Wirtschaftlichkeit

Ob’s sich rechnet?

Der Film zum Einstieg. Windparks von Euro-Grab bis Übergewinn-Erzeuger auf Kosten der Steuerzahler. Das Team von Plusminus SWR-Marktcheck fragt nach dem Preis der Energiewende. (9 Minuten)
https://www.youtube.com/watch?v=i6MabtyXqd4

Windkraft Kostensituation 2025

Die Beratungsfirma Deutsche Windguard ermittelt auf Basis von Markterhebungen aktuelle Kostenparameter für das Betreiben von Windkraftanlagen. Für eine Anlage, wie sie im Gebiet BB-14 wahrscheinlich ist (höher als 250 m, mehr als 7 MW Leistung), nennt sie auf Kostenbasis vom Sommer 2025 als Hauptinvestitionskosten (Anlage inklusive Fundament und Installation) 1.240 Euro pro Kilowatt Nennleistung. Die Kosten verteilen sich im Durchschnitt zu 67 % auf Turm, Gondel und Rotor, zu 7 % auf das Fundament und zu 26 % auf Anlieferung und Errichtung.
Hinzu kommen Investitionsnebenkosten für Planung, Wegebau, Anbindung an das Stromnetz und Kompensationsmaßnahmen in Höhe von 550 €/kW.
Eine 7,2 MW-Anlage wie die Vestas V172-7,2 wäre demnach für ca. 12,9 Millionen Euro zu haben. Werden im Windpark fünf Anlagen installiert, so kann mit einer Ersparnis von 7,5 Prozent je einzelnem Windrad kalkuliert werden, so dass knapp 12 Millionen Euro aufzubringen sind.

Im Windpark Langenbrander Höhe (Nordschwarzwald) wurden 2024 vier Windkraftanlagen des Typs Nordex N149 errichtet mit einer Nabenhöhe von 164 m und 4,5 MW Nennleistung. Die Investitionskosten werden vom Betreiber mit 36 Millionen Euro geschätzt. Daraus errechnet sich ein Investitionsaufwand von 2.000 €/kW.

An jährlichen Betriebskosten (Wartung, Pacht, Geschäftsführung, Versicherung, Rückstellungen für Rückbau) ermitteln die Windguard-Ökonomen einen Wert von ca. 52 €/kW. Davon machen die Pachtzahlungen etwa 20 Euro und die Wartungskosten ca. 15 Euro aus. Zusammen mit angenommenen Fremdkapitalzinsen von 4,4 % und einer „erforderlichen Eigenkapitalverzinsung von 8 %“ ergeben sich für einen Standort wie BB-14 (geschätzte EEG-Standortgüte 60 %) bei einer Betriebsdauer von 20 Jahren aktuelle Stromgestehungskosten von 9,4 ct/kWh. Für den Windparkbetreiber ist es wichtig, dass seine Stromgestehungskosten unterhalb der Marke liegen, die ihm mit der EEG-Förderung als Stromerlös garantiert wird. (Siehe dazu unten.)

Stromgestehungskosten: Solar schlägt Windkraft

Das Fraunhofer-Institut hat 2024 untersucht, zu welchen Kosten verschiedene Kraftwerkstypen Strom produzieren können. An-Land-Windkraftanlagen an guten Standorten (z. B. an der Nordseeküste) mit umgerechnet 3.200 Volllast-Betriebsstunden pro Jahr würden demnach Stromgestehungskosten von 4,3 bis 5,5 Cent pro Kilowattstunde ausweisen. An Schwachwindstandorten (wie im Kreis Böblingen) mit lediglich 1.800 Volllaststunden wären die Produktionskosten 7,1 bis 9,2 ct/kWh, also zwei Drittel höher. Eingerechnet sind dabei die Investitionskosten einschließlich Fremdkapitalkosten und Eigenkapitalrendite sowie Betriebskosten, umgelegt auf eine Lebenszeit von 25 Jahren. Nicht berücksichtigt sind die Kosten der zum Bewältigen von Flautezeiten notwendigen Backup-Kraftwerke. Hierfür geeignete Gasturbinen produzieren für 10,9 bis 32,6 ct/kWh. Werden sie nur zur Überbrückung von Schwachwindzeiten gehalten, so gilt der höhere Wert. Ebenfalls bleiben die Kosten für den Netzausbau außen vor (dazu unten mehr).

Zum Vergleich: Große freistehende Photovoltaikanlagen würden in Süddeutschland für 4,1 bis 5,0 ct/kWh Strom erzeugen, also zum halben Preis der Windkraftanlagen. Heute neu gebaute Kohlekraftwerke könnten ihren Strom ab 15,1 ct/kWh, anbieten; rund die Hälfte der Kosten macht dabei die ihnen auferlegte CO2-Steuer aus. Kernkraftwerke wären ab 13,6 ct/kWh dabei, die Endlagerung der Brennstäbe nicht eingerechnet.

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Betriebszeiten Windkraft-an-Land umgerechnet in Volllaststunden pro Monat

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Netzentgelte steigen und steigen

Haben wir also billigen Strom aus erneuerbarer Energie? Leider nein. Die Umstellung unserer Energieversorgung auf solche Anlagen geht mit einem Umbau der Leitungsnetzstruktur einher, dessen Kosten als Netzentgelt in die Stromtarife einfließen. „Die Verteilernetzbetreiber erwarten bis zum Jahr 2032 einen Netzausbaubedarf von 93.136 km mit geschätzten Kosten von 42,27 Mrd. Euro“, schreibt der Bundesrechungshof, eine unabhängige Kontrollbehörde der Regierungsfinanzen, in einem Sonderbericht.

Ein Beispiel für Handlungsbedarf zeigt dieser Artikel der Tagesschau.

