Monate, und wer sich nicht aktiv um Direktvermarktung kümmert, landet in der „unentgeltlichen Abnahme" — der Zahlungsanspruch sinkt auf null. Auf dieser Basis lässt sich keine Jahrzehnte-Investition finanzieren. (1)
Betroffener BestandDer Bundesverband Deutscher Wasserkraftwerke (BDW) warnte zum Entwurfsstand vom Frühjahr (noch ohne die Ertüchtigungs-Ausnahme), betroffen wären „mehr als 50 %" der rund 7.300 Wasserkraftanlagen — dabei speist kleine Wasserkraft mit rund 5.000 Volllaststunden pro Jahr so verlässlich ein wie kaum eine andere dezentrale Quelle. Gefordert: Rücknahme des Förderstopps und eine eigene Vergütungsklasse unter 100 kW. (57, 58)
Der PräzedenzfallProtest wirkt: Nach der BDW-Kampagne gegen den Frühjahrsentwurf kam die Ertüchtigungs-Ausnahme in den Referentenentwurf vom Juli — der Beleg, dass sich Entwürfe im Verfahren ändern lassen. Zur Kabinettsfassung hat der BDW weitere Nachbesserungen angemahnt. (1, 59)
KontextRund 5.500 MW Wasserkraft lieferten 2025 etwa 16,9 Mrd. kWh Strom (trockenheitsbedingt ~25 % unter 2024); Vergütungssätze für Neuanlagen werden zusätzlich um rund 2 % abgesenkt (z. B. kleinste Klasse 12,03 → 11,79 ct/kWh). (60, 1)

Geothermie, Deponie-, Klär- und Grubengas — mitgetroffen, nie erwähnt

Für die kleinen Träger enthält die Novelle keine eigene Agenda — sie werden von den Querschnittsregeln miterfasst, ohne dass die Kabinetts-Kommunikation sie auch nur nennt.

Die Vergütungssätze für Neuanlagen sinken technisch um die aufgelaufene Degression — Geothermie von 25,20 auf 24,70 ct/kWh (−2 %), Deponiegas von 7,46 auf 7,13 ct/kWh (−4,4 %), Grubengas von 5,98 auf 5,71 ct/kWh (−4,5 %). (1)

Der neue Refinanzierungsbeitrag (CfD-artige Abschöpfung ab 100 kW) erfasst Wasserkraft, Geothermie und Grubengas voll — und ausgerechnet die kommunal geprägten Deponie- und Klärgasanlagen sind von der Biomasse-Ausnahme ausdrücklich ausgenommen; ein Ausstieg aus der Förderung ist nur einmalig binnen zehn Kalenderjahren möglich. (1, 35)

Wie ernst der Entwurf diese Träger nimmt, sagt er selbst: Haushaltswirkungen wurden „aufgrund der geringen Anzahl neu hinzukommender Wasserkraft- und Geothermieanlagen … mangels Relevanz nicht berücksichtigt". Klärgas heißt übrigens: kommunale Kläranlagen (64 MW). (1, 61)

Was alle trifft — die Querschnittsregeln

Vier Mechanismen ziehen sich durch das ganze Paket, unabhängig vom Energieträger.

1. Ende der festen Einspeisevergütung für Neuanlagen. An ihre Stelle treten Direktvermarktung, Übergangszahlungen auf Zeit — und für Untätige die „unentgeltliche Abnahme" mit Anspruch null. (1, 13)

2. Zweiseitige Differenzverträge (CfD) ab 100 kW. Mehrerlöse werden abgeschöpft, Mindererlöse ausgeglichen — der Systemwechsel nach Art. 19d EU-Strommarktverordnung gilt technologieübergreifend für geförderte Neuanlagen. (12)

3. Baukostenzuschüsse und Redispatch-Vorbehalt im Netzanschlusspaket. Beides ist technologieneutral formuliert — es trifft auch regelbare Erzeuger wie Wasserkraft oder Biogas, die gar keine Einspeisespitzen verursachen. (2, 5, 36)

4. Ein Verfahren im Eiltempo. Drei Werktage Verbändeanhörung für einen Jahrhundert-Umbau — quer durch alle Sparten (BDEW, BSW, BEE, LEE) als unseriös kritisiert. (7, 41) BEE und BWE appellieren gemeinsam an das Parlament — mit Verweis auf über 430.000 Jobs in den Erneuerbaren und rund 30 Mrd. € Investitionen. (47)

