Die Übertragungsnetzbetreiber erwarten für 2027 einen EEG-Finanzierungsbedarf von 17,524 Milliarden Euro einschließlich Liquiditätsreserve. Die Förderung wird aus Bundesmitteln finanziert. Für die Einordnung sind die Börsenstrompreise, ältere Förderzusagen und der Unterschied zwischen Auszahlungen und Finanzierungsbedarf entscheidend.
50Hertz, Amprion, Tennet und TransnetBW haben am 26. Oktober 2026 ihre Berechnung für das kommende Jahr veröffentlicht. Grundlage sind erwartete Ausgaben und Einnahmen der EEG-Abwicklung. Ergänzend liegt eine Mittelfristprognose der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) für 2027 bis 2031 vor. Beide Veröffentlichungen betrachten unterschiedliche Ebenen der Finanzierung.
Die Förderung wird über den Bundeshaushalt finanziert
Die EEG-Umlage auf den Stromverbrauch wurde nach Angaben der Bundesnetzagentur zunächst zum 1. Juli 2022 auf null abgesenkt und mit dem EEG 2023 abgeschafft. Für seit Januar 2023 gelieferte oder verbrauchte Strommengen fällt sie nicht mehr an. Auch für die Eigenversorgung gelten die früheren EEG-Umlagepflichten nicht mehr.
Die Finanzierung der Förderung erfolgt stattdessen seit 2023 aus dem Bundeshaushalt, wie die Übertragungsnetzbetreiber erläutern. Die nun veröffentlichte Prognose ist deshalb eine Größe für die Bundesfinanzierung. Aus ihr entsteht kein neuer verbrauchsabhängiger EEG-Aufschlag auf der Stromrechnung. Die Förderung beansprucht gleichwohl öffentliche Mittel; die Abschaffung der Umlage hat den Finanzierungsbedarf nicht beseitigt.
Die Rechnung enthält eine Liquiditätsreserve
Die Berechnung der Übertragungsnetzbetreiber lässt sich in fünf Positionen zusammenfassen:
| Position für 2027 | Milliarden Euro, gerundet |
|---|---|
| Prognostizierte Kosten | 18,613 |
| Abzüglich prognostizierter Erlöse | 2,681 |
| Erwartete Deckungslücke | 15,931 |
| Liquiditätsreserve: zehn Prozent der Deckungslücke | 1,593 |
| EEG-Finanzierungsbedarf einschließlich Reserve | 17,524 |
Rundungsabweichungen sind möglich. Die Erlöse bestehen hauptsächlich aus der Vermarktung von Strom sowie Zinsen. Zu den Kosten zählen neben Förderauszahlungen weitere Positionen, etwa Profilservicekosten. Die Reserve ist damit ein zusätzlicher Bestandteil des Finanzierungsbedarfs, keine weitere prognostizierte Auszahlung an Anlagenbetreiber.
Förderzahlungen und Finanzierungsbedarf sind verschiedene Größen
Die FfE weist für 2027 rund 18,3 Milliarden Euro Förderzahlungen aus. In der ÜNB-Berechnung stehen rund 18,322 Milliarden Euro Auszahlungen nach Abzug vermiedener Netzentgelte. Diese Zahlungsgröße ist eine Grundlage der Kostenrechnung. Erst weitere Kosten, Einnahmen und die Liquiditätsreserve führen zum ausgewiesenen Finanzierungsbedarf.
Ein direkter Vergleich der 18,3 mit den 17,524 Milliarden Euro ohne diese Rechenschritte wäre daher unvollständig. Ebenso wenig handelt es sich bei einer der beiden Zahlen um den Gesamtwert des erzeugten erneuerbaren Stroms oder eine vollständige volkswirtschaftliche Kostenbilanz der Energiewende.
Warum niedrigere Marktwerte die Förderung erhöhen können
Ein zentraler Mechanismus ist die gleitende Marktprämie für geförderte Direktvermarktung. Anlagenbetreiber vermarkten ihren Strom und erhalten unter den gesetzlichen Voraussetzungen zusätzlich eine Prämie. Anlage 1 des EEG berechnet sie grundsätzlich aus der Differenz zwischen dem anlagenspezifischen anzulegenden Wert und dem maßgeblichen energieträgerspezifischen Marktwert. Je nach Anlage gelten Monats- oder Jahresmarktwerte. Ein rechnerisch negativer Prämienwert wird auf null gesetzt.
Ein vereinfachtes, frei gewähltes Beispiel verdeutlicht den Zusammenhang: Beträgt der anzulegende Wert acht Cent je Kilowattstunde und der maßgebliche Marktwert fünf Cent, ergibt sich eine Prämie von drei Cent. Sinkt der Marktwert bei ansonsten gleichen Voraussetzungen auf drei Cent, steigt die Prämie auf fünf Cent. Die Zahlen sind keine aktuellen Fördersätze; Sonderregeln sind in diesem Beispiel ausgeblendet.
Bei fester Einspeisevergütung ist der Zahlungsweg anders. Dort steht der festgelegten Vergütung der Erlös aus der Vermarktung des übernommenen Stroms gegenüber. Sinkende Erlöse können die zu finanzierende Differenz vergrößern. Ein größerer Förderbedarf bedeutet deshalb nicht automatisch, dass eine Kilowattstunde technisch teurer erzeugt wird.
Ältere Förderzusagen prägen die Gesamtsumme
Nach der Einordnung von pv magazine entfällt ein großer Teil der erwarteten Zahlungen auf Photovoltaik, wobei ältere Anlagen mit höheren Vergütungssätzen besonders ins Gewicht fallen. Die FfE beschreibt ebenfalls, dass der Bestand die Zahlungshöhe stark beeinflusst und neue Anlagen mit niedrigeren anzulegenden Werten das Gesamtniveau zunächst nur begrenzt verändern.
Für die Bewertung neuer Projekte ist diese Unterscheidung wesentlich: Die laufenden Zahlungen spiegeln auch frühere Förderentscheidungen wider. Sie lassen sich nicht vollständig den heute neu errichteten Anlagen zurechnen. Wenn ältere Anlagen ihren Förderzeitraum beenden, verändert sich die Zusammensetzung des geförderten Bestands.
Preis-, Wetter- und Ausbauannahmen bestimmen das Ergebnis
Die Mittelfristprognose ist eine Szenariorechnung. Für das Trendszenario verwendet die FfE ein mittleres Wetterjahr; das obere Szenario unterstellt günstigere Wind- und Sonnenverhältnisse. Marktpreise und technologiespezifische Marktwerte werden modelliert. Das allgemeine Preisniveau allein genügt dabei nicht: Viele Solaranlagen speisen gleichzeitig ein, was ihre Erlöse in diesen Stunden drücken kann.
Die FfE beschreibt, dass Speicher und flexible Nachfrage die Marktwerte stützen können. Entscheidend ist, wie schnell sie gegenüber der Solarstromerzeugung wachsen. Aktuelle Entwicklungen des EEG-2027-Gesetzgebungsverfahrens konnten laut Gutachten wegen des zeitlichen Projektrahmens nicht umfassend berücksichtigt werden. Die Prognose ersetzt somit weder die spätere Abrechnung noch die Auswertung endgültiger neuer Regeln.
Was sich daraus für Haushalte ableiten lässt
Die Bundesnetzagentur unterscheidet beim Endkundenstrompreis mehrere Bestandteile: Beschaffung, Vertrieb und Marge, Netz- und Messentgelte sowie Steuern, Abgaben und energiewirtschaftliche Umlagen. Lieferanten kalkulieren ihre Tarife selbst; ein Börsenpreis ist deshalb kein vollständiger Haushaltstarif.
Aus der EEG-Prognose lässt sich folglich weder ein bestimmter Preis je Kilowattstunde noch die Höhe eines künftigen monatlichen Abschlags ableiten. Dafür sind der konkrete Vertrag, der Verbrauch und die übrigen Preisbestandteile maßgeblich. Nach dem von der Bundesnetzagentur erläuterten Grundmodell ergibt sich die Jahresrechnung aus Arbeitspreis mal Verbrauch zuzüglich Grundpreis.
Für Haushalte mit Elektroauto oder Wärmepumpe ist damit der tatsächlich vereinbarte Stromtarif entscheidend. Die Milliardenprognose kann eine Debatte über die Finanzierung der Förderung begründen. Sie liefert allein jedoch keine Berechnung dafür, wie viel das Laden oder Heizen eines bestimmten Haushalts im Jahr 2027 kosten wird.
Quellen
- pv magazine Deutschland – https://www.pv-magazine.de/2026/10/26/uebertragungsnetzbetreiber-erwarten-175-milliarden-euro-eeg-finanzierungsbedarf-fuer-2027/
- https://www.netztransparenz.de/cdn/files/c654078a-f020-4b40-a69b-08df22d1ba8a/20261026%20ver%C3%B6ffentlichung%20eeg-finanzierungsbedarf%202027.pdf
- https://www.netztransparenz.de/cdn/files/41b2b1c6-c5bd-47c1-a69c-08df22d1ba8a/20261026_endbericht%20ffe.pdf
- https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/anlage_1.html
- https://www.bundesnetzagentur.de/899824
- https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Vportal/Energie/PreiseAbschlaege/start.html
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- WIRTSCHAFT – Warum ein Weg zurück meistens ein Holzweg ist
- WIRTSCHAFT – Zwei Fabriken, zwei Welten
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