excerpt: Die Energiewende entscheidet sich nicht nur an Gigawatt, sondern an Eigentumsfragen. Wenn Einspeisevergütung sinkt und Anschlusskosten steigen, verschiebt sich das System leise: Risiken werden individualisiert, Marktzugang an Kapitalfähigkeit gekoppelt. Was als Effizienzreform erscheint, verändert die Eigentumsarchitektur des Stromsystems. 2026 geht es nicht nur um Ausbau, sondern darum, wer Produzent sein darf.

Power to the People! Warum Stromproduktion in Deutschland 2026 breit gestreut sein sollte und was Reiches Kurs strukturell bedeuten könnte

Gestern hatte ich bereits eine erste Reaktion auf die angekündigten Änderungen geschrieben. Aber manchmal lohnt es sich, politische Nachrichten etwas sacken zu lassen. Mit etwas Abstand wird dann deutlicher, worum es - jenseits der Schlagzeilen und der tagespolitischen Zuspitzung - strukturell eigentlich geht.

Die Energiewende in Deutschland steht 2026 an einem strukturellen Wendepunkt. Die Wirtschaftsministerin Katherina Reiche kündigt an, die Einspeisevergütung für neue private Photovoltaikanlagen weiter zurückzufahren und perspektivisch zu beenden. Gleichzeitig bringt das sogenannte Netzpaket Baukostenzuschüsse ins Spiel, die auch kleine Dachanlagen treffen könnten. Offiziell geht es um Effizienz, Kostenwahrheit und Netzstabilität.

Für die Analyse ist wichtig, den Status quo sauber zu benennen. Die EEG-Vergütung für neue Anlagen ist bereits stark gesunken. Für viele Kleinanlagen ist die Investitionslogik heute schon Eigenverbrauch plus Resteinspeisung. Wenn vom „Ende der Einspeisevergütung“ gesprochen wird, wirkt das wie ein harter Bruch. Ökonomisch ist es eher eine Verschärfung eines Trends: weniger planbare Erlöse aus Einspeisung, mehr Abhängigkeit von Eigenverbrauch, Speicher und Haushaltsprofil. Politisch relevant ist trotzdem, ob die Restvergütung als Risikostabilisierung erhalten bleibt oder ob sie faktisch verschwindet.

Zwei Annahmen müssen offen markiert werden. Erstens, dass die Vergütung für neue Kleinanlagen weiter sinkt oder so umgebaut wird, dass sie als Standardabsicherung praktisch wegfällt. Zweitens, dass Baukostenzuschüsse oder ähnliche Anschlussentgelte so ausgestaltet werden, dass sie nicht nur große Projekte, sondern typische Dachanlagen spürbar betreffen.

Selbst wenn diese Instrumente moderat bleiben, zeigen sie eine Richtung: Risiken werden stärker individualisiert, Vorabkosten stärker privatisiert. Daraus folgen Verteilungswirkungen.

Unter diesen Annahmen geht es nicht nur um Fördertechnik. Es geht um die Eigentumsarchitektur des Stromsystems.

Mit Eigentumsarchitektur ist hier die institutionelle Struktur gemeint, die bestimmt, wer Produktionsmittel besitzen kann, unter welchen Eintrittskosten, mit welchen Risiken und mit welcher Refinanzierungslogik. Sie entscheidet darüber, ob Stromerzeugung breit verteilt oder strukturell konzentriert organisiert wird.

Die entscheidende Frage lautet nicht nur, wie viele Gigawatt installiert werden. Die entscheidende Frage lautet, wem die Produktionsmittel der Energiewende gehören und ob Deutschland den Pfad breiter, dezentraler Eigentumsformen fortsetzt oder in Richtung stärker konzentrierter, kapitalintensiver Strukturen zurücksteuert.