Die fünf Kernbefunde

Der Strompreis-Mythos

Der Haushaltsstrompreis 2026 liegt bei 37,0 ct/kWh (3.500 kWh, Neukundentarife): 15,17 ct Beschaffung/Vertrieb, 9,26 ct Netzentgelte, 12,6 ct Steuern/Abgaben/Umlagen. Eine EEG-Umlage kommt darin nicht mehr vor. (62)

Die EEG-Umlage (zuvor 3,723 ct/kWh) wurde zum 01.07.2022 auf null gesenkt und ab 2023 abgeschafft — die Förderung zahlt seither der Bundeshaushalt, nicht die Stromrechnung. Wer heute „die Erneuerbaren machen den Strom teuer" sagt, argumentiert mit dem Stand von 2021. (63)

Der Preisschock 2022 war ein Gaspreis-Schock: Day-Ahead-Preis 2021: 96,85 €/MWh → 2022: 235,45 €/MWh, weil Gaskraftwerke per Merit-Order den Preis setzen. PV hat keinen Brennstoff. (64)

Ohne Photovoltaik wäre der Börsenstrompreis 2024 rund 15 % höher gewesen — 6,1 Mrd. € Ersparnis für Verbraucher und Industrie, ca. 48 €/Jahr je 4.000-kWh-Haushalt. (65, 66)

Struktureller Preistreiber sind die Netzentgelte — 2026 nur dank eines einmaligen 6,5-Mrd.-€-Bundeszuschusses gesunken (~100 €/Jahr Entlastung je Haushalt); der Zuschuss ist nur für ein Jahr gesichert. Redispatch kostete 2025 rund 3,07 Mrd. € — über 96 % des EE-Stroms wurde eingespeist. (67, 68)

Zur Ehrlichkeit gehört: Die laufenden EEG-Milliarden (16,2 Mrd. € Finanzierungsbedarf 2026) zahlt heute der Steuerzahler statt der Stromkunde. Genau deshalb ist relevant, dass die geplante Streichung der Kleinanlagen-Förderung daran fast nichts ändern würde: Die Weiterförderung neuer Kleinanlagen hätte das EEG-Konto 2030 nur mit rund 160 Mio. € belastet. (15)

Das Déjà-vu von 2012

Nach den EEG-Kürzungen 2012 fiel die PV-Beschäftigung von 100.300 (2012) auf rund 56.000 (2013) — nahezu eine Halbierung binnen eines Jahres. (69, 70)

Vom Höchststand 156.700 (2011) gingen über 110.000 Solar-Jobs verloren; Tiefpunkt ~40.000 (2017), Erholung bis 2022 auf 84.100. (71)

Der Zubau brach damals von über 8 GW (2012) auf 2,6 GW (2013) und 1,19 GW (2014) ein — mit einer Insolvenzwelle von Solon über Q-Cells bis Solarworld (2017). (72)

Heute steht mehr auf dem Spiel als 2012: In den Erneuerbaren insgesamt arbeiten über 400.000 Menschen — die Studienreihe im Auftrag des Wirtschaftsministeriums weist für 2023 406.200 Beschäftigte aus, erstmals seit 2011 wieder über der 400.000er-Marke (+7 % gegenüber 2022); BEE und BWE nennen für 2026 über 430.000. (102, 103, 47)

Auf die einzelnen Sparten verteilt sich das so: über 120.000 in der PV- und Speicherbranche (BSW-Solar; EUPD-Prognose: 133.000 bis 2030), verteilt auf 18.555 Solar-Installationsbetriebe, 46 % davon Kleinstunternehmen — Schwerpunkte Bayern (3.846), NRW (3.444), Baden-Württemberg (2.983) (33, 34); 172.000 in der Windbranche (73) und 67.300 in der Biogasbranche (54). Betroffene Betriebe gibt es in praktisch jedem Wahlkreis.

