In einer Nachtsitzung haben sich Unterhändler des EU-Parlaments und der Mitgliedstaaten am Abend des 12. Juni 2026 auf überarbeitete Regeln für die Marktstabilitätsreserve des neuen CO₂-Emissionshandels ETS2 verständigt. Das Ziel: extreme Preissprünge bei Heizkosten und Kraftstoffen abfedern, bevor das System 2028 vollständig in Kraft tritt.

Das ETS2 ist unabhängig vom bestehenden Emissionshandel für Industrie und Kraftwerke. Es verpflichtet Brenn- und Kraftstoffanbieter ab 2028 zum Kauf von Verschmutzungsrechten – mit direkten Auswirkungen auf die Energiekosten privater Haushalte, Pendler und kleine Unternehmen.

Die wichtigsten Änderungen im Überblick

Verdopplung der Zertifikat-Freigabe ab 45 Euro

Der Kernpunkt der Einigung: Übersteigt der CO₂-Preis die Schwelle von 45 Euro pro Tonne, können künftig bis zu 40 Millionen Zertifikate aus der Marktstabilitätsreserve freigegeben werden – bisher waren es lediglich 20 Millionen. Da dieser Mechanismus zweimal jährlich greift, stehen pro Jahr maximal 80 Millionen zusätzliche Einheiten bereit.

Frühere, schrittweise Freigabe

Die Schwelle für eine graduelle Freigabe wurde außerdem gesenkt: Sie greift bereits, wenn weniger als 260 Millionen Zertifikate im Umlauf sind – bisher lag der Wert bei 210 Millionen. Damit sollen plötzliche Marktreaktionen im Zusammenhang mit einzelnen Schwellenwerten verhindert werden.

Marktstabilitätsreserve bleibt dauerhaft bestehen

Ursprünglich sollte die Marktstabilitätsreserve Ende 2030 auslaufen – just zu dem Zeitpunkt, an dem ETS2 vollständig anlaufen soll. Nun bleibt sie dauerhaft bestehen. Rund 600 Millionen Zertifikate stehen damit langfristig als Steuerungsinstrument bereit.

Hintergrund: Warum jetzt verschärfte Preiskontrollen bei ETS2?

Die Anpassungen sind eine direkte Antwort auf Bedenken aus 19 EU-Mitgliedstaaten, darunter Frankreich, Polen und Tschechien. Diese Länder warnten davor, dass steigende Heiz- und Spritkosten den politischen Widerstand gegen die Klimapolitik anfachen könnten.

Eine aktuelle Studie aus dem Jahr 2026 verdeutlicht das Risiko: Bei einem CO₂-Preis von 57,50 Euro könnten die Lebenshaltungskosten ohne begleitende Effizienzmaßnahmen im Schnitt um rund 1,18 Prozent steigen.

Was bedeutet das für Deutschland?

Die EU hatte den für 2027 geplanten Start des EU ETS2 um ein Jahr verschoben. Demnach löst das europäische Zertifikat-Handelssystem ab 2028 den nationalen deutschen CO₂-Preis ab. Aktuell liegt dieser zwischen 55 und 65 Euro pro Tonne – und damit bereits über der neuen ETS2-Eingriffsschwelle von 45 Euro.

CDU-Europaabgeordneter Peter Liese rechnet für die Anfangsphase des ETS2 mit Preisen zwischen 45 und 50 Euro – also unterhalb des aktuellen deutschen Niveaus. Zum Vergleich: Bei 60 Euro CO₂-Preis entspricht das rund 17 Cent pro Liter Benzin und 19 Cent pro Liter Diesel.

Ein unabhängiger Expertenrat warnt jedoch: Ohne weitere politische Maßnahmen könnte Deutschland sein Emissionsbudget bis 2030 um 60 bis 100 Millionen Tonnen überschreiten.

Einnahmen aus ETS2 sollen Verbraucher entlasten

Die Einnahmen aus den ETS2-Auktionen sind zweckgebunden: Sie sollen Verbraucher bei Energierechnungen, dem Kauf von Elektroautos und energetischen Haussanierungen unterstützen. Über den Sozialklimafonds sollen insbesondere einkommensschwächere Haushalte bei der Dekarbonisierung gezielt gefördert werden.

Investoren & Klimaschützer fordern Verlässlichkeit

Während die Politik auf soziale Stabilität setzt, mahnen Finanzakteure zur Standhaftigkeit. 46 institutionelle Investoren – darunter die Allianz SE und L&G Asset Management – verwalten zusammen rund 12 Billionen Euro und fordern ein robustes System mit klaren, transparenten Regeln für Planungssicherheit.

Zivilgesellschaftliche Organisationen wie Carbon Market Watch hingegen warnen vor einer weiteren Abschwächung: Das ETS2 sei bereits um ein Jahr verschoben worden; eine ambitionierte und zeitnahe Umsetzung sei zwingend notwendig.

Wie geht es mit dem ETS2 & der Marktstabilitätsreserve weiter?

Die Einigung ist zunächst vorläufig. EU-Parlament und Rat müssen ihr noch formal zustimmen, anschließend folgen rechtlich-sprachliche Prüfungen. EU-Beamte gehen davon aus, dass die geänderte Reserve rechtzeitig vor dem vollständigen Inkrafttreten von ETS2 im Jahr 2028 vorliegen wird.

Parallel dazu prüft die EU-Kommission das ETS2 derzeit grundlegend. Ein konkreter Revisionsvorschlag wird für Mitte Juli 2026 erwartet. Zur Debatte stehen unter anderem die Kopplung kostenloser Zertifikate an Investitionszusagen sowie eine mögliche Ausweitung auf internationale Flüge.

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Was die EU-Entscheidung bedeutet

Bislang galt die gleichzeitige Inanspruchnahme beider Instrumente als beihilferechtlich ausgeschlossen. Die EU-Kommission hat diese Einschränkung nun aufgehoben – befristet für das Jahr 2026. Die Begründung: Die außergewöhnlich hohen Energiepreise, verschärft durch die geopolitische Krise in der Golfregion, erfordern eine adaptive Beihilfepolitik. Reiche fasste die Brüsseler Argumentation so zusammen: Die Kommission sei der deutschen Position gefolgt, dass dieser Schritt angesichts der aktuellen Energiekrise notwendig sei.