1. Technik: Warum Netze tatsächlich unter Druck stehen

Technisch sind die Probleme real. In vielen Verteilnetzen entstehen Engpässe durch gleichzeitige Rückspeisung, lokale Überlastungen und Anforderungen an die Spannungshaltung. Photovoltaik speist wetterabhängig ein. Das erhöht die Volatilität in Netzabschnitten, die historisch auf Verbrauch ausgelegt waren, nicht auf massenhafte Einspeisung.

Hinzu kommen Fragen der Steuerbarkeit und Messkonzepte. Wenn viele Anlagen gleichzeitig einspeisen, wird die Fähigkeit wichtig, Einspeiseleistung zu regeln, Lasten zu verschieben und netzdienliche Betriebsweisen technisch umzusetzen. Das setzt Kommunikationstechnik, Standardisierung und neue Betriebskonzepte voraus.

Diese technische Ebene begründet, warum Netzausbau, Digitalisierung und Betriebsführung nicht optional sind. Sie begründet aber nicht, welche Akteure die Kosten tragen sollen und wer Zugang zum Markt erhält. Technik erzeugt Anforderungen. Regulierung entscheidet über deren Verteilung.

2. Regulierung: Welche Stellschrauben die Verteilungswirkungen erzeugen

Die Verteilungswirkungen entstehen nicht automatisch aus der Technik, sondern aus der Art, wie Regulierung Kosten, Risiken und Marktzugang organisiert. Drei Stellschrauben sind zentral: Vergütungssysteme, Anschlusskostenregeln und Netzentgelte. Jede Stellschraube setzt Anreize, definiert Eintrittshürden und verschiebt Risiken zwischen Haushalten, Netzbetreibern und kapitalstarken Projektakteuren.

2.1 Einspeisevergütung: nicht mehr Hauptgeschäft, aber weiter eine Risikostütze

Die Einspeisevergütung war ökonomisch mehr als eine Förderung. Sie war ein Standardvertrag, der Preisrisiken, Abnahmeunsicherheit und Teile des Prognoserisikos kollektiviert hat. Damit hat sie für Kleinanlagen Marktzugang geschaffen, der nicht von individueller Risikofähigkeit abhängig war.

Wichtig ist die Aktualisierung: Für viele neue Kleinanlagen ist die Vergütung heute nicht mehr der zentrale Renditetreiber. Die Logik ist häufig Eigenverbrauch plus Resteinspeisung. Trotzdem bleibt die Vergütung eine Risikostütze, weil sie den Reststrom nicht dem vollen Preisrisiko aussetzt und weil sie die Investition kalkulierbarer macht, gerade für Haushalte ohne Speicher oder ohne sehr hohe Eigenverbrauchsquote.

Wenn die Vergütung weiter sinkt oder in eine Form übergeht, die faktisch keine Stabilisierung mehr bietet, verschiebt sich die Investition noch stärker in Richtung Eigenverbrauchsoptimierung. Dann hängt Rentabilität stärker von vier Faktoren ab: Lastprofil, Kapital für Speicher und Steuerungstechnik, Strompreisentwicklung und regulatorische Detailregeln.

Regulatorisch ist das eine Verlagerung von Systemrisiken in individuelle Entscheidungen. Sie trifft Haushalte ungleich, weil die Voraussetzungen für Eigenverbrauch und Speicher ungleich verteilt sind. Eigentümer mit hohem Tagesverbrauch und Investitionsspielraum können die neue Logik eher bedienen. Haushalte ohne diese Voraussetzungen werden zurück in die Rolle reiner Stromkunden gedrängt.

Damit wird nicht nur Einkommen sortiert, sondern Zugang zu Produktionsmitteln. Wer produzieren kann, baut Vermögenspositionen auf. Wer nicht produzieren kann, bleibt dauerhaft auf Endkundenpreise und Netzentgelte angewiesen.