Zur Sauberkeit der Zahlen: Die 406.200 sind Bruttobeschäftigung (inklusive Vorleistungen) für das Jahr 2023 — die Sparten-Zahlen der Verbände sind anders abgegrenzt und teils aktueller. Deshalb addieren wir sie nirgends zu einer Gesamtsumme, sondern nennen sie getrennt mit ihrer jeweiligen Quelle.

Der BSW-Solar warnt zur Novelle vor einem möglichen Nachfrageeinbruch um mehr als zwei Drittel bei Privathaushalten und Kleingewerbe — Zehntausende Arbeitsplätze wären gefährdet (Verbandsprognose). (14)

Und schon die Ankündigung wirkt: Das Elektrohandwerk meldete für 2025 rund 10 % Rückgang bei PV-Dachinstallationen (395.000 → 355.000) — vor jeder Kürzung. (32)

Ausbauziel vs. Realität

§ 4 EEG legt 215 GW Solarleistung bis 2030 als gesetzliches Ziel fest — Ende 2025 waren 117 GW installiert. Nötig wären ~19,6 GW Zubau pro Jahr; der Ist-Pfad im 1. Halbjahr 2026 liegt annualisiert ~25 % darunter. (16, 17)

Der Einbruch im Dachsegment läuft bereits: Im 1. Halbjahr 2026 sank die Zahl neu registrierter Anlagen um 18 % gegenüber 2025 und knapp ein Drittel gegenüber 2024; Gewerbedächer 100–750 kW: −48 %, 30–100 kW: −39 % (jeweils Anlagenzahl). Erstmals brachten 1.002 Freiflächenanlagen mehr Leistung als 185.000 Dachanlagen zusammen. (30, 31)

Konservative Modellrechnung (Ableitung, Annahmen offengelegt): Bricht der Dachzubau um zwei Drittel ein, würde das 215-GW-Ziel um rund 43 GW verfehlt und erst ~2034/35 erreicht — die Regierung bräche mit diesem Gesetz ihr eigenes Gesetz.

Der Rahmen, in dem das geschieht: 41,8 °C am 27.06.2026 in Möckern-Drewitz (Sachsen-Anhalt) — neuer deutscher Allzeitrekord; das RKI schätzt rund 5.100 hitzebedingte Sterbefälle allein in der elftägigen Hitzewelle vom 18.–28.06. (74, 75) Die Flut 2021 verursachte über 40 Mrd. € Schaden — die teuerste Naturkatastrophe der deutschen Geschichte (76); eine Studie im Auftrag des BMWK beziffert die Klimafolgekosten bis 2050 auf 280–900 Mrd. €. (77)

Was es Haushalte kostet
KennzahlHeute (Inbetriebnahme 2026)Unter der Novelle (geplant, ab 2027)
Vergütung Einspeisung (10-kWp-Anlage, Teileinspeisung) 7,70 ct/kWh, 20 Jahre garantiert (25) anfänglich 5,2 ct für max. 36 Monate, danach Direktvermarktung zu Marktwerten (2026 zwischen 11,02 und 1,32 ct/kWh schwankend) (13, 27)
Einspeiseerlös über 20 Jahre (netto) ~6.160 € ~200–2.200 € (nach Abzug von ~160 €/Jahr Direktvermarkter + je ~50 €/Jahr Zähler/Steuerung bei nur ~250 €/Jahr Markterlös) (26, 28)
Amortisation (SFV/aquu-Studie, 10 kW + 10-kWh-Speicher) 15,6 Jahre 24 Jahre (Direktvermarktung) · über 30 Jahre (Nulleinspeisung ohne Speicher) (26)
Zusatzkosten Netzanschluss — Baukostenzuschüsse würden erstmals zulässig — als Kann-Regelung der Netzbetreiber, ohne Betrag im Entwurf (nach heutigen Praxiswerten ≈ 1.000 € bei 10 kWp — Hochrechnung, keine Entwurfszahl); dazu die geplante 50-%-Einspeisekappung (19, 2)

Ehrliche Einordnung: Mit Speicher und hohem Eigenverbrauch verlängert sich die Amortisation in optimistischeren Modellrechnungen nur um etwa 1,5 Jahre — die Novelle träfe vor allem Anlagen ohne Speicher und die Kalkulationssicherheit. Genau diese Differenziertheit macht die Faktenbasis glaubwürdiger als jede Panik-Zahl.