Für die betroffenen Unternehmen bedeutet das: Beide Entlastungswege greifen für 2026 parallel – ohne dass sie sich zwischen den Instrumenten entscheiden müssen. Die Förderwirkung addiert sich, die Planungssicherheit steigt.

Wer profitiert von der Kumulierung Industriestrompreis & SPK?

Die Entscheidung zielt auf energieintensive Grundstoffindustrien, deren Kostenstruktur besonders stark vom Strompreis abhängt:

• Stahlindustrie – ohnehin unter Druck durch neue EU-Schutzmaßnahmen, darunter Außerkontingent-Zölle von bis zu 50 Prozent ab Herbst 2026
• Chemieindustrie – hohe Strombezugsmengen, globale Wettbewerbsexposition
• Papier- und Zellstoffindustrie – energieintensive Prozesse mit wenig Substitutionsspielraum

Für alle drei Sektoren verbessert die Kumulierung die Wirtschaftlichkeit von Produktionsschritten unmittelbar – sofern die Umsetzung reibungslos erfolgt.

Was bedeutet es, den Industriestrompreis & Strompreiskompensation zu kombinieren?

Die gute Nachricht: Beide Instrumente lassen sich kombinieren. Die komplexere Nachricht: Die korrekte Nutzung erfordert saubere Dokumentation. Unternehmen müssen nachweisen, dass beide Förderlogiken nicht doppelt auf denselben Kostenbestandteil abzielen. Konkret bedeutet das:

• Klare Abgrenzung der CO₂-bezogenen Entlastung (SPK) von der Strombezugssubvention (Industriestrompreis) auf Abrechnungsebene
• Revisionssichere Datenbasis: Preisdatenfeeds, Strombezugsnachweise und Produktionskostenzuordnung müssen auditfähig aufbereitet sein
• Frühzeitige Abstimmung mit Beratern und Antragsverantwortlichen – Fristen für 2026 laufen bereits

Wer die Antragsberechtigung und die Nachweisanforderungen nicht frühzeitig klärt, riskiert, die erweiterten Spielräume nicht vollständig ausschöpfen zu können.

Die offene Frage: Finanzierung

Der Verhandlungserfolg hat seinen Preis. Reiche beziffert den zusätzlichen Haushaltsbedarf auf rund eine Milliarde Euro. Das Bundesfinanzministerium unter Lars Klingbeil (SPD) äußerte sich dazu bislang nicht öffentlich – die Finanzierungsfrage ist Teil der laufenden Haushaltsverhandlungen für 2027.

Klingbeil steht unter erheblichem Konsolidierungsdruck; zusätzliche Ausgaben sind politisch umstritten. Reiche kontert: Kürzungen bei der Industriestromförderung seien eine „Standortgefährdung” und würden Arbeitsplätze kosten. Anfang Juli soll der Haushaltsentwurf 2027 im Kabinett beschlossen werden – bis dahin bleibt die Finanzierungsfrage offen.

Einordnung: Mehr als ein Brüsseler Routinebeschluss

Die Entscheidung der EU-Kommission ist keine technische Fußnote. Sie signalisiert, dass Europa unter dem Druck hoher Energiepreise bereit ist, beihilferechtliche Restriktionen flexibel zu handhaben – wenn die geopolitische Begründung trägt. Für Deutschland ist das ein Präzedenzfall: Erstmals dürfen zwei bisher getrennten Förderinstrumente für denselben Verbrauch in der Produktion eingesetzt werden.

Das ist eine direkte Antwort auf einen strukturellen Standortnachteil: Energiepreise in Deutschland liegen seit Jahren über dem europäischen Durchschnitt. Die Kumulierungsmöglichkeit federt diesen Nachteil für 2026 ab – sie löst ihn strukturell nicht. Entscheidend wird sein, wie schnell die nationalen Umsetzungsregeln folgen und ob die Haushaltsmittel tatsächlich bereitgestellt werden.

Was jetzt zu tun ist

Unternehmen, die von der Kumulierung profitieren wollen, sollten jetzt handeln:

1. Antragsvoraussetzungen prüfen – Sind beide Instrumente für Ihren Betrieb grundsätzlich anwendbar? (→ Unsere Beiträge zur Strompreiskompensation und zum 5-ct-Industriestrompreis)
2. Datenpipelines und Abrechnungssysteme vorbereiten – Dokumentationspflichten sind umfangreich
3. Beratung einschalten – Die Kombination beider Förderlogiken erfordert juristisch und buchhalterisch präzise Abgrenzung
4. Haushaltsentwicklung verfolgen – Die Bereitstellung der Milliarde durch den Bund ist noch nicht gesichert

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Der interne Fahrplan der Bundesnetzagentur sieht vor, noch in diesem Sommer einen ersten Festlegungsentwurf zur förmlichen Konsultation zu veröffentlichen. Bis Ende 2026 soll die AgNes-Rahmenfestlegung beschlossen sein. Ab 2027 beginnen dann die Umsetzungsvorbereitungen sowie die ersten Folgefestlegungen — unter anderem zu Industrienetzentgelten, dynamischen Netzentgelten für Speicher und der Weiterentwicklung der § 14a-Regelungen.

Die Dimension der Reform ist erheblich: Die jährlichen Netzkosten belaufen sich aktuell auf rund 37 Milliarden Euro und werden nach Schätzungen der Bundesnetzagentur bis 2035 auf etwa 67 Mrd. Euro und bis 2045 auf rund 79 Mrd. Euro steigen. Sie machen heute bereits mehr als 30 % des Industriestrompreises aus — eine Kostenposition, die kaum noch zu ignorieren ist.

Das neue Grundmodell für Großverbraucher: Kapazitätspreis statt Leistungspreis

In unserem Bericht vom Mai 2026 haben wir das neue Preismodell für leistungsgemessene Verbraucher bereits skizziert. Der Zwischenstand bestätigt diese Einschätzung. Für Verbraucher mit einem Jahresverbrauch über 100.000 kWh — also Gewerbe- und Industriekunden — gilt ab 2029:

Bestellkapazität (kW) × Kapazitätspreis (€/kW/Jahr) + Arbeitspreis AP1 (ct/kWh) + Arbeitspreis AP2 (ct/kWh)

Der bisherige Leistungspreis, der sich an der gemessenen Jahreshöchstlast orientiert, entfällt. An seine Stelle tritt ein Kapazitätspreis auf eine ex-ante bestellte Leistung. Das ist konzeptionell ein fundamentaler Wechsel: Nicht mehr die tatsächlich gemessene Spitzenlast entscheidet über die Kostenbelastung, sondern die vom Verbraucher selbst vorab bestellte Kapazität.

Wie funktioniert die Bestellkapazität?

Jedes Jahr können Industriekunden nach Veröffentlichung der Preisblätter ihrer Netzbetreiber eine Bestellkapazität in kW festlegen — maximal bis zur Höhe der vertraglich vereinbarten Netzanschlusskapazität, mindestens 10 % der individuellen Jahreshöchstlast des Vorjahres. Liegt zum 1. Januar keine Bestellung vor, leitet der Netzbetreiber die Kapazität aus den vorliegenden Lastgangdaten ab.

Für Mengen innerhalb der bestellten Kapazität gilt der günstigere AP1. Für Mengen oberhalb der bestellten Kapazität greift der deutlich höhere AP2 — mindestens das Doppelte, maximal das 3,5-fache von AP1. Das ist das eigentliche Flexibilitätssignal: Wer kurzfristig mehr verbraucht als bestellt, zahlt so einen spürbaren Aufschlag, kann aber dennoch reagieren — ohne wie bisher durch eine neue Lastspitze dauerhaft im Leistungspreis belastet zu werden.

Die Netzbetreiber erhalten dabei Spielräume: Zwischen 30 % und 60 % ihrer Erlöse dürfen sie über Arbeitspreise erzielen. Diese Bandbreite erklärt, warum die regionalen Netzentgeltunterschiede auch künftig bestehen bleiben werden.

Was ändert sich für Energiemanager konkret?

Der Wechsel vom Leistungspreis zum Kapazitätspreis verändert die Optimierungslogik erheblich. Bisher galt: Spitzenlast vermeiden um jeden Preis. Künftig gilt: Bestellkapazität intelligent wählen und bei günstigen Spotpreisen gezielt ausnutzen. Für Unternehmen mit flexiblen Lasten — Ladeinfrastruktur, Elektroöfen, Druckluft, Kühlung, Elektrolyse — entstehen damit neue Handlungsspielräume.

Die neue Kostenwälzung verschiebt bisherige Strukturen

Wer in der Veranstaltung genau zugehört hat, der weiß: Neben dem neuen Grundmodell bedeutet die Reform der Kostenwälzung zwischen den Netzbetreibern eine weitere systemverändernde Weichenstellung. Hier findet die entscheidende Umverteilung statt — und sie wird sich in den Netzentgelten für Industriekunden stärker auswirken als das Grundmodell allein.

Das Problem des Status quo

Heute orientiert sich die Kostenwälzung ausschließlich an den tatsächlich gemessenen Entnahmen eines nachgelagerten Netzes aus der vorgelagerten Netzebene. Die Logik ist simpel: Wer wenig Strom aus dem übergeordneten Netz bezieht, zahlt wenig vorgelagerte Netzkosten.

Dieses Prinzip führt zu einer Schieflage. Verteilnetze mit hoher dezentraler Einspeisung — vor allem durch PV und Wind — weisen häufig nur noch geringe physikalische Restlasten gegenüber der vorgelagerten Ebene auf. Ihre gewälzten Netzkosten sinken entsprechend. Gleichzeitig nutzen sie das Gesamtsystem aber weiterhin intensiv: bei Dunkelflauten, für den Redispatch, für Systemdienstleistungen, für Verlustenergie und für den Abtransport hoher EE-Einspeisungen.

Die Bundesnetzagentur hat das Ergebnis dieser Systematik klar benannt: Tarifanomalien. Netzentgelte in nachgelagerten Netzebenen sind heute häufig niedriger als in den vorgelagerten Ebenen — ein Fehlanreiz auch bei der Wahl des Netzanschlusspunkts.

Der neue Schlüssel: Netzbezogener Letztverbrauch

Künftig soll die Kostenwälzung nicht mehr auf den gemessenen Entnahmen aus der vorgelagerten Ebene beruhen, sondern auf dem sogenannten „netzbezogenen Letztverbrauch”. Dieser umfasst alle Letztverbraucherentnahmen innerhalb der eigenen Netzebene sowie die Entnahmen aller nachgelagerten Netzebenen bis hin zur Niederspannung.

Die Logik dreht sich damit grundlegend: Nicht mehr die lokale Restlast gegenüber der vorgelagerten Ebene entscheidet, sondern der gesamte hinter dem Netz liegende Verbrauch. Dezentrale Erzeugung verliert damit erheblich an Bedeutung für die Kostenzurechnung. Ein Verteilnetzbetreiber mit viel PV-Einspeisung wird künftig genauso an den vorgelagerten Systemkosten beteiligt wie eines ohne.

Technisch basiert der Wälzungsschlüssel auf Ist-Werten aus dem Jahr zuvor und passt sich jährlich an. Bei sehr signifikanten Änderungen ist eine Härtefallregelung vorgesehen.

Die Konsequenz: Höhere Netzentgelte in Mittel- und Niederspannung

Die Präsentation der Bundesnetzagentur enthält Modellrechnungen zur Wirkung dieser Systemumstellung. Das Ergebnis ist eindeutig:

In der Höchstspannung und der Höchst-/Hochspannungsumspannung sinken die von Letztverbrauchern zu tragenden Kosten um rund 48 % bis 53 % gegenüber dem Status quo. Industriekunden, die direkt an Hochspannungsnetze angeschlossen sind und heute traditionell hohe Entnahmen aus der vorgelagerten Ebene haben, profitieren von der Reform.

Demgegenüber steigen die Kostenanteile vor allem in Mittel- und Niederspannungsnetzen — zum Teil erheblich. Besonders betroffen sind ländliche Verteilnetze mit hoher EE-Durchdringung. Diese höheren Kosten auf Ebene der Verteilnetzbetreiber werden letztlich über deren Preisblätter weitergegeben — als höhere Kapazitäts- und/oder Arbeitspreise. Für Industriekunden in der Mittelspannung in EE-starken Regionen bedeutet das: Die Netzentgeltreform wird teurer, als es das neue Grundmodell allein vermuten lässt.

Die Bundesnetzagentur nimmt diese Verschiebung bewusst in Kauf. Sie betrachtet die bisherige Begünstigung EE-starker Netze als netztechnisch und ökonomisch nicht sachgerecht.

Einspeiseentgelte: Erstmals zahlen auch Erzeuger

Ab dem 1. Januar 2029 sollen erstmals allgemeine Einspeiseentgelte eingeführt werden. Bisher sind Erzeugungsanlagen von der Zahlung allgemeiner Netzentgelte befreit — auch wenn sie maßgeblich zu den Netzkosten beitragen.

Das Einspeiseentgelt ist kapazitätsbasiert, bundeseinheitlich und trägt keine Arbeitspreiskomponente. Zahlungspflichtig sind Anlagen mit einer installierten Bruttoleistung von mehr als 30 kW. Die Höhe ermitteln die ÜNB jährlich auf Basis eines rollierenden 5-Jahres-Mittelwerts. Die Bundesnetzagentur nennt eine Größenordnung von 4 bis 7 €/kW/Jahr — ihre eigene Beispielrechnung zeigt rollierende Werte zwischen 5,38 und 5,65 €/kW/Jahr für die Jahre 2020 bis 2026.

Die Einnahmen fließen vollständig an die ÜNB und werden dort kostenmindernd in die bundeseinheitlichen Übertragungsnetzentgelte eingerechnet — entlasten also alle Verbraucher indirekt. Die Bundesnetzagentur rechnet mit bis zu 2 Mrd. Euro pro Jahr.

Bestehende Anlagen sowie Anlagen, für die vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung eine finale Investitionsentscheidung (FID) getroffen wurde und die bis spätestens 4. August 2029 in Betrieb gehen, erhalten einen 20-jährigen Bestandsschutz.

Speicher: Vertrauensschutz bleibt — neue Entgelte kommen

BNetzA-Präsident Klaus Müller brachte die zentrale Botschaft auf den Punkt: „Den Vertrauensschutz gewichten wir höher als in unseren bisherigen Vorschlägen.” Die gesetzliche Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG für Batteriespeicher bleibt erhalten, wenn die FID vor Inkrafttreten der AgNes-Festlegung getroffen wurde und der Speicher bis spätestens 4. August 2029 ans Netz geht.

Für neue netzgekoppelte Speicher gilt ab der FID nach Festlegungsinkrafttreten ein moderater Kapazitätspreis — analog zum Einspeiseentgelt, also in der Größenordnung von 4 bis 7 €/kW/Jahr. Dieser gilt einmalig für beide Richtungen und Arbeitspreise fallen für Speicher nicht an. Die Bundesnetzagentur argumentiert dabei, dass diese jährliche Belastung im Verhältnis zu den annualisierten Investitionskosten eines BESS sehr gering seien.

Dynamische Netzentgelte für Speicher kommen frühestens 2030, möglichst bis 2033. Bei richtiger Ausgestaltung sieht die BNetzA darin für Speicherbetreiber eher eine Einnahmechance als eine Belastung — bei netzdienlichem Einsatz könnten Entgelte von bis zu 10 ct/kWh anfallen.

Industrienetzentgelte: Übergangsfrist bis Ende 2031

Das Bandlastprivileg (§ 19 Abs. 2 StromNEV) — ein seit Jahrzehnten umstrittener Rabatt für Hochlastzeiten-Verbraucher — wird für Bestandskunden bis 31. Dezember 2031 verlängert. Die künftige Ausgestaltung der Industrienetzentgelte soll Anfang 2027 entschieden werden, um die Erkenntnisse aus den bis Ende 2026 laufenden Pilotprojekten einzubeziehen. Auch die atypische Netznutzung bleibt für große Abnehmer übergangsweise erhalten.

Für Industrieunternehmen, die heute noch durch hohe Rabatte aus Bandlast oder der atypischen Netznutzung profitieren, bedeutet das: Die Übergangsfrist ist zwar gesichert, aber jetzt gilt es sich auf 2031 vorzubereiten.

Der BEE bewertet diese Verlängerung als „schweren Rückschritt” und „lebensverlängernde Maßnahme für ein Relikt des vergangenen Jahrhunderts”. Die Kritik ist nachvollziehbar: In einem System, das zunehmend auf Flexibilität setzt, sendet das Festhalten an einem Bandlastprivileg das falsche Signal.

Unsere Einschätzung zum AgNes-Zwischenbericht

Der Zwischenstand der Bundesnetzagentur ist in vielen Punkten klarer als erwartet — und er bestätigt die Richtung, die wir in unserem skizziert haben. Das neue Grundmodell mit Bestellkapazität und zweigeteiltem Arbeitspreis kommt. Die Befreiung von Bestandsspeichern bleibt. Das Einspeiseentgelt kommt, moderater als zunächst befürchtet.

Der unterschätzte Hebel aber ist die Kostenwälzung. Sie verändert die Grundlage, auf der alle Netzentgelte berechnet werden. Wer als Industriekunde in einer EE-starken Region an einem Mittelspannungsnetz angeschlossen ist, wird die Auswirkungen in den Preisblättern spüren — unabhängig davon, wie das Grundmodell im Detail ausgestaltet wird. Die Entlastung der Übertragungsnetzebene ist die Kehrseite der Mehrbelastung der Verteilnetzebenen.

Die förmliche Konsultation des vollständigen Festlegungsentwurfs beginnt voraussichtlich im Sommer 2026. Bis Ende 2026 soll die AgNes-Rahmenfestlegung beschlossen sein. Ab 2027 starten die Umsetzungsvorbereitungen — und damit auch die konkreten Preisblattänderungen.

FAQ zum AgNes-Zwischenbericht

Der Beitrag AgNes-Zwischenbericht 2026: Was Industriekunden jetzt wissen müssen erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Das ändert sich jetzt grundlegend. Mit dem Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) schafft die Bundesregierung erstmals eine einheitliche Grundlage – und der entscheidende Paragraph heißt § 106 GModG. Ab dem 1. Januar 2027 gilt er bundesweit. Wer Gewerbeimmobilien baut, saniert oder im Bestand hält, muss jetzt handeln.

Was ist das GModG – und warum kommt § 106?

Das Gebäudemodernisierungsgesetz löst das bisherige Gebäudeenergiegesetz (GEG) ab und setzt dabei unter anderem die europäische Gebäuderichtlinie (EPBD) in nationales Recht um. Die EU hatte vorgegeben, dass Mitgliedstaaten verbindliche Solaranforderungen für Gebäude einführen müssen – und die Bundesregierung hat diese Vorgabe im Mai 2026 mit dem GModG-Entwurf in konkrete Paragrafen gegossen.

§ 106 GModG wird dabei zur zentralen Vorschrift für Solarenergie an Gebäuden in Deutschland. Er gilt technologieoffen für Photovoltaik und Solarthermie, setzt auf eine zeitlich gestaffelte Einführung und definiert klare Schwellenwerte – je nach Gebäudetyp und Nutzfläche.

Für Gewerbeimmobilien ist das die relevanteste Neuerung des gesamten Gesetzes.

Der Stufenplan: Wann gilt was für Gewerbeimmobilien?

§ 106 GModG sieht eine schrittweise Einführung vor, um die Bauwirtschaft nicht zu überlasten. Für Nichtwohngebäude – also Gewerbe, Industrie, Büro, Logistik – ergibt sich folgender Fahrplan:

Wichtig für die Praxis: Die Pflicht bei Bestandsgebäuden greift nicht sofort und unbedingt – sie wird in der Regel durch eine größere Sanierungsmaßnahme am Dach ausgelöst. Wer sein Gewerbegebäude ab 500 m² Nutzfläche demnächst grundlegend saniert, muss ab 2028 gleichzeitig eine Solaranlage errichten oder errichten lassen.

Solar-Ready: Die Pflicht beginnt schon bei der Planung

Ein oft unterschätzter Aspekt des § 106 GModG betrifft nicht die Installation selbst, sondern die Planung. Neubauten müssen künftig bereits in der Entwurfsphase so konzipiert werden, dass ihr solares Potenzial optimiert wird – Stichwort „Solar-Ready”.

Das bedeutet konkret: Dachausrichtung, statische Reserven, Leitungsführung und Installationsräume müssen von Anfang an auf eine spätere oder gleichzeitige Solarnutzung ausgelegt sein. Wer das ignoriert, riskiert teure Nachbesserungen oder verbaut sich die Möglichkeit, die Anlage wirtschaftlich sinnvoll zu betreiben.

Für Bauherren, die heute Baugenehmigungen beantragen oder Projekte entwickeln, gilt: Die Solar-Ready-Anforderung ist kein Nice-to-have – sie ist gesetzlich verankerte Planungsgrundlage.

Ausnahmen und Härtefallklauseln

Das Gesetz kennt Situationen, in denen die Installationspflicht entfällt. Die wichtigsten Ausnahmetatbestände:

• Denkmalschutz: Gebäude unter Denkmalschutz sind grundsätzlich ausgenommen, sofern die Denkmalschutzbehörde keine Ausnahme genehmigt.
• Technische Unmöglichkeit: Wenn die Installation aus statischen, konstruktiven oder technischen Gründen nicht realisierbar ist.
• Wirtschaftliche Unzumutbarkeit: Wenn die Kosten in keinem vertretbaren Verhältnis zum erzielbaren Nutzen stehen.
• Doppelbelastung vermeiden: Gebäude, die ohnehin einer tiefgreifenden Renovierungspflicht nach § 40 GModG unterliegen, sind temporär von der Solarpflicht ausgenommen – um Eigentümer vor einer simultanen Doppelbelastung zu schützen.

Für Eigentümer und Asset-Manager bedeutet das: Eine pauschale Berufung auf Ausnahmen ist nicht möglich. Die Gründe müssen dokumentiert und im Zweifelsfall nachgewiesen werden. Eine frühzeitige Prüfung – idealerweise im Rahmen einer technischen Due Diligence – ist sinnvoll.

Umsetzung durch Dritte möglich

§ 106 GModG erlaubt ausdrücklich, die Pflicht durch Dritte erfüllen zu lassen – zum Beispiel durch Contracting. Das bedeutet: Eigentümer müssen nicht zwingend selbst investieren. Ein Contracting-Anbieter übernimmt Planung, Finanzierung, Installation und Betrieb der Anlage – der Eigentümer erfüllt damit seine gesetzliche Pflicht, ohne eigenes Kapital einzusetzen. Gerade für Bestandshalter und Asset-Gesellschaften mit knappen Capex-Budgets oder komplexen Eigentümerstrukturen ist das ein relevantes Modell.

Landesrecht bleibt – und kann strenger sein

Das GModG setzt ein bundesweites Minimum, aber kein bundesweites Maximum. Ausdrücklich ist in Absatz 4 geregelt, dass die Länder durch Landesrecht weitergehende Anforderungen stellen können. Bestehende, strengere Regelungen – etwa in Baden-Württemberg, NRW, Hamburg oder Bayern – bleiben vollständig in Kraft.

Das hat für Eigentümer überregionaler Portfolios eine wichtige Konsequenz: Die bundesweite Solarpflicht nach § 106 GModG ist der neue Mindeststandard. Ob darüber hinaus noch Landesrecht greift, muss standortbezogen geprüft werden.

Für bisher wenig regulierte Bundesländer wie Mecklenburg-Vorpommern, das Saarland, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen bedeutet das Bundesgesetz dagegen einen echten Einschnitt – dort gilt ab Januar 2027 automatisch die neue Solarpflicht, ohne dass Landesgesetze als Puffer wirken.

Eine aktuelle Übersicht der Länderregelungen mit allen Schwellenwerten und Fristen findet sich in unseren Beiträgen “Wo gilt eine Photovoltaik-Pflicht für Industrie & Gewerbe?” sowie “Solarpflicht bei Immobilien“.

Parkplatz-PV: Was Landesrecht regelt – und was das GModG (noch) nicht vorschreibt

Ein wichtiger Punkt, der in der Diskussion um § 106 GModG oft untergeht: Das Bundesgesetz regelt ausschließlich die Solarpflicht an und auf Gebäuden. Für gewerbliche Parkplätze – also Freiflächen-Stellplätze ohne direkte Gebäudeanbindung – bleibt es vorerst bei den jeweiligen Landesregelungen.

Mehrere Bundesländer haben hier bereits verbindliche Regelungen eingeführt. Eine Auswahl der wichtigsten:

• Baden-Württemberg: PV-Pflicht für neue gewerbliche Parkplätze ab 50 Stellplätzen bereits seit 2022; eine der strengsten Regelungen bundesweit.
• Bayern: PV-Pflicht für neu errichtete Überdachungen gewerblich genutzter Parkplätze ab 50 Stellplätzen.
• Hamburg: PV-Pflicht für neue Parkplätze ab einer bestimmten Größenordnung im Rahmen des Landessolargesetzes.
• Hessen: Pflicht für neu errichtete Parkplätze ab 50 Stellplätzen gilt für landeseigene und gewerbliche Flächen.
• Bremen: Solarpflicht für Nichtwohngebäude und größere Parkplätze ab 35 Stellplätzen bereits seit 2023.

Ab 1. Januar 2030 greift dann auch das GModG für einen Teilbereich: Überdachte Parkplätze, die physisch an ein Gebäude angrenzen – etwa Carports oder integrierte Tiefgaragenzufahrten mit Überdachung – fallen dann unter die Bundesregelung.

Für alle anderen gewerblichen Stellplatzflächen gilt: Landesrecht prüfen, denn hier bleibt die Regulierung fragmentiert.

Was bedeutet das strategisch – für Bauherren, Eigentümer und Asset-Gesellschaften?

Für Bauherren und Projektentwickler

Wer heute ein Gewerbegebäude mit mehr als 250 m² Nutzfläche plant, plant unter den Bedingungen des § 106 GModG. Die Solaranlage ist keine optionale Zusatzinvestition mehr, sondern Pflichtbestandteil des Projekts – und sollte entsprechend früh in die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung einbezogen werden.

Positiv formuliert: Eine gut dimensionierte PV-Anlage senkt die Energiekosten, erhöht die Attraktivität des Objekts und kann – je nach Modell – über Direktvermarktung oder Eigenverbrauchsoptimierung zur Rendite beitragen. Wer Photovoltaik als integralen Bestandteil des Gebäudekonzepts plant statt als nachträglich aufgezwungene Pflicht, holt deutlich mehr heraus.

Für Bestandshalter

Für Eigentümer bestehender Gewerbeimmobilien ist die entscheidende Frage: Wann wird eine größere Dachsanierung geplant oder fällig? Denn ab 2028 löst genau das die Solarpflicht aus – für Gebäude ab 500 m² Nutzfläche.

Das bedeutet zweierlei: Erstens sollten anstehende Sanierungsmaßnahmen frühzeitig auf ihre Solarpflicht-Relevanz geprüft werden. Zweitens kann es sinnvoll sein, Sanierung und PV-Installation bewusst zu kombinieren – das reduziert Gerüstkosten, Abstimmungsaufwand und Bauunterbrechungen.

Eigentümer, die in den nächsten Jahren ohnehin investieren müssen, sollten jetzt mit der Planung beginnen – nicht erst, wenn die Pflicht greift.

Für Asset-Manager und Fondsgesellschaften

Für institutionelle Bestandshalter, die Gewerbeimmobilienportfolios verwalten, ist § 106 GModG mehr als eine Compliance-Frage. Er verändert die Bewertungsgrundlage von Objekten und die Risikostruktur ganzer Portfolios.

Konkret: Objekte ohne PV-Anlage werden ab 2027 bzw. 2028 nicht mehr als gesetzeskonform gelten, sobald eine größere Dachsanierung ansteht. Das hat Auswirkungen auf die Vermietbarkeit, den ESG-Score und im Extremfall auf die Finanzierungsfähigkeit – denn Banken und Investoren bewerten die Klimakonformität von Immobilien zunehmend als Kreditrisikokriterium.

Empfehlenswert ist eine systematische Portfolio-Analyse: Welche Objekte werden bis 2030 sanierungspflichtig? Wo greift die Solarpflicht wann? Welche Objekte bieten die besten Bedingungen für eine wirtschaftliche PV-Anlage? Und für welche Objekte ist ein Contracting-Modell sinnvoller als eine Eigeninvestition?

Wer diese Fragen jetzt beantwortet, vermeidet später regulatorischen Druck und nutzt die wirtschaftlichen Chancen der Solarnutzung gezielt.

Fazit: Gesetzliche Pflicht und wirtschaftliche Chance

§ 106 GModG ist keine bürokratische Belastung, die es irgendwie zu erfüllen gilt. Er ist das Signal, dass die energetische Transformation des Gebäudebestands in Deutschland Fahrt aufnimmt – mit klaren Fristen, konkreten Schwellenwerten und echten Konsequenzen.

Für Unternehmen und Immobilieneigentümer im Gewerbesegment bedeutet das: Die Frage ist nicht mehr ob eine Solaranlage kommt, sondern wann und wie sie optimal integriert wird.

Wer jetzt plant, spart später Kosten, vermeidet Zeitdruck und kann das Potenzial der eigenen Dachfläche strategisch nutzen – ob durch Eigenverbrauch, Direktvermarktung oder als Bestandteil eines Energie-Contractings.

FAQ: Solarpflicht für Gewerbeimmobilien nach § 106 GModG

Der Beitrag Bundesweite Solarpflicht ab 2027: Was § 106 GModG für Gewerbeimmobilien bedeutet erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Was steckt hinter dem neuen KfW-Programm 570?

Die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) erweitert ihre Förderproduktfamilie im Bereich Erneuerbare Energien. Das neue Programm „Erneuerbare Energien Plus” (570) ergänzt das bestehende Standardprogramm 270 um eine Beihilfevariante – und richtet sich gezielt an Investoren, die ihren erzeugten Strom eigenständig vermarkten oder selbst verbrauchen, statt eine staatliche Einspeisevergütung nach dem EEG zu beziehen.

Das Förderziel ist klar formuliert: Der marktbasierte Ausbau erneuerbarer Energien soll gestärkt werden, insbesondere durch sogenannte Power Purchase Agreements (PPAs) – also Direktlieferverträge zwischen Stromerzeugern und Abnehmern, die unabhängig von Subventionen und Börsenstrompreisen eine planbare Vergütung sichern.

Warum ist das Programm besonders relevant für PV- und Speicherprojekte?

Wer heute in eine Photovoltaikanlage oder einen Batteriespeicher investiert und den Strom nicht über das EEG vermarkten möchte, hatte bislang weniger passende KfW-Optionen. Genau diese Lücke schließt das Programm 570.

Zu den ausdrücklich geförderten Anlagen und Investitionen gehören:

• Photovoltaikanlagen (Aufdach, Freifläche, Fassade)
• Batteriespeicher – auch nachträgliche Installation
• Stromspeicher einschließlich Pumpspeicherwerke
• Wärmespeicher und Wasserstoffspeicher
• Windkraftanlagen Onshore und Offshore
• Elektrische Wärmepumpen und Solarthermie
• Geothermieanlagen
• Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK)

Für Unternehmen mit Fokus auf Photovoltaik und Stromspeicherung ergibt sich damit eine attraktive Finanzierungslösung aus einer Hand: von der Stromerzeugung bis zur Speicherung – und zwar mit bis zu 100 % Finanzierung der förderfähigen Investitionskosten.

Auch für Contracting-Modelle geeignet

Auch PV-Contracting und Batteriespeicher-Contracting sind förderfähig. Das CUBE Contracting entspricht der Grundvoraussetzung: Der Contracting-Geber erfüllt die Antragsberechtigung, trägt das wirtschaftliche Risiko und ist zugleich Investor und Betreiber der Anlage. Das macht das Programm attraktiv für Unternehmen, die Energieprojekte für Dritte entwickeln und betreiben – ein Geschäftsmodell, das im Bereich gewerblicher PV und industrieller Energieversorgung zunehmend an Bedeutung gewinnt.

Die wichtigsten Konditionen im Überblick

Programm 570 oder Programm 270 – was passt besser?

Das neue Programm 570 und das bewährte Programm 270 sind eng verwandt, aber unterschiedlich ausgestaltet:

Programm 270 – Erneuerbare Energien Standard

• Beihilfefrei
• Kombinierbar mit vielen anderen öffentlichen Fördermitteln (z. B. Landesprogramme)
• Geeignet auch für Anlagen mit EEG-Vergütung

Programm 570 – Erneuerbare Energien Plus (NEU)

• Mit Beihilfe (AGVO / De-minimis)
• Ausdrücklich für marktbasierte Projekte ohne EEG oder vergleichbare Einspeisevergütung
• Kumulierung mit anderen Fördermitteln im Rahmen der Beihilfeobergrenzen möglich
• Geeignet für PPA-Modelle, Eigenverbrauch, Contracting

Wichtig: Wer bereits eine EEG-Vergütung, Förderung nach dem KWKG oder eine vergleichbare staatliche Einspeisevergütung erhält, kann das Programm 570 für diese Anlagen nicht nutzen – hier bleibt das Programm 270 die richtige Wahl.

Antragstellung: So funktioniert das Hausbankprinzip

Die KfW gewährt Kredite aus dem Programm 570 nicht direkt, sondern ausschließlich über Finanzierungspartner – also Banken und Sparkassen. Das Prinzip:

1. Finanzierungspartner auswählen (Hausbank, Sparkasse, Genossenschaftsbank)
2. Antrag stellen – vor Beginn des Vorhabens (Kaufverträge oder Baubeginne dürfen noch nicht vorliegen)
3. Finanzierungspartner leitet Antrag an die KfW weiter
4. Bei Kreditzusage: Abruf der Mittel innerhalb von 12 Monaten (verlängerbar)

Der Zinssatz wird am Tag der Zusage marktüblich festgelegt und richtet sich nach Bonität und Sicherheiten. Für noch nicht abgerufene Beträge fällt ab sechs Monate nach Zusage eine Bereitstellungsprovision an.

Ausblick: Weitere Förderprogramme im Rahmen des Deutschlandfonds

Parallel zum Start des Programms 570 arbeitet die KfW im Auftrag des Bundes an weiteren Finanzierungsinstrumenten für die Energieinfrastruktur – dem sogenannten Deutschlandfonds:

• „Investitionskredit Energieversorgung” mit Haftungsfreistellung – für regionale Energieversorger, Fokus auf Stromverteilung und Wärmeversorgung (geplanter Start: 1. Juli 2026)
• „KfW-Konsortialkredit Energieversorgung” – für größere Infrastrukturvorhaben (geplanter Start: 1. Juli 2026)
• „Erneuerbare Energien Plus mit Haftungsfreistellung” – marktbasierter EE-Ausbau mit erweitertem Risikoschutz (geplanter Start: 3. Quartal 2026)

Alle genannten Deutschlandfonds-Programme stehen noch unter dem Vorbehalt der Zustimmung des Bundes.

Fazit: Jetzt Vorhaben prüfen und frühzeitig planen

Das neue KfW-Programm „Erneuerbare Energien Plus” (570) ist eine wichtige Ergänzung des Förderangebots – insbesondere für Unternehmen, die in Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher oder Contracting-Modelle investieren und dabei auf marktbasierte Vermarktungswege (Direktvermarktung, PPA, Eigenverbrauch) setzen. Die Kombination aus bis zu 100 % Finanzierung, langen Zinsbindungen und hohem Kreditrahmen macht das Programm zu einem attraktiven Finanzierungsbaustein für gewerbliche Energieprojekte.

Da der Antrag vor Projektbeginn gestellt werden muss, empfiehlt sich eine frühzeitige Abstimmung mit dem Finanzierungspartner.

Der Beitrag KfW-Förderkredit „Erneuerbare Energien Plus” (Programm 570): Ab 18. Juni 2026 verfügbar – was gilt für PV- und Speicher-Projekte? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Dieser Beitrag gibt eine klare Antwort auf Basis des aktuellen Verfahrensstands (Mai 2026) und leitet daraus konkrete Handlungsempfehlungen für Betreiber von Batteriegroßspeichern ab.

Der offizielle Zeitplan der Bundesnetzagentur

Die MiSpeL-Festlegung ist kein einzelner Gesetzesakt, sondern ein mehrstufiges Regulierungsverfahren. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) führt es auf Basis ihrer Befugnisse aus § 85d EEG 2023 durch. Hier der Überblick über alle wesentlichen Meilensteine:

Entscheidend: Die gesetzliche Frist läuft bis zum 30. Juni 2026. Branchenverbände wie der bne (Bundesverband Neue Energiewirtschaft) fordern ein früheres Inkrafttreten noch im ersten Halbjahr 2026, um Einspeisespitzen im Sommer 2026 abzufedern. Ob die BNetzA die Frist vollständig ausschöpft, ist zum Zeitpunkt (Mai 2026) noch offen.

Was “Rechtskraft” hier wirklich bedeutet – eine wichtige Differenzierung

Viele Marktteilnehmer setzen “Rechtskraft der Festlegung” mit “sofort anwendbar” gleich. Das ist ein Irrtum, der bei der Investitionsplanung zu Fehlkalkulationen führen kann.

Rechtskraft ≠ sofortige Anwendbarkeit

Selbst wenn die BNetzA die Festlegung fristgerecht bis 30. Juni 2026 verabschiedet, greifen die neuen Optionen nicht automatisch direkt ab Juli 2026. Zusätzlich sind erforderlich:

• EU-Beihilfegenehmigung (noch ausstehend, insbesondere für die Abgrenzungsoption)
• Technische Umsetzung durch Netzbetreiber und Messstellenbetreiber
• Anpassung der Marktkommunikationsprozesse

Die vollständige Umsetzungspflicht für alle Netzbetreiber ist offiziell ab dem 1. Januar 2027 vorgesehen. In einer Übergangsphase zwischen Rechtskraft und Vollbetrieb sind bilaterale Abstimmungen mit Netzbetreibern die Regel – nicht die Ausnahme.

Für BESS-Betreiber bedeutet das: Die neue Abgrenzungsoption (§ 19 Abs. 3b EEG und § 21 Abs. 1 bis 4 EnFG), die einzige wirtschaftlich relevante Option für Anlagen ab 1 MWh, kann frühestens ab Anfang 2027 im regulären Betrieb genutzt werden – und auch das nur bei rechtzeitiger EU-Freigabe.

Warum Branchenverbände auf schnelles Inkrafttreten drängen

Der Druck auf die BNetzA kommt aus mehreren Richtungen – und er ist berechtigt:

• Netzstabilität: Einspeisespitzen: Ohne MiSpeL können Co-Location BESS den gespeicherten Grünstrom nicht marktoptimiert einsetzen. Das erhöht das Risiko von negativen Strompreisen und Curtailment.
• Investitionssicherheit: Fehlende Investitionsgrundlage: Projektentwickler und Industriekunden zögern bei neuen Batteriespeicher-Investitionen, solange der regulatorische Rahmen noch nicht final ist.
• Parallel laufende Entlastung: Ergänzend wirkt die EnWG-Novelle zum 1. Januar 2026, die die doppelte Netzentgeltbelastung bei rückgespeistem Speicherstrom abschafft. Dieser Schritt ist bereits rechtskräftig und verbessert die Wirtschaftlichkeit von Großspeichern sofort.

Was jetzt für Großspeicher-Betreiber zu tun ist

Die Zeit bis zum Inkrafttreten ist keine passive Wartephase. Wer bereits einen großen Batteriespeicher betreibt und 2027 von Anfang an reibungslos in den MiSpeL-Betrieb einsteigen will, muss heute handeln – insbesondere in drei Bereichen:

1. Messtechnik vorbereiten

Die Abgrenzungsoption erfordert zwei intelligente Messsysteme mit 15-Minuten-Zeitintervallen: eines für die EE-Einspeisung, eines für den Netzstrombezug durch den Speicher. Diese Systeme müssen beim zuständigen Messstellenbetreiber beauftragt und installiert werden – das dauert in der Praxis mehrere Monate.

2. Direktvermarktungsstruktur prüfen

Voraussetzung für die Nutzung beider neuer Optionen ist die Direktvermarktung des erzeugten Stroms. Wer noch über die feste Einspeisevergütung abrechnet, muss prüfen, ob und wann ein Wechsel sinnvoll ist. Für die Pauschaloption gilt dies ebenfalls – obwohl diese für Großspeicher (ab ca. 1 MWh) wirtschaftlich kaum relevant ist, da sie auf Anlagen bis 30 kWp begrenzt ist.

3. EnWG §118 Abs. 6 nicht verpassen

Parallel zu MiSpeL gibt es eine zeitkritische Förderregelung: Die Netzentgeltbefreiung nach §118 Abs. 6 EnWG gilt für Batteriespeichersysteme, die bis zum 4. August 2029 in Betrieb genommen werden, für 20 Jahre. Vor dem Hintergrund eines Planungsvorlaufes von 6 bis 12 Monaten sollte die Projektentwicklung spätestens jetzt beginnen.

Was noch offen ist – und welche Risiken Investoren kennen sollten

MiSpeL schafft Planungssicherheit, aber nicht vollständig. Drei Punkte bleiben zum heutigen Stand (Mai 2026) ungelöst:

• EU-Beihilfegenehmigung: Kein konkretes Datum ist noch nicht bekannt. Ohne sie ist die Abgrenzungsoption nicht anwendbar.
• Bestandsanlagen: Wie bestehende EE-Anlagen mit nachgerüstetem BESS in die neuen Regelungen integriert werden, ist noch nicht abschließend geklärt.
• Netzentgeltreform: Wie sich die AgNes-Netzentgelte 2029 berechnen ist noch offen. Fragen zur Netzentgeltprivilegierung von Speichern sind Gegenstand eines separaten BNetzA-Verfahrens.

Für Investoren in Großspeicherprojekte