Über diesen regionalen Netzen liegt das Höchstspannungsnetz der vier Übertragungsnetzbetreiber, die bis 2037 über 12.000 km Leitungen neu verlegen wollen, darunter Nord-Süd-Trassen durch Deutschland. Kosten: 106 Mrd. Euro. 2023 gab es in Deutschland einen Bestand an Höchstspannungsleitungen mit einer Gesamtlänge von 37.700 km. Der größte Übertragungsnetzbetreiber, Tennet, gehört dem niederländischen Staat, der das Unternehmen verkaufen möchte. „Den Niederländern wurden die Kosten des Netzausbaus in Deutschland nämlich zu teuer“, weiß die Süddeutsche Zeitung und berichtet, dass der deutsche Staat Tennet „wegen Haushaltsproblemen“ nicht übernehmen will.

Die Beratungsfirma ef.Ruhr hat auf Basis des Netzentwicklungsplans des Bundes abgeschätzt, dass bis zum Jahr 2045 in Deutschland Netzausbaukosten in Höhe von 733 Mrd. € anfallen werden, davon 301 Mrd. € für das Übertragungsnetz und 431 Mr. € für die darunter liegenden Verteilnetze. Die Verteilnetz-Ausbaukosten allein für das Land Baden-Württemberg betragen demnach 52 Mrd. €. Die Zahlen beruhen auf der Kostenbasis von 2023, ohne Berücksichtigung von Inflation und anderen Kostensteigerungen. Allein Netze-BW (in größeren Teilen Baden-Württembergs für das Verteilnetz zuständig) kalkuliert mit einem Investitionsbedarf von 35 Mrd. Euro bis 2045: „Wir fürchten, dass wir anstehende Investitionen nicht mehr stemmen können.“
Das gewerkschaftsnahe Institut für Makroökonomie und Konjunkturforschung kommt für den gleichen Zeitraum auf andere Werte: 328 Mrd. € für die Übertragungsnetze und 323 Mrd. € für die Verteilnetze, insgesamt 651 Mrd. €. „Die Bedarfsschätzungen bedeuten, dass in den kommenden Jahren das jährliche Investitionsvolumen im Bereich der Übertragungs- und Verteilnetze von rund 15 Milliarden Euro im Jahr 2023 auf jährlich rund 34 Milliarden Euro anwachsen muss – ein Zuwachs um 127 Prozent.“
Der Energiewende-Monitoringbericht der Bundesregierung von September 2025 nennt einen Investitionsbedarf von 440 Mrd. Euro für die Übertragungsnetze und von über 235 Mrd. Euro für die Stromverteilnetze bis 2045. Dabei sind nur die Posten der aktuellen Netzausbaupläne der Netzbetreiber berücksichtigt. „Weitere Erhöhungen sind wahrscheinlich“, heißt es.

Werner Götz, Chef des Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW sorgt sich in der Stuttgarter Zeitung vom 16.05.25 um die hohen Stromkosten für die Bürger: „Würde jeder Windpark seinen Netzanschluss selbst zahlen, gäbe es eine ganz andere Wirtschaftlichkeit. Für die Bürger würde damit eine Entlastung bei den Netzentgelten einhergehen. … Wir müssen hin zu einem stärkeren Verursacherprinzip und davon wegkommen, die Systemkosten wie aktuell über steigende Netzentgelte auf alle Schultern zu verteilen.“ Beim Netze-BW-Chef Reichert heißt es: „Solange wir gesetzlich gezwungen sind, alle Energieerzeuger diskriminierungsfrei anzuschließen, koste es, was es wolle, ist der Netzausbau für uns einfach teuer.“

Netzengpassmanagement: Geld fürs Nichtstun

Das Stromnetz kann nicht speichern. Es muss zu jedem Zeitpunkt genau so viel Strom erzeugt werden, wie verbraucht wird. Die wetterlaunischen Wind- und Solarkraftwerke halten sich nicht daran. Bei Überproduktion müssen Anlagen abgeschaltet werden, die verhinderten Verkaufserlöse bekommen die Betreiber trotzdem vergütet (– jedenfalls solange die Strombörsenpreise im positiven Bereich gehalten werden können). „Finanzielle Fehlanreize“ sieht RWI-Ökonom Manuel Frondel und fordert in der Frankfurter Allgemeinen stattdessen Subvention von Stromspeichern.

Gelingt das Abschalten nicht, so geraten die Börsenpreise am Spotmarkt ins Negative: Es muss draufgelegt werden, damit jemand den Strom abnimmt und so dazu beiträgt, dass das Netz nicht kollabiert. Am 12.05.24 bekam jeder Käufer bis zu 13,5 Cent dazu, wenn er an der Börse eine Kilowattstunde Strom geordert hatte, am 11.05.25 waren es gar 25 ct/kWh Kaufprämie.

Im Jahr 2022 waren es nach Angaben des Fraunhofer-Instituts 69 Stunden, in denen der Großhandelspreis für Strom ins Negative rutschte. Die Zahl stieg über 301 Stunden in 2023 und 459 Stunden in 2024 auf 575 Negativstunden im Jahr 2025. Mit ursächlich ist der Ausbau der Photovoltaikanlagen, die in sonnenreichen Mittagsstunden eine Stromschwemme verursachen. „Rund 18 % der PV-Einspeisung ins Netz wurde im Jahr 2024 zu Zeiten negativer Strompreise produziert“, schreibt der Fachverband BDEW.

Im Februar 2025 wurde dann die Reißleine gezogen und im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG – siehe unten) die Förderung für Zeiten negativer Spotmarktpreise komplett gestrichen und damit eine Regelung geändert, die vorher nur in seltenen Fällen griff. Hochgerechnet heißt dies, dass mit der EEG-Änderung Windkraftanlagen in etwa neun Prozent ihrer (potenziellen) Betriebszeit auch bei vorhandenem Wind keine Vergütung bekommen, bei steigender Tendenz. Die kalkulierten Stromgestehungskosten können dadurch deutlich steigen. Zum Ausgleich werden allerdings die Zeiten der negativen Spotmarktpreise während der zwanzigjährigen EEG-Förderzeit aufaddiert und ans Ende angehängt, so dass der EEG-„Vergütungszeitraum“ über die garantierten zwanzig Jahre hinaus verlängert wird.