Was das EEG wirklich kostet — und warum der Kostenberg von selbst schmilzt

Die Ist-Zahlen: 2024 zahlte der Bund 18,5 Mrd. € Zuschuss ins EEG-Konto (82, 83), 2025 noch rund 16,5 Mrd. € (84, 85). Für 2026 melden die Übertragungsnetzbetreiber einen Finanzierungsbedarf von 14,6 Mrd. € (16,2 Mrd. ohne Anrechnung des Kontoguthabens); der Bundeshaushalt setzt vorsichtshalber 17,2 Mrd. € an (86, 87). Die Kurve zeigt also schon heute nach unten — und auf der Stromrechnung steht seit Juli 2022 ohnehin keine EEG-Umlage mehr; es zahlt der Bundeshaushalt. (63)

Wohin das Geld fließt: Größter Posten im Finanzierungsbedarf 2026 ist Solar mit 8,0 Mrd. €, gefolgt von Biomasse (3,8) und Wind auf See (1,7). Wind an Land kostet nur rund 0,65 Mrd. € — die ÜNB begründen selbst: die anzulegenden Werte sind „im Verhältnis zu den Marktwerten niedrig". (86, 61)

Das Erbe der Boomjahre: Eine kleine Dachanlage bekam je nach Inbetriebnahmejahr 57,40 ct/kWh (2004) · 43,01 ct (2009) · 39,14 ct (2010) · 28,74 ct (2011) · 19–24 ct (2012) — jeweils 20 Jahre garantiert; heute sind es 7,70 ct (89, 90, 91). Der Regierungsentwurf rechnet selbst vor: Die Jahrgänge 2009–2012 kosten den Bund im Durchschnitt 13,2 ct/kWh, Neuanlagen nach dem EEG 2027 dagegen nur 1,4–2,3 ct/kWh — „um ein Vielfaches" günstiger. Die hohen EEG-Kosten von heute sind also nicht der Preis des Neubaus, sondern das Erbe der Altverträge. (1)

Und dieser Kostenberg trägt sich von selbst ab: 2026 fallen rund 0,9 GW (über 66.000 PV-Anlagen) aus der 20-Jahres-Förderung, 2029 etwa 2 GW — und 2030 bis 2032 allein rund 20 GW der teuersten Jahrgänge (92, 93); beim Wind an Land sind bereits ~11,3 GW ausgefördert (94). Die ÜNB-Mittelfristprognose zeigt die Folge: Trotz eines Zubaus von +168 GW bis 2030 sinken die Förderzahlungen von 18,5 Mrd. € (2028) auf 16,6 Mrd. € (2030) — wörtlich: „Da ein Großteil der Zahlungen auf Bestandsanlagen mit hohen Vergütungssätzen entfällt, … ergibt sich trotz des Zubaus an Erzeugungskapazitäten ein Rückgang der Förderzahlungen." (61, 88) Agora rechnete schon 2021 vor, dass das EEG Anfang der 2030er umgerechnet unter 1 ct/kWh kosten wird, weil die teuren Frühjahrgänge auslaufen. (95)

Was ein Jahr Neubau heute wirklich kostet: Die jüngsten Ausschreibungen schlossen bei Ø 4,94 ct/kWh (PV-Freifläche, März 2026) und Ø 5,06 ct/kWh (Wind an Land, Mai 2026 — niedrigster Wert seit Jahren) (96, 97, 98). Da die Marktwerte in ähnlicher Höhe liegen (Solar 4,5 ct, Wind 7,4 ct im Jahr 2025), bleibt als eigentlicher Zuschuss je Kilowattstunde fast nichts (99, 100). Alle ab 2027 neu geförderten Anlagen zusammen veranschlagt der Regierungsentwurf bis 2032 mit kumuliert 12,8 Mrd. € — beginnend mit 0,04 Mrd. € im Jahr 2027. Sechs Neubau-Jahrgänge kosten damit weniger als ein einziges Bestandsjahr heute (1, 8). Und die Weiterförderung neuer Dach-Kleinanlagen läge 2030 bei rund 160 Mio. € — etwa 2 % der heutigen Solar-Zahlungen. (101)

Ehrlich bleibt diese Rechnung nur mit drei Einschränkungen: Netzausbau und Redispatch stehen auf einer separaten Rechnung. Der Marktwert des Solarstroms verfällt (2025 liefen 23,4 % der Solarerzeugung zu negativen Preisen) — das kann die Förderlücke je Kilowattstunde wieder vergrößern (99). Und die ÜNB-Kurve steigt bis 2028 erst leicht an, bevor der Knick kommt — das Abschmelzen ist ein 2030er-Effekt. An der Kernaussage ändert das nichts: Gekürzt wird beim billigsten Teil des Systems, während die teuren Altverträge unabänderlich weiterlaufen — und genau die laufen von selbst aus.