2.2 Anschlusskosten und Baukostenzuschüsse: juristisch ein Detail, ökonomisch eine Eintrittsbarriere

Baukostenzuschüsse und Anschlusskostenregeln wirken auf den ersten Blick technisch, sind aber politökonomisch Zugangsregeln. In Verteilnetzen handelt es sich um ein natürliches Monopol. Netzanschluss ist keine frei verhandelbare Marktleistung, sondern eine regulierte Voraussetzung, um einspeisen zu dürfen. Wer die Bedingungen des Anschlusses festlegt, bestimmt faktisch, wer in den Markt eintreten kann.

Für die These ist die Unterscheidung entscheidend:

1. Netzanschlusskosten im engeren Sinn: Kosten für die Herstellung des Anschlusses bis zum Netzverknüpfungspunkt, also Leitungen, Zählerplatz, gegebenenfalls Arbeiten am Hausanschluss. Diese Kosten sind heute schon üblich und werden in weiten Teilen dem Anschlussnehmer zugeordnet.

2. Netzbezogene Verstärkungen: Kosten, die entstehen, weil das vorgelagerte Netz ausgebaut oder verstärkt werden muss, um zusätzliche Einspeiseleistung aufzunehmen. Hier liegt der Verteilungskonflikt. Wird das als Teil der allgemeinen Netzinfrastruktur sozialisiert und über Netzentgelte verteilt, oder wird es dem neuen Einspeiser zugerechnet.

3. Pauschale Baukostenzuschüsse: Pauschalierte, vorgezogene Entgelte, die unabhängig davon erhoben werden können, ob im konkreten Fall eine eindeutig zurechenbare Verstärkung notwendig ist. Genau hier entsteht die Eintrittsbarriere, weil Pauschalen Liquidität binden und Finanzierung verteuern, auch wenn der tatsächliche Netzeffekt gering ist.

Eine knappe rechtliche Einordnung stabilisiert das Argument. Baukostenzuschüsse sind im deutschen Energierecht kein frei erfundenes Instrument, sondern grundsätzlich als Anschlussbeitrag bekannt. Im Strombereich wird die genaue Ausgestaltung aber durch Regulierung und untergesetzliche Regeln geprägt. Entscheidend ist, ob solche Zuschüsse für Einspeiser, insbesondere für Kleinanlagen, neu eingeführt oder ausgeweitet werden und ob sie pauschalisiert und vorgezogen werden. Je stärker Kosten in den Zeitpunkt des Anschlusses verlagert werden, desto stärker wird Marktzugang an Kreditwürdigkeit und Vermögenslage gekoppelt.

Vorabkosten sind für kapitalstarke Akteure leichter zu tragen. Sie können sie finanzieren, bilanzieren und über Skaleneffekte verteilen. Für Kleinanlagen und Haushalte sind Vorabkosten dagegen häufig eine harte Eintrittsbarriere. Eine Regel, die Kosten vorzieht, selektiert nach Kapitalzugang, auch dann, wenn sie formal für alle gleich gilt.

Damit wird eine strukturelle Selektionswirkung erzeugt. Nicht zwingend, weil einzelne Akteure bewusst bevorzugt werden sollen, sondern weil die Regel kapitalintensive Strategien begünstigt. Das ist eine Eigentumsfrage, keine reine Effizienzfrage.

2.3 Netzentgelte: Verteilungsmechanismus stimmt, die Richtung hängt am Design

Netzentgelte finanzieren ein System, das Infrastruktur für Verbrauch ist und zugleich Backup für dezentrale Erzeugung. Wie diese Kosten aufgeteilt werden, entscheidet darüber, wer die Fixkosten trägt und wer sie umgehen kann.

Wenn Netzkosten primär über Arbeitspreise pro Kilowattstunde eingezogen werden, entsteht ein starker Anreiz, Netzbezug zu reduzieren. Eigenverbraucher profitieren dann doppelt. Sie senken ihre Stromrechnung und umgehen Netzentgelte, obwohl sie das Netz weiterhin als Reserve nutzen. Die Fixkosten werden stärker auf die verbleibenden Netzbezieher konzentriert. Das trifft tendenziell Haushalte ohne Eigentum am Dach, ohne Kapital für Speicher und ohne Flexibilität im Verbrauch.