2024 wurden drei Prozent des Stroms aus Wind-an-Land-Anlagen abgeregelt und als „Geisterstrom“ bezahlt. Bei den PV-Anlagen waren es, obwohl sie Hauptverursacher des Überstrommülls sind, gerade zwei Prozent. Viele alte und kleinere Solaranlagen unterliegen nicht dem ferngesteuerten Abschaltregime der Netzbetreiber und erhalten eine fixe Einspeisevergütung — die Hauptlast trugen die Windparks auf See, bei denen 17 % abgeregelt wurde.
Bei Flaute andererseits müssen schnelle Backup-Kraftwerke aktiviert werden, die sonst nichts tun, oder die Kohlekraftwerke weiter aufgedreht werden. Auch das bloße In-Reserve-Stehen lassen sich die Kraftwerksbesitzer bezahlen. Die in Engpasssituationen hohen Stromeinkaufspreise tun ein Übriges.

4,2 Mrd. Euro mussten 2022 für dieses sogenannte Netzengpassmanagement aufgebracht werden — im Jahr 2020 waren es noch 1,4 Mrd. Euro. Für 2023 sanken die Ausgaben trotz Zunahme der nötigen Regelmaßnahmen auf 3,3 Mrd. Euro. Grund waren gesunkene Brennstoff- und Großhandelspreise.

Im Jahr 2024 konnten die Kosten für das Netzanpassmanagement weiter auf 2,8 Mrd. Euro reduziert werden. Hauptgrund waren weniger Eingriffe bei den Windkraftanlagen, denn: „Im Vergleich zum Vorjahr sank die Abregelung dieser Anlagen um 20 (Offshore) bzw. 15 Prozent (Onshore), was vor allem darauf zurückzuführen ist, dass es 2024 insgesamt windärmer war als im Vorjahr.“ Unterbunden wurde die Einspeisung von 4,6 TWh bei den Auf-See-Anlagen und 3,4 TWh bei den An-Land-Windrädern. Die Abregelungen von 1,4 TWh bei den Solaranlagen hat sich hingegen im Vergleich zu 2023 verdoppelt. „Hauptgründe dafür waren der Ausbau der installierten Nettonennleistung sowie außergewöhnlich hohe Sonneneinstrahlung im Sommer 2024.“ Weiter: „Insgesamt machten die Abregelungen Erneuerbarer Energien 3,5 Prozent der gesamten erneuerbaren Stromerzeugung aus.“ Andererseits mussten in Flautezeiten Erdgas- und Steinkohlekraftwerke zum Ausgleich hochgefahren werden. Weiter gesunkene Brennstoff- und Großhandelspreise haben auch 2024 zur Kostenentspannung beigetragen.

Diese Netzregelkosten gehen in die Netzentgelte ein und werden hauptsächlich auf die Haushaltskunden abgewälzt. Bereits von 2014 bis 2023 sind die Netzentgelte für Privathaushalte durchschnittlich von 6,54 auf 9,35 ct/kWh gestiegen und machen damit ein Fünftel des Stromtarifs aus. Industriekunden zahlen lediglich 3,30 ct/kWh. Für das Jahr 2024 wird ein weiterer Anstieg der Netzentgelte auf 11,62 ct/kWh für Haushaltskunden und auf 4,12 ct/kWh für Industriekunden gemeldet. Die oben genannte ef.Ruhr-Studie prognostiziert, dass bis 2045 die Netzentgelte in Baden-Württemberg für Haushaltskunden um weitere 16 ct/kWh, für die Industrie um 6 ct/kWh wachsen werden (ohne Berücksichtigung der Preisinflation).

„Je mehr Erneuerbare in das System eingebracht werden, desto mehr steigen die Kosten“, erklärt Leonhard Birnbaum, Chef des Energienetzbetreibers e.on, in diesem Filmbeitrag (8 Minuten). Windparks seien vielfach an der falschen Stelle gebaut.

Backup-Gaskraftwerke kosten 60 Mrd. Euro

Erdgaskraftwerke emittieren pro erzeugter Kilowattstunde Strom etwa halb soviel CO2 wie die Kohlemeiler. Bis 2030 will die Bundesregierung alle Kohlekraftwerke abschalten – nicht ohne Konsequenzen. „Angesichts des vollzogenen Ausstiegs aus der Kernenergie und des angestrebten vorgezogenen Kohleausstiegs erfordert die Versorgungssicherheit daher den Zubau neuer gesicherter, steuerbarer Leistung. Außerdem ist ein erheblicher Ausbau der Stromnetze nötig“, mahnt der Bundesrechnungshof.

Es braucht als Ersatz für die abgeschalteten Grundversorgungs-Kraftwerke ca. 40 Gasgroßkraftwerke, die als Backup zur Verfügung stehen, wenn die Erneuerbaren wetterbedingt nicht liefern können. Kosten nach Berechnungen des Handelsblatts: 60 Mrd. Euro. Da sie zwar voll funktionsfähig sind, aber nur im Flautefall arbeiten dürfen, sind sie nach einer Untersuchung des Westfälischen Energieinstituts für private Energiekonzerne „wirtschaftlich nicht darstellbar“ und müssen weitgehend aus dem Steuertopf finanziert werden. Dazu ist eine Genehmigung seitens der EU notwendig, die sich ziert. Knapp die Hälfte der benötigten Gaskraftwerke sollte 2024 ausgeschrieben werden. Das entsprechende Kraftwerkssicherheitsgesetz ist allerdings beim Zerbrechen der Ampel-Regierung im Konsultationsverfahren steckengeblieben und muss von der Bundesregierung Merz neu aufgesetzt werden.

Im August 2025 meldete das Bundeswirtschaftsministerium einen Durchbruch bei den Verhandlungen mit der EU, so dass jetzt die ersten zwanzig Gasgroßkraftwerke aus dem Staatshaushalt wohl subventioniert werden dürfen. Die Ausschreibung wird vorbereitet. Währenddessen wird ein Bericht zur Versorgungssicherheit der Bundesnetzagentur bekannt, laut dem die bislang genannte „zusätzliche steuerbare Kapazität von bis zu 22,4 GW“ (das entspricht umgerechnet 44 Gaskraftwerken) bis zum Jahr 2035 zu optimistisch sei und eine robustere Rechnung den Bedarf von 35,5 GW (entsprechend 71 solcher Anlagen) ergibt, um eine sichere Stromversorgung zu gewährleisten.
Die Umwelt-Denkfabrik Agora Energiewende sieht schon länger einen ähnlich hohen Zubau-Bedarf zum Erreichen der Versorgungssicherheit: „Im klimaneutralen Stromsystem 2035 verdoppelt sich die installierte Leistung von Gaskraftwerken von 30 GW (2022) auf 61 GW.“ Das wären umgerechnet 62 noch zu bauende Kraftwerke. „Das letzte Drittel wird nur wenige Stunden pro Jahr betrieben“, schreiben die ehemaligen Berater der Bundesregierung Scholz. Diese Anlagen seien aber gleichwohl aus Gründen der Versorgungssicherheit notwendig. „Gaskraftwerke dieser Größe kosten im Schnitt rund 600 bis 800 Millionen Euro pro Stück“, weiß die WELT. — Unklar ist auch, wo das Gas herkommen soll und welcher Preis dafür zu entrichten ist.

Die aktuelle Umsetzung der Gaskraftwerksstrategie durch die Bundesregierung fällt allerdings weit bescheidener aus. 2026 soll eine Kraftwerksleistung von gerade 10 GW ausgeschrieben werden, die bis 2031 zur Verfügung stehen soll. Weiter 2 GW sollen bis 2032 bereit stehen. Da wird es eng mit dem Abschalten der Kohlemeiler.

Wasserstoffstrategie gescheitert

Die Bundesregierung hatte ursprünglich geplant, die benötigten Backup-Gaskraftwerke bis 2045 klimaneutral auf sogenannten „grünen“ (mit erneuerbarer Energie produzierten) Wasserstoff umzurüsten. „Von 12 Prozent Wasser­stoffanteil im Jahr 2030 steigt der Einsatz von Wasserstoff als Brennstoff für Gaskraftwerke auf mindestens 75 Prozent im Jahr 2035“, fordern die Agora-Experten in ihrer oben erwähnten Studie. Allein in den Jahren 2024 und 2025 wurden für das Hochlaufen der Wasserstoffwirtschaft 7,3 Mrd. Euro an Fördermittel aus dem Bundesetat bereitgestellt.
Eine Untersuchung des Bundesrechnungshofes von Oktober 2025 zeigt, dass die 2023 formulierte Nationale Wasserstoffstrategie nicht umsetzbar ist. Weder können die bis 2030 geplanten Mengen im Inland (Aufbau einer Elektrolyse-Leistung von 10 GW) erreicht werden, noch durch Importe gedeckt werden: „Deutschland müsste 2030 mindestens drei Viertel der erwarteten weltweiten Produktion von grünem Wasserstoff importieren. Zur Deckung des erwarteten maximalen Importbedarfs wären die globalen Kapazitäten nicht ausreichend.“ Ein ausreichendes Transportnetz für den Wasserstoff ist ebenfalls nicht absehbar. Schließlich liegen die erwarteten Preise für den importierte Wasserstoff im Mittel viermal so hoch wie bei Erdgas. Es drohe eine staatliche Dauerförderung jährlich in Milliardenhöhe.
Und nicht zuletzt: „Die Bundesregierung kann derzeit nicht gewährleisten, dass die Versorgung mit Wasserstoff tatsächlich klimaneutral und umweltverträglich erfolgen wird.“ Die staatlichen Finanzprüfer fordern die Regierung auf, ihre Wasserstoffstrategie einem Realitätscheck zu unterziehen.

Unter der Überschrift „Mega-Wasserstoffprojekt in Namibia: Neuer grüner Kolonialismus?“ berichtet die Frankfurter Rundschau am 30.11.25: „In Namibias Süden soll ein gigantischer Produktionsstandort für grünen Wasserstoff entstehen, betrieben von „Hyphen“, einem von der deutschen Firma Enertrag und dem britischen Unternehmen Nicholas Holdings gegründetes Konsortium.“ Mittels Solar- und Windstrom soll im Tsau Khaeb Nationalpark aus Meerwasser jährlich 350.000 Tonnen Wasserstoff gewonnen und als Ammoniak nach Europa verschifft werden, wo es dann wieder in „grünen“ Wasserstoff zurückgewandelt wird. Die lokale Bevölkerung wurde in die Planungen nicht einbezogen, die Verträge zwischen den Unternehmen und der Regierung sind streckenweise geheim. Für viele wirke der Plan deshalb wie ein neuer Zugriff des Globalen Nordens auf afrikanische Ressourcen. Umweltschutzorganisationen befürchten die Umwandlung eines globalen Biodiversitäts-Hotspot in ein Industriegebiet. „Auf dem Land, auf dem Deutschland heute seine Energiewende sichern will, verübten deutsche Kolonialtruppen zwischen 1904 und 1908 den ersten Völkermord des 20. Jahrhunderts“, schreibt die Zeitung. Das Großprojekt berühre „die offene Wunde eines nicht aufgearbeiteten kolonialen Unrechts“.

Strompreise schießen nach oben

Folge des Mangels an Backup-Kraftwerken: Im kurzfristigen Stromeinkauf zur Überbrückung von Dunkelflauten schießen die Preise nach oben. Am 6.11.24 lag die Spotmarkt-Notierung bei 82 Cent pro Kilowattstunde, für den 12.12.24 wurden im Day-Ahead-Handel Einkaufspreise bis 94 ct/kWh gezahlt. Normalerweise ist der Strom an der Börse bei langfristiger Bestellung für 4 bis 5 ct/kWh zu haben. „Ein Grund für die Hochpreis-Insel Deutschland könnte der fortgesetzte Kohle-Ausstieg sein“, schreibt die WELT.
Die Bundesnetzagentur konnte keine missbräuchlichen Verhaltensweisen der Marktteilnehmer als Ursache der Preisspitzen feststellen. Ihr Fazit: „Dunkelflauten, wie sie im November und Dezember 2024 auftraten, werden auch in Zukunft vorkommen. Damit langfristig ausreichend Erzeugungskapazitäten für solche Situationen vorgehalten werden, hält die Bundesnetzagentur gesetzgeberische Maßnahmen für den Zubau steuerbarer Kapazitäten weiterhin für dringend geboten.“
Hinweis: Börsenstrompreise und Stromerzeugungsdaten können im Portal energy-charts.info des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme abgefragt werden.

Im September 2024 hat EnBW in Marbach am Neckar eine heizölbetriebene 300 MW-Gasturbine in Betrieb genommen, die als „Netzstabilitätsanlage“ die Stromversorgungssicherheit im Fall von Komponentenausfällen im Übertragungsnetz sicherstellen soll. Die Baukosten betrugen mehr als 100 Millionen Euro. Über die Betriebszeit von 10 Jahren soll die Anlage bei einer Anlaufzeit von 30 Minuten maximal 500 Volllastbetriebsstunden pro Jahr Strom produzieren. Das sind keine sechs Prozent der möglichen Zeit. Die Finanzierung geschieht über die Netzentgelte.

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Flatterstrom

Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber ermitteln im 15-Miunten-Takt für ihre Netze die Stromeinspeisung und -entnahme. Hier die gesamtdeutsche Windkraft-Einspeisung im Jahresverlauf 2022. Stolz meldet die Bundesnetzagentur für Februar 2022 einen Höchstwert von 56.718 MW von 58.000 MW möglicher installierter Leistung, womit fast alle verfügbaren Windräder voll produziert hatten. Dicht neben solchen Glücksmomenten finden sich allerdings Phasen, wo die Gesamtproduktion der Windkraftanlagen nahe bei Null liegt. Die Vorstellung, immer wird irgendwo Wind wehen, geht nicht auf. Diese extremen Schwankungen, welche auch über das ganze Land hinweg nicht ausgeglichen werden können, bereiten im Netzwerkmanagement Riesenprobleme und erfordern raschen Backup. Hochflexible Gasturbinen-Kraftwerke können in wenigen Minuten hochfahren, haben allerdings nach Berechnungen des Fraunhoferinstituts Stromgestehungskosten von bis zu 33 ct/kWh. Vor allem: Es gibt nicht genug davon. Im Jahresdurchschnitt wurde knapp 20 % der maximal möglichen Windkraft-Leistung realisiert und ins Netz eingespeist. (Grafik: Bundesnetzagentur)

Bundesregierung beklagt „enorme Kosten“
Bundeswirtschaftsministerin Reiche beschreibt im September 2025 anlässlich der Vorlage des Energiewende-Monitoringberichtes die bei ihrem Amtsantritt vorgefundene Situation so: „Die installierte Leistung aus Solar und Wind reicht heute phasenweise weit über den realen Bedarf hinaus, während zu Zeiten mit wenig Wind und wenig Sonne die Versorgungslücke nur durch fossile Erzeuger oder Importe geschlossen werden kann. … Das Resultat sind hohe Investitionen in das gesamte Stromsystem, vor allem in Infrastruktur, Speicher, Netzausbau und Backup-Kapazitäten, die für eine verlässliche Stromversorgung erforderlich sind. Hinzu kommen enorme Kosten für Netzengpässe (Abregelung, Redispatch), die entstehen, wenn die Netze den erzeugten Strom nicht aufnehmen und transportieren können. … Eine weitere Folge der ungesteuerten Stromproduktion der erneuerbaren Energien sind teure Überschüsse, die – häufig subventioniert – ins Ausland exportiert werden“.

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EEG-Förderung: Staatsknete für die Stromindustrie

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) stellt weitere Fördergelder zur Verfügung. Seit Juli 2022 sind diese aus dem Bundeshaushalt finanziert, vorher wurden sie über eine EEG-Umlage mit den Stromtarifen erhoben. Wie funktioniert die EEG-Förderung? Gezahlt wird die Differenz zwischen Strom-Markterlös („Marktwert“) und einem garantierten Mindesterlös.

Die in früheren Jahren übliche feste Einspeisevergütung für Strom aus Windkraftanlagen wurde durch ein Ausschreibungsverfahren ersetzt. Die Bundesnetzagentur führt alle drei Monate eine Auktion durch, bei der sie benötigte Strommengen zusammen mit einem zulässigen Höchstwert bekannt gibt, der als garantierter Mindesterlös eingefordert werden kann. Die neu in den Markt eintretenden Anlagenbetreiber (es muss eine Baugenehmigung vorliegen) geben darauf ein Angebot ab, in dem sie mitteilen, wie viel Strom sie liefern wollen und mit welchem Mindesterlös („Gebotswert“) pro kWh, der maximal den Höchstwert erreichen darf, sie zufrieden wären. Die Angebote werden nach Höhe des Gebotswertes sortiert und so lange befriedigt, bis das ausgelobte Stromvolumen ausgeschöpft ist. Zum Zuge kommen also die Betreiber, die am wenigsten Fördergeld haben wollen. Mit erteiltem Zuschlag besteht dann eine für zwanzig Jahre gesicherte Finanzbasis, um den Windradbau zu beginnen. Wer zu viel verlangt hat, muss es bei der nächsten Auktion erneut versuchen.

Beispiel Ausschreibungsverfahren Mai 2024: Es wurde ein Stromvolumen von 2,8 GW bei einem zulässigen Höchstwert von 7,35 ct/kWh ausgeschrieben. 189 Gebote mit einem Gesamtvolumen von 2,4 GW gingen ein. Die zur Verfügung stehende Ausschreibungsmenge wurde nicht ausgeschöpft. Die Gebote nannten einen Gebotswert zwischen 7,20 und 7,35 ct/kWh und wurden alle berücksichtigt.