Die Gegenargumente — und was dran ist

Die stärkste Fassung jedes Pro-Novelle-Arguments — geschlagen mit den Zahlen der Regierung selbst.

„Der Bundeshaushalt muss entlastet werden" — das EEG kostet den Bund 14,6–18 Mrd. € pro Jahr.

Die Milliarden fließen an Bestandsanlagen mit unantastbaren Altverträgen — daran würde die Novelle nichts ändern. Die Regierung selbst beziffert die Kosten neu geförderter Anlagen bis 2032 auf 12,8 Mrd. € — „nahezu konstant" gegenüber geltendem Recht. Die Weiterförderung neuer Kleinanlagen hätte 2030 nur rund 160 Mio. € gekostet — etwa 2 % der laufenden Solarförderung. (8, 15)

„PV rechnet sich auch ohne Förderung."

Der eigene Monitoringbericht des Ministeriums widerlegt das: Bei 3.000 kWh Verbrauch steigt die Amortisation mit Speicher ohne Vergütung von 17 auf über 30 Jahre — ohne Speicher amortisiert sich die Anlage gar nicht mehr. (29)

„Negative Strompreise und Netzstress" — 573 Negativpreis-Stunden 2025, Redispatch über 3 Mrd. €.

Das Problem ist seit Februar 2025 gelöst: Das Solarspitzengesetz streicht Neuanlagen die Vergütung bei Negativpreisen (§ 51 EEG), ohne Smart Meter gilt die 60-%-Grenze (§ 9 EEG). Die Novelle bekämpft ein Gespenst — und die geplante pauschale, permanente 50-%-Kappung würde unabhängig von der realen Netzlage wirken. Netzdienlichkeit erreicht man über Speicher, Steuerbarkeit und Preissignale, nicht über Förderentzug. (78)

„Direktvermarktung ist zumutbar — selbst der BDEW ist grundsätzlich dafür."

Direktvermarktung kostet Kleinanlagen heute ~140–160 €/Jahr plus Gebühren — bei ~250 €/Jahr Markterlös. Selbst der Kronzeuge BDEW will die Pflicht erst ab 2030, erst ab 7 kW und über standardisierte Prozesse — nicht 2027 per Kaltstart. Und das BMWE plant selbst nur mit 90.000 der über 400.000 nötigen Fälle pro Jahr: eingeplantes Scheitern. (79, 15)

„Die EU zwingt uns" — die Beihilfegenehmigung endet, CfD-Pflicht ab Juli 2027.

EU-Recht erzwingt eine Neugestaltung — nicht das Förder-Aus fürs Hausdach: Der eigene Entwurf setzt den CfD-Refinanzierungsbeitrag erst ab 100 kW an und nimmt Kleinanlagen aus. Wäre das Kleinanlagen-Aus EU-geboten, bräuchte es keine 100-kW-Schwelle. Das ist eine politische Entscheidung Berlins. (12)

„Wind bekommt doch mehr Ausschreibungsmenge — für die Erneuerbaren insgesamt ist das Paket ein Gewinn."

Die Windbranche selbst widerspricht: Der BWE erklärt, die Zusatzmengen „laufen ins Leere", weil sie mit Redispatch-Vorbehalt und neuen Anschlussgrenzen kombiniert werden — 75 % der bereits genehmigten Anlagen liegen über der geplanten 280-W/m²-Grenze, und die Ausbauprognose 2026 liegt schon heute unter dem gesetzlichen Zielpfad. Mehr Menge auszuschreiben, während man Anschluss und Erlöse deckelt, ist kein Ausbau — es ist eine Rechnung mit angezogener Handbremse. (40, 38, 45)

„Der Paradigmenwechsel ist überfällig — das Rundum-Sorglos-Paket muss enden."

Sogar aus dem Kabinett selbst kam die Warnung: Finanzminister Klingbeil und Umweltminister Schneider warnten in der Ressortabstimmung vor einem „Ausbremsen der Energiewende"; SPD-Energiesprecherin Scheer nennt den Entwurf koalitionsvertragswidrig. Der Appell fordert keinen Stillstand — er fordert Marktintegration mit funktionierender Infrastruktur statt per Kaltstart. (80, 81)

Das Quellenverzeichnis

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Primärquellen & Verfahren

  1. Primärquelle: Regierungsentwurf EEG 2027 (Kabinettsfassung 29.07.2026, PDF, 320 S.)
  2. Primärquelle: Regierungsentwurf Netzanschlusspaket (Kabinettsfassung 29.07.2026, PDF)
  3. Primärquelle: Referentenentwurf Netzanschlusspaket (Stand 13.01.2026, PDF via Klimareporter)
  4. Bundesregierung: Kabinett beschließt EEG-Novelle und Netzpaket (29.07.2026)
  5. pv magazine: Kabinett beschließt Entwürfe zu EEG 2027 und Netzpaket (29.07.2026)
  6. pv magazine: Geleakter EEG-Entwurf — Abschaffung der Solarförderung bis 25 kW (27.02.2026)
  7. pv magazine: Reiche schickt Entwürfe in die Verbändeanhörung (20.07.2026)
  8. dpa/onvista: Regierung beschließt Umbau der Ökostrom-Förderung — 12,8 Mrd. € „nahezu konstant" + Reiche-Zitat (29.07.2026)
  9. zfk: Gesetzesticker Energiegesetze
  10. Prometheus Recht: EEG 2027 — Zeitenwende für die Erneuerbaren?
  11. ARQIS-Kanzleianalyse: EEG-Novelle und Netzanschlusspaket im Kabinett
  12. Kanzlei Raue: Umstellung des Fördersystems auf zweiseitige Differenzverträge

Dach-Photovoltaik

  1. zfk: Übergangszahlung und 7-kW-Stufe der Kabinettsfassung
  2. BSW-Solar: EEG-Novelle und Netzpaket gefährden Solarausbau (24.07.2026)
  3. heise/Agora Energiewende: Direktvermarktungskosten & die 160-Mio.-€-Zahl
  4. § 4 EEG: das 215-GW-Ziel (Gesetzestext)
  5. Bundesnetzagentur: 117 GW installierte Solarleistung Ende 2025 (08.01.2026)
  6. zfk: EEG 2027 — die Direktvermarktungs-Stufen (50/25/7 kW)
  7. zfk: Netzanschlusspaket — Baukostenzuschuss (heutige Praxiswerte)
  8. Stiftung Umweltenergierecht: Baukostenzuschüsse und Einspeisenetze (PDF, 20.05.2026)
  9. pv magazine: Netzpaket-Entwurf rüttelt am Anschluss- und Einspeisevorrang (09.02.2026)
  10. zfk: Gewerbedach — Einheitswert, Volleinspeisebonus, Ausschreibungskürzung
  11. t-online: EEG-Reform 2027 — das ändert sich für Balkonkraftwerke
  12. Solaranlage-Ratgeber: Die neuen Übergangsregeln und der Bestandsschutz
  13. ADAC/BNetzA: aktuelle Einspeisevergütung (Stand 01.08.2026)
  14. PV2027-Studie (aquu im Auftrag des SFV, 09.06.2026): Amortisation 15,6 → 24 / über 30 Jahre
  15. DGS: Monatsmarktwert Solar 2026 (11,02 bis 1,32 ct/kWh)
  16. zfk: Direktvermarktungs-Anbieter und -Kosten für Kleinanlagen
  17. energie-experten.org: die Monitoringbericht-Rechnung (17 → 30+ Jahre)
  18. logicenergy/BNetzA-Daten: Zubau-Halbjahresbilanz 2026
  19. Solarserver: PV-Markt im 1. Halbjahr 2026
  20. pv magazine: ZVEH-Umfrage — Rückgänge im Elektrohandwerk (20.03.2026)
  21. BSW-Solar: über 120.000 Beschäftigte in der PV- und Speicherbranche
  22. Listflix: 18.555 Installationsbetriebe — Branchenanalyse Solar