Wenn Netzkosten stärker über Grundpreise oder leistungsbezogene Entgelte erhoben werden, sinkt der Umgehungsanreiz über Kilowattstunden. Gleichzeitig können solche Modelle kleine Verbraucher relativ stärker belasten, weil ein hoher Fixkostenanteil unabhängig vom Verbrauch wirkt. Leistungsbezogene Entgelte treffen zudem Haushalte, die Spitzenlasten kaum beeinflussen können.

Der Zielkonflikt ist strukturell. Arbeitspreisdominanz verschiebt Kosten zu Nicht Produzenten und Nicht Eigentümern. Grundpreis oder Leistungsdominanz kann kleine Verbraucher und Haushalte mit geringer Steuerbarkeit treffen. Eine Reform löst daher nicht einfach ein Verteilungsproblem, sondern ersetzt es durch ein anderes. Politisch relevant ist, welche Gruppen als anpassungsfähig gelten und welche Gruppen die Anpassungskosten tragen sollen.

2.4 Zusammenspiel: Risiko, Kapitalzugang und Eigentum

Die Stellschrauben wirken zusammen. Wenn die Vergütung weiter sinkt, wird Eigenverbrauch noch zentraler. Wenn gleichzeitig Anschlusskosten vorgezogen und pauschalisiert werden, steigen Eintrittsbarrieren. Wenn zusätzlich Netzentgelte Eigenverbrauch stark belohnen, verstärkt sich die Spaltung zwischen Haushalten mit und ohne Produktionsmittel.

In dieser Kombination entsteht eine institutionelle Tendenz: Risiken werden individualisiert, Vorabkosten privatisiert und Vorteile an Investitionsfähigkeit gekoppelt. Das begünstigt Vermögenspositionen, Kreditfähigkeit und Skalierung. Damit verschiebt Regulierung die Eigentumsarchitektur, ohne dass dies als Eigentumspolitik benannt werden muss.

3. Politische Entscheidung: Welche Eigentumsstruktur begünstigt wird

Politisch relevant ist weniger das einzelne Instrument als die Richtung, in die das Regelwerk die Akteurslandschaft verschiebt. Vergütung, Anschlussregeln und Netzentgelte definieren, wer investieren kann, wie Risiken verteilt werden und welche Finanzierungsmodelle dominieren.

Wenn die Einspeisevergütung weiter entwertet wird, verändert sich die Investitionslogik. Eine Kleinanlage ist dann noch weniger ein standardisiertes Einspeiseprojekt und noch stärker ein Eigenverbrauchsprojekt. Das bedeutet eine Verschiebung von kollektiv abgesicherten Einnahmen hin zu individueller Optimierung und individueller Unsicherheit. Wer diese Unsicherheit tragen kann, investiert. Wer sie nicht tragen kann, bleibt draußen.

Wenn zusätzlich Baukostenzuschüsse so ausgestaltet werden, dass sie pauschalisiert und vorgezogen werden, steigt die Eintrittsschwelle. Das ist entscheidend, weil Vorabkosten nicht nur Kosten sind, sondern Finanzierungsbedingungen. Haushalte finanzieren typischerweise teurer als professionelle Projektakteure. Eine Regel, die Kosten vorzieht, selektiert nach Kapitalzugang und Kreditkonditionen, auch dann, wenn sie formal gleich wirkt.

In der Summe entsteht eine politische Entscheidung über Eigentumsformen, ohne dass sie als solche etikettiert werden muss. Das System wird kompatibler mit Akteuren, die große Projekte bündeln, Finanzierungskosten minimieren und regulatorische Komplexität professionell managen können. Gleichzeitig wird es weniger kompatibel mit kleinteiligem Eigentum, das auf Standardisierung, einfache Verträge und kalkulierbare Resterlöse angewiesen ist.

Wichtig ist die institutionelle Einordnung: Verteilnetze sind natürliche Monopole, Netzanschluss ist kein Marktvertrag auf Augenhöhe. Wenn Regulierung die Bedingungen des Anschlusses und der Restvergütung verändert, verschiebt sie nicht nur Kosten, sondern Marktzugang. In einem solchen Setting ist „Kostenwahrheit“ keine rein technische Kategorie, sondern eine politische Definition davon, welche Kosten kollektiv zu tragen sind und welche als private Eintrittskosten gelten.

4. Verteilungswirkungen: Nicht nur Einkommen, sondern Eigentumspositionen

Die zentrale Verteilungswirkung ist nicht nur, wer wie viel Stromrechnung spart. Es ist die Frage, wer Vermögenspositionen in der Energieinfrastruktur aufbauen kann. Photovoltaik ist eine Investition in ein Produktionsmittel, das über Jahre Erträge liefert und politische Interessenlagen verändert.

Wenn die Vergütung weiter sinkt und Eigenverbrauch zur dominanten Logik wird, begünstigt das Haushalte mit:

1. Eigentum am Dach und Entscheidungsmacht über die Immobilie
2. Kapital oder günstigem Kredit für Anlage und gegebenenfalls Speicher
3. Lastprofilen mit Tagesverbrauch oder Technik zur Lastverschiebung
4. Risikotragfähigkeit für längere Amortisationszeiten und regulatorische Unsicherheit

Damit sortiert das System nach Vermögen, Kreditwürdigkeit und Wohnform.

Mieterhaushalte bleiben strukturell benachteiligt, weil ihnen das Investitionsobjekt nicht gehört und weil die institutionellen Brücken in den Markt schwach sind. Mieterstrom ist möglich, aber organisatorisch und regulatorisch komplex. Diese Komplexität wirkt als Transaktionskostenbarriere und begünstigt professionelle Betreiber, die Rendite abschöpfen können.

Auch innerhalb der Eigentümerhaushalte entsteht eine Spaltung. Wer ausreichend Liquidität hat, kann Vorabkosten tragen und Speicher ergänzen. Wer knapp kalkuliert, reagiert empfindlich auf Anschlussentgelte und Unsicherheit. Selbst im Segment der Einfamilienhäuser wird Marktzugang stärker nach Kapitalfähigkeit differenziert.

5. Eigentumsstreuung als Resilienzfaktor

Eigentumsstreuung ist nicht nur eine normative Präferenz. Sie hat systemische Funktionen.

Ein System mit vielen Eigentümern verteilt finanzielle und politische Risiken. Konzentrierte Eigentumsstrukturen erzeugen Klumpenrisiken und Abhängigkeit von wenigen Investitionsentscheidungen. Beteiligung verändert zudem materielle Interessenlagen. Wer selbst produziert oder beteiligt ist, hat ein Interesse an planbaren Regeln und Netzinvestitionen. Das stabilisiert politische Mehrheiten für Infrastrukturpolitik.

Konzentriertes Eigentum erhöht außerdem die Verhandlungsmacht großer Akteure gegenüber Regulierung und Staat. Viele kleine Eigentümer haben diese Macht nicht. Sie sind auf Standardisierung und Schutz durch allgemeine Regeln angewiesen. Wenn Standardisierung abgebaut und Komplexität erhöht wird, profitieren Akteure mit Rechtsabteilungen, Projektfinanzierung und Skaleneffekten.

6. Zielkonflikte: Was jeweils priorisiert wird

Die Konflikte sind real.

Erstens: Systemstabilität und Netzkosten versus breiter Marktzugang. Man kann Stabilität kurzfristig erhöhen, indem man Zugang verteuert oder bremst. Das entlastet einzelne Netzabschnitte, verschiebt aber Eigentum in Richtung weniger, größerer Akteure. Alternativ kann man Stabilität über schnellere Steuerbarkeit, Standardisierung von Mess und Regeltechnik und modernisierten Netzbetrieb herstellen. Das ist organisatorisch anspruchsvoller, hält aber Marktzugang offen.

Zweitens: niedrige Finanzierungskosten großer Projekte versus demokratisierte Wertschöpfung. Große Projekte sind oft günstiger zu finanzieren. Der Preis liegt in der Eigentumsverteilung und damit in der Verteilung von Erträgen und Steuerungsmacht.

Drittens: kurzfristige Kostendisziplin versus langfristige Akzeptanz und Robustheit. Regeln, die Kosten kurzfristig sichtbar machen, können langfristig teurer werden, wenn sie Beteiligung und Akzeptanz untergraben und politische Gegenreaktionen auslösen.

Fazit: 2026 entscheidet sich die Eigentumsarchitektur der Energiewende

2026 geht es nicht nur um Ausbaumengen, sondern um die Eigentumsfrage. Entscheidend ist, wem die Produktionsmittel der Energiewende gehören und wer unter den geltenden Regeln überhaupt noch Produzent werden kann.

Die sinkende EEG-Vergütung für Kleinanlagen markiert dabei keinen abrupten Bruch, sondern eine fortgesetzte Verschiebung: weg von kollektiver Absicherung, hin zu Eigenverbrauchs und Finanzierungslogik. Wenn zusätzlich pauschalierte und vorgezogene Baukostenzuschüsse eingeführt werden, wird aus einem technischen Netzdiskurs eine Zugangsfrage. Vorabkosten und Risikoallokation entscheiden dann stärker als Technik darüber, wer investieren kann.

Die strukturelle Aussage dieser Entwicklung ist klar: Erzeugung soll weiter wachsen, aber der Zugang zu neuen Anlagen wird enger an Kapitalfähigkeit, Liquidität und professionelle Projektorganisation gekoppelt. Regulierung wirkt hier als Eigentumspolitik. Sie definiert nicht nur Preise und Netzentgelte, sondern die Bedingungen, unter denen Produktionsmittel erworben und betrieben werden können.

Verteilungswirkungen sind absehbar. Haushalte, Genossenschaften und kleinere Betriebe tragen relativ höhere Finanzierungslasten und mehr Unsicherheit, während größere Akteure Skalenvorteile, besseren Kapitalzugang und stärkere Verhandlungsmacht nutzen können. Institutionelle Regeln, die Vorabzahlungen und komplexe Verfahren betonen, begünstigen damit systematisch diejenigen, die Risiken bündeln, Rechts- und Transaktionskosten internalisieren und Zugang zu regulatorischen Arenen haben.

Damit steht ein Zielkonflikt im Raum: Kostenwahrheit und Netzeffizienz können mit breitem Marktzugang und dezentraler Eigentumsstreuung kollidieren. Wenn Marktlogik über Vorabkosten und Risikoindividualisierung durchgesetzt wird, wächst die Wahrscheinlichkeit, dass Ausbau zwar stattfindet, aber unter konzentrierteren Eigentumsstrukturen. Das erhöht langfristig Abhängigkeiten, verschiebt Renditen zu Kapitaleigentümern und macht die Energiewende politisch verwundbarer.

Am Ende lautet die zentrale Frage deshalb nicht nur, wie viel Strom produziert wird. Sondern wer produzieren kann, wer die Risiken trägt und wer die Erträge erhält. 2026 entscheidet sich damit, ob die Energiewende als breite Infrastruktur im gesellschaftlichen Eigentumsmix organisiert wird oder als investierbares Feld, in dem Kapitalzugang die Teilnahmebedingungen setzt.

In einem Bereich, der für Wirtschaft und Gesellschaft so grundlegend ist, sollte Regulierung meiner Meinung nach Beteiligung und Marktzugang ermöglichen, nicht begrenzen.