Von 2022 bis Ende 2024 waren die Ausschreibungen regelmäßig unterzeichnet, womit sie ihr Ziel, Kostensenkungsdruck auszuüben, nicht erreichten und die Anlagenbetreiber gefahrlos das maximale Fördervolumen abrufen konnten. Zwar wurde der zulässige Förder-Höchstwert 2023 von 5,88 auf 7,35 ct/kWh erhöht, der Windstromindustrie schien dieses aber nicht zu reichen. „Das Interesse der Investoren an neuen Windparks lässt weiterhin an Schwung vermissen“, kommentiert die „Welt“ im Mai 2024: „Ob die Ausbauziele für Windkraft so erreicht werden, ist nicht sicher.“ Viele erteilte Windrad-Baugenehmigungen werden nicht genutzt, weil die technischen Planungen mittlerweile veraltet sind und neuere Anlagentypen höhere Wirtschaftlichkeit versprechen.

Bei der ausgeschriebenen Strommenge von 4,1 GW im November 2024 war das Angebot erstmals seit 2022 deutlich überzeichnet. Von 528 eingereichten Geboten mit zusammen 6,1 GW wurden nur 348 berücksichtigt. Der höchste Gebotswert mit Zuschlag lag bei 7,23 ct/kWh. „Der äußerst positive Trend bei den Geboten wird sich ab dem kommenden Jahr auch deutlich bei den Inbetriebnahmen zeigen“, heißt es in der Pressemitteilung der Bundesnetzagentur.
Auch die Aussschreibung von Februar 2025 war überzeichnet, so dass nur Windkraftbetreiber berücksichtigt wurden, die mit 7,13 ct/kWh oder weniger Fördergeld zufrieden waren. Bei der Ausschreibung im Mai 2025 bewarben sich 568 Gebote mit zusammen 5,0 GW auf ein Volumen von 3,4 GW. Nur 372 Gebote konnten einen Zuschlag erhalten. Die bezuschussten Gebotswerte lagen zwischen 6,47 und 6,94 ct/kWh.
Im August 2025 ist eine Gebotsmenge von 5,7 GW eingegangen, die sich auf ausgeschriebene 3,4 GW beworben hat. „Der Gebotstermin war erneut stark überzeichnet“, schreibt die Bundesnetzagentur. 376 von 604 eingegangenen Geboten wurden berücksichtigt, der höchste Zuschlagswert war 6,64 ct/kWh. Wer mehr Fördergeld wollte, blieb außen vor. Der zulässige Förderhöchstwert von 7,35 ct/kWh konnte durch den Wettbewerb nicht ausgeschöpft werden, der bewilligte Zuschlagswert lag im Mittel bei 6,57 ct/kWh. Bei der Ausschreibung im November 2025 wurden Rekordwerte erreicht: Eine Gebotsmenge von 82 GW ging für die ausgeschriebene Strommenge von 3,5 GW ein, der höchste erteilte Zuschlagswert betrug nur noch 6,12 ct/kWh.

Der vom Betreiber angegebene Gebotswert gilt bei erlangtem Zuschlag 20 Jahre lang als Aufstockungsgrenze für seine Stromeinkünfte. Immer, wenn an der Strombörse weniger erlöst wird, zahlt der Staat den Differenzbetrag, im Gesetz „Marktprämie“ genannt. Die für Jahrzehnte garantierten Einkünfte sind ein wesentlicher Grund für die Stromindustrie, in diese Technologien zu investieren: Sind die Börsenpreise hoch, wird abgesahnt (siehe den Eingangsfilm ganz oben), sind sie niedrig, so wird Staatsknete abgegriffen.

Achtung: Die genannten Höchstwerte beziehen sich auf eine Referenzanlage und werden je nach Standort- und Anlagenbedingung angepasst. Der Windatlas Baden-Württemberg schätzt für das relativ windschwache Gebiet BB-14 einen Brutto-Gütefaktor von etwa 70 %, der für dauernde Anlagenverfügbarkeit gilt. Nach Einberechnung von üblichen Betriebsverlusten reduziert er sich auf einen für das EEG relevanten Wert von ca. 60 %. Dieser wird vor Bau der Anlage gutachterlich ermittelt und später im Betrieb überprüft. Aus dem Gütefaktor ergibt sich in diesem Beispiel ein Korrekturfaktor von 1,42 für den EEG-Gebotswert, so dass statt mit 7,35 ct/kWh real mit einer Aufstockung auf 10,44 ct/kWh gerechnet werden kann. Diese Mechanismus soll dafür sorgen, dass auch in windarmen Gebieten Windräder rentierlich sind. Der Marktwert für Wind-an-Land-Strom lag im Juni 2025 bei 5,14 ct/kWh, woraus sich für diesen Monat mit den Gütewerten des Gebietes BB-14 ein ausbezahlter Förderbetrag von 5,3 Cent pro erzeugter Kilowattstunde ergibt (10,44 minus 5,14 ct/kWh).

Im Jahr 2023 lagen die Börsenverkaufspreise des Windstroms meist über dem EEG-„Gebotswert“, so dass im Mittel lediglich 1,2 ct/kWh aus dem Fördertopf aufgestockt werden musste. Für Solaranlagen, für die ein anderes Fördermodell gilt, wurden 18,8 ct/kWh aus dem Staatshaushalt draufgelegt. Für 2024 wurden EEG-Mittel in Höhe von 10,6 Mrd. Euro im Bundeshaushalt eingestellt, was ungenügend war. Im Juni 2024 wurde bekannt, dass wegen sinkender Börsenpreise und damit steigendem Aufstockungsanspruch bei den Anlagenbetreiber vermutlich weitere 8,7 Mrd. Euro staatliche Fördergelder zu überweisen sind. Allein im September 2024 wurden nach Meldungen der WELT 2,6 Mrd. Euro EEG-Gelder an Ökostromproduzenten ausbezahlt, während ihr Strom an der Börse einen Erlös von lediglich 145 Mio. Euro erzielte. „Die Differenz bleibt beim Steuerzahler hängen“, heißt es. Am Jahresende waren es dann 18,5 Mrd. Euro, die für 2023 aus der EEG-Kasse flossen. Im Jahr 2020 wurde bei damals geringen Markterlösen noch 29,8 Mrd. Euro EEG-Förderung für Erneuerbare ausbezahlt. 2023 waren es 17,4 Mrd. Euro, für 2025 haben die Übertragungsnetzbetreiber einen Finanzierungsbedarf von 16,5 Mrd. Euro angemeldet. Eine Studie der Uni Köln rechnet mit 18 Mrd. Euro EEG-Fördergelder für 2025 und eine Steigerung auf 23 Mrd. Euro bis zum Jahr 2029.

Das staatliche Förderregime wackelt

Als staatliche Beihilfe für Wirtschaftsunternehmen muss die Förderung nach EEG von der EU-Kommission genehmigt werden. Die Gestattung ist derzeit bis Ende 2026 befristet und es ist ungewiss, ob die Bundesregierung eine Verlängerung beantragen und/oder bekommen wird. Gemäß der EU-Elektrizitätsbinnenmarktverordnung 2019/943 Art. 19d müssen für ab Juli 2027 neu in den Markt eintretende Erneuerbare-Energien-Anlagen die bei hohen Marktpreisen kassierten Extragewinne gegen die EEG-Förderung bei niedrigen Markterlösen aufgerechnet werden.

Im Koalitionsvertrag von CDU/CSU/SPD zur Bildung einer Bundesregierung liest man: „Wir überprüfen das Referenzertragsmodell auf Kosteneffizienz unter anderem hinsichtlich unwirtschaftlicher Schwachwind-Standorte.“ Das deutet an, dass die beschriebene Über-Förderung der süddeutschen Schwachwindstandorte durch das EEG von bis zu 55 Prozent zukünftig reduziert werden könnte. Windkraft-Lobbyverbände zeigen sich alarmiert und befürchten einen „Fadenriss des erwarteten Zubaus von Windparks in Baden-Württemberg“. Ebenso die baden-württembergische Umweltministerin Walker: „Bei der Windkraft riskiert die künftige Bundesregierung einen erneuten Einbruch der Windbranche im Süden“.

„Alle Fördermaßnahmen und Subventionen werden auf ihren volkswirtschaftlichen Nutzen hin überprüft und auf das unbedingt nötige Maß reduziert,“ heißt es in einem Maßnahmenkatalog des Bundeswirtschaftsministeriums von September 2025 zur Bewältigung der Energiewende. Vielleicht erleben wir bei den jetzigen Ausschreibungen so etwas wie eine Torschlusspanik, genährt von der Befürchtung, dass sich der Staat das EEG-Förderinstrument nicht mehr lange leisten kann.

Es mutet seltsam an, wenn aus dem Staatshaushalt jährlich 10 bis 30 Mrd. Euro als Fördergelder in die Taschen der Erneuerbare-Energien-Stromindustrie gelenkt werden und es gleichzeitig heißt, Wind- und Solarkraftwerke hätten heute schon die günstigsten Stromgestehungskosten.

BB-14: Es kann eng werden

Sind die eingangs abgeschätzten Stromgestehungskosten von 9,4 ct/kWh für eine Vestas V172 im Wald BB-14 korrekt, so kann der Anlagenbetreiber bei winkender EEG-Aufstockung auf 10,44 ct/kWh einen Zugewinn von bis zu 1,04 ct/kWh erwarten, also bei geschätzten 2.000 Vollast-Betriebsstunden etwa 150.000 Euro pro Jahr und Anlage — zusätzlich zu der bereits über die Betriebskosten erwirtschafteten Eigenkapitalverzinsung von acht Prozent. Hinzu kommen noch die Extraerlöse bei günstigen Börsenverkaufspreisen.

Diese auf Durchschnittszahlen beruhende Rechnung muss aber für den geplanten Windpark BB-14 nicht aufgehen. Einige Risiken haben wir auf unserer Seite „Ausschreibung“ unter dem Datum 12.11.24 erörtert. Das oben beschriebene EEG-Ausschreibungsverfahren könnte zufolge haben, dass günstiger produzierende Windparks mit geringeren Förderzulagen auskommen und so das zur Verfügung stehende Stromkontingent bereits ausschöpfen. Der größte Unsicherheitsfaktor dürfte im zu erwartenden Windertrag liegen. Hier gibt es bislang nur die Zahlen des Windatlasses der Landesregierung, der den Ruf hat, den Ertrag gern zu überschätzen. Bläst der Wind nur drei Prozent weniger als angegeben, so sinkt der Stromertrag um zehn Prozent und es wird verdammt eng mit der Wirtschaftlichkeit.

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Strom-Bezahlbarkeit steht in Frage

Das Beratungshaus McKinsey prognostiziert für das Jahr 2035 allein Netzentgelte für Haushaltskunden von 23 bis 25 ct/kWh, was einer Verdreifachung im Vergleich zur Periode 2010 bis 2019 entspricht. Zusammen mit den Umlagen für neue Gaskraftwerke sowie erneuerbare Energien würden sich dann Haushaltsstrompreise von 47 bis 49 ct/kWh ergeben: „Das entspricht einem Anstieg von 60% gegenüber der Periode von 2010 bis 2019 und übertrifft auch die Strompreise während der Energiekrise in den Jahren 2022/23.“

Das Westfälische Energieinstitut schreibt in einem Positionspapier: „Die Energiewende erfordert immense private und staatliche Investitionen (ca. 90 Mrd. EUR p.a.) … Selbst wenn die Finanzierung gesamtwirtschaftlich darstellbar wäre, ist mit Blick auf die Lastenverteilung bei einem „weiter so“ der soziale Friedenmassiv gefährdet. Um die unteren Einkommensgruppen durch die Energiewende nicht zu überfordern, bedarf es einer Umverteilung des Einkommens und des Vermögens sowie der Aufnahme von staatlichen Schulden.“

Selbst Bundeswirtschaftsministerin Reiche stellt fest: „Die Entwicklung der Energiepreise ist auch zu einer sozialen Frage geworden“ und bei Bundeskanzler Merz heißt es schlicht, Deutschland habe die „teuerste Energiewende auf der ganzen Welt“.

Bei all diesen Zusatzkosten der Stromerzeugung wundert es nicht, wenn der Bundesrechnungshof ein „Akzeptanzproblem der Energiewende in der Bevölkerung“ sieht: „Bereits heute steht die Bezahlbarkeit der Stromversorgung in Frage.“ Ein Viertel der Privathaushalte musste 2022 mehr als 10 % des Haushaltseinkommens für Energiekosten ausgeben.

Fazit der obersten staatlichen Finanzkontrolleure: „Niedrige Stromgestehungskosten für erneuerbare Energien gewährleisten also mitnichten eine preisgünstige Stromversorgung.“

Und die „WELT“ resümiert im März 2025: „Die anfängliche Euphorie über die niedrigen Gestehungskosten von Solar- und Windstrom ist weltweit in eine Katerstimmung über die hohen Systemkosten umgeschlagen. Inzwischen warnt auch die Internationale Energie-Agentur IEA vor den Kosten, die anfallen, um den flatterhaften Wetterstrom mithilfe von Netzen, Speichern, Kraftwerksreserven und Eingriffen in die Industrieproduktion überhaupt erst nutzbar zu machen und zum Kunden zu bringen.“

Steigerung der Akzeptanz durch Bürgerbeteiligung

„Bürgerbeteiligung an Windparks lässt Zustimmung steigen“, titelt die Frankfurter Allgemeine. Die Möglichkeit eines finanziellen Engagements beim lokalen Ausbau der Windkraft würde für mehr Akzeptanz sorgen. Die Windstromindustrie legt Programme auf und fordert Gesetzesinititativen, Bundes- und Landesregierungen erlassen entsprechende Gesetze.

Zum Beispiel das EEG: Sogenannte Bürgerenergiegesellschaften, das sind Windkraft-Genossenschaften von Personen aus dem 50 km-Umkreis der Anlagen, müssen nicht am EEG-Ausschreibungsverfahren teilnehmen; sie erhalten die EEG-Durchschnittsvergütung des Vorvorjahres. Windanlagenbetreiber dürfen 0,2 Cent pro erzeugter Kilowattstunde als Schenkung ohne Zweckbindung an die betroffene Gemeinde zahlen. Sie holen sich das Geld – sofern die Strommengen EEG-gefördert sind — vom Netzbetreiber zurück, der es dann auf die Netzentgelte umlegt. Das wären im Gebiet BB-14 etwa 25.000 Euro pro Windrad und Jahr, die auf Kosten aller Strombezieher an die Kommunen fließen.

Windanlagenbetreiber versuchen gern, die Bevölkerung im Umkreis ihrer Windparks in ihre Geschäfte einzubeziehen. Im Windpark Langenbrander Höhe, 35 km Luftlinie von Böblingen entfernt, wurde der Bevölkerung in den Anliegergemeinden angeboten, eine Finanzbeteiligung als Nachrangdarlehen über 7 Jahre Laufzeit bei einer Verzinsung von 5,5 % einzugehen. „Warnhinweis: Der Erwerb dieser Vermögensanlage ist mit erheblichen Risiken verbunden und kann zum vollständigen Verlust des eingesetzten Vermögens führen“, heißt es im Verkaufsprospekt. In der Tat wird ein Nachrangdarlehen im Insolvenzfall als letztes bedient, wenn dann noch Geld da ist. 78 Personen haben sich auf dieses Wagnis eingelassen. Sie zittern jetzt um ihre Einlagen, denn der Betreiberkonzern BayWa steht vor der Pleite. Das ARD-Verbrauchermagazin Pusminus berichtet (7 Minunten).
Der Windkraft-Projektierer Prokon (er wurde jetzt vom Herrenberger Gemeinderat ausgesucht, einen Windpark zu errichten) durchlief 2014 ein Insolvenzverfahren, bei dem vor allem Kleinanleger viele hundert Millionen Euro verloren haben. Und auch der für das Gebiet BB-14 in den Startlöchern stehende Projektierer SOWITEC konnte Ende 2023 Firmenanleihen nicht zurückzahlen.

Privathaushalten im Umkreis von 3 km um den Windpark Langenbrand wird ein „Bürgerstromtarif“ angeboten, der 10 % günstiger als der örtliche Grundversorger ist.

Auch in Böblingen soll der Beteiligungs-Trick zur Akzeptanzsteigerung angewendet werden: „Finanzielle Beteiligungsmodelle für Kommunen und Bürgerschaft“, sowie „Betreibermodell unter Berücksichtigung lokaler Akteure“ sind Kriterien, die ein Windpark-Investor für BB-14 erfüllen muss.

Eine Ausschüttung aus dem Staatshaushalt von rund 20 Milliarden Euro EEG-Fördergelder an Betreiber von Erneuerbare-Energie-Anlagen allein im Jahr 2024 und Aussicht auf risikofreie Stromunternehmer-Einkünfte auch für die folgenden 20 Jahre wecken Begehrlichkeiten. Die Kreiszeitung Böblinger Bote berichtet am 21.06.24 von einer lokalen Initiative, die als Energiegenossenschaft am geplanten Windpark BB-14 mitverdienen will. „Außerdem fordert die Initiative die Kommunen dazu auf, beim Pachtzins Zurückhaltung zu üben.“ Schließlich soll Rendite „in einer interessanten Größenordnung“ in die privaten Taschen fließen. Dies geschieht nicht nur auf Kosten der Steuerzahler, sondern vor allem zu Lasten der direkten Anwohner, die durch die Windtürme erhebliche Beeinträchtigungen in ihrem Wohnumfeld und im dann industriell überformten Naherholungswald, nicht zuletzt auch Immobilienwertverlust zu erleiden haben. Dazu erfährt man von der Gruppe nichts, die Spaltung in der Gesellschaft wird vertieft.