Wind an Land

  1. Primärquelle: BWE: Stellungnahme zur EEG-Novelle 2027 (23.07.2026, PDF)
  2. Börse Express: Kabinett beschließt Obergrenze für Abregelung von Ökostromanlagen (29.07.2026)
  3. top agrar: Was die Entwürfe konkret für Biogas, Wind und Solar bedeuten (31.07.2026)
  4. ZfK: Windenergie — Pläne von Ministerin Reiche könnten Ausbau stoppen (Heidebroek-Zitat, 280-W/m²-Analyse)
  5. Klimareporter: Ökostrom — doppelt abgeregelt, unflexibel abgeschöpft (280 W/m² Rotorfläche)
  6. Windkraft-Journal: BWE zur EEG-Novelle und zum Netzanschlusspaket (30.07.2026)
  7. Cleanthinking: Netzpaket und EEG-Novelle — Bund verschiebt Risiko auf Betreiber (Verbandskritik)
  8. agrarheute: Reiche will Landwirten Pachtzins kürzen (7–12 % marktüblich, bis −80 %)
  9. top agrar: Erhebliche Kritik am geplanten Pachtdeckel für die Windenergie
  10. nord24/dpa: Erneuerbaren-Branche — 32 Milliarden Euro in Gefahr (LEE Niedersachsen/Bremen)
  11. ecofinconcept/Deutsche WindGuard: Windenergieausbau an Land, 1. Halbjahr 2026
  12. Cleanthinking: EEG 2027 — was sich für Solar und Wind ändert (SAL, 70-%-Grenze, Korrekturfaktor)
  13. Windkraft-Journal: BEE/BWE-Appell an das Parlament (430.000 Jobs, 30 Mrd. € Investitionen)

Wind auf See

  1. BDEW: Erstmals keine Gebote in einer Ausschreibung für Offshore-Wind (06.08.2025)
  2. BWO/Branchenverbände: Status Offshore-Windenergie 1. Halbjahr 2026 — CfD-Forderung (21.07.2026)
  3. Deutsche WindGuard: Status des Offshore-Windenergieausbaus, Jahr 2025 (PDF)
  4. Bundesnetzagentur: Offshore-Ausschreibungen — Verschiebung auf 2027 (FEP-Änderung 30.01.2026)

Bioenergie

  1. Hauptstadtbüro Bioenergie: EEG 2027 im Kabinett beschlossen — „Sterbepfad" (29.07.2026)
  2. top agrar: EEG-Entwurf — das Ende für Strom aus Biogas? (Flexzuschlag, Gaskraftwerks-Vergleich, 21.07.2026)
  3. Fachverband Biogas: Branchenzahlen 2025 (9.605 Anlagen, 67.300 Arbeitsplätze, 06.03.2026)
  4. Land Baden-Württemberg: Novelle zum EEG 2027 verschenkt Potenzial der Bioenergie (30.07.2026)
  5. top agrar: Energiebranche hofft jetzt auf das Parlament (Scheer/Mandrella, 29.07.2026)

Wasserkraft & kleine Träger

  1. Bayerische Gemeindezeitung: EEG-Entwurf bedroht Bestand der kleinen Wasserkraft (16.04.2026)
  2. Energie & Management: Kleine Wasserkraft sieht sich durch die Politik bedroht (27.04.2026)
  3. BDW: Stellungnahme zur EEG-Novelle 2027 (Referentenentwurf)
  4. Umweltbundesamt: Erneuerbare Energien in Zahlen
  5. IE Leipzig für die ÜNB: EEG-Mittelfristprognose 2026–2030 (PDF, 15.10.2025)

Strompreis, Arbeitsplätze & Klima

  1. BDEW-Strompreisanalyse April 2026 (PDF)
  2. BMWE: Bundestag beschließt Abschaffung der EEG-Umlage (28.04.2022)
  3. Bundesnetzagentur/SMARD: Strommarktjahr 2022 (Day-Ahead-Preise)
  4. Enervis-Studie im Auftrag des BSW-Solar: Merit-Order-Effekt der PV
  5. Fraunhofer ISE: Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland (PDF)
  6. Bundesregierung: Netzentgelt-Zuschuss 2026
  7. IWR/SMARD: Netzengpassmanagement 2025 — Redispatch-Kosten
  8. BMWi/DLR/GWS: Bruttobeschäftigung durch erneuerbare Energien 2013
  9. pv magazine (2014): Photovoltaik-Jobs haben sich in einem Jahr halbiert
  10. Strom-Report: PV-Beschäftigungsreihe (auf Basis BMWE/ZSW)
  11. pv magazine: die Insolvenzwelle nach 2012
  12. Solarserver/Bertelsmann-Studie: EE-Beschäftigung auf Rekordniveau (172.000 in der Windbranche)
  13. DWD: 41,8-°C-Allzeitrekord (Juni 2026)
  14. RKI: Hitzemortalität in der Hitzewelle Juni 2026
  15. GDV: Flutschäden 2021
  16. Prognos: Klimafolgekosten 280–900 Mrd. € bis 2050
  17. Klimaschutz- und Energieagentur Niedersachsen (KEAN): das Solarspitzengesetz
  18. BDEW: Position zum künftigen Förderrahmen (Direktvermarktung ab 2030/7 kW)
  19. Cleanthinking: Warnungen aus dem Kabinett (Klingbeil, Schneider)
  20. Solarserver: die Scheer-Position

Was das EEG wirklich kostet

  1. pv magazine: EEG-Konto 2024 — 18,489 Mrd. € Bundeszuschuss (13.01.2025)
  2. Primärquelle: ÜNB: EEG-Jahresabrechnung 2024 (PDF, geprüft 15.07.2025)
  3. pv magazine: EEG-Konto 2025 — Abschluss mit Überschuss (13.01.2026)
  4. zfk: EEG-Kosten 2025 — knapp 16,5 Mrd. € Bundeszuschuss
  5. Primärquelle: ÜNB: Veröffentlichung EEG-Finanzierungsbedarf 2026 (PDF, 24.10.2025)
  6. t-online: Was die Energiewende aktuell kostet (Haushaltsansatz 17,2 Mrd. €)
  7. photon: ÜNB erwarten bis 2030 352 GW EEG-Kraftwerksleistung
  8. Primärquelle: BMU-Vergütungstabelle EEG 2009 (via Clearingstelle EEG, PDF — Sätze 2009–2011)
  9. EEG-PV-Vergütungssätze ab 2004 (Tabelle, PDF — 57,40 ct/kWh für 2004)
  10. SFV: Einspeisevergütung 2012 (Sätze der PV-Novelle)
  11. logicenergy (nach Fraunhofer ISE): Ausförderungs-Jahrgänge 2026–2032 in GW
  12. t-online: Ü20-Anlagen — über 66.000 fallen 2026 aus der Förderung
  13. Fachagentur Wind und Solar: Status Windenergie an Land, 1. Halbjahr 2025 (PDF — ausgeförderte Leistung)
  14. Agora Energiewende: Das Ende der EEG-Umlage ist zum Greifen nah (2021)
  15. Primärquelle: Bundesnetzagentur: Ausschreibung Solar 1. Segment — Ø 4,94 ct/kWh (12.05.2026)
  16. Primärquelle: Bundesnetzagentur: Ausschreibung Wind an Land — Ø 5,54 ct/kWh (31.03.2026)
  17. BDEW: Wind-Ausschreibung Mai 2026 — Ø 5,06 ct/kWh
  18. DGS: Jahresmarktwert Solar 2025 (4,508 ct/kWh; 23,4 % der Erzeugung zu Negativpreisen)
  19. Rödl & Partner: Marktdaten Stromsektor (Jahresmarktwert Wind an Land 2025)
  20. Agora Energiewende: Vom Hausdach in den Strommarkt (30.06.2026 — die 160-Mio.-€-Rechnung)
  21. BEE: Erneuerbaren-Branche weiterhin starker Jobmotor (12.02.2025) — 406.200 Beschäftigte 2023 nach GWS-Zahlen
  22. Solarserver: Arbeitsplätze bei erneuerbaren Energien 2023 (GWS-Bruttobeschäftigung im Auftrag des BMWK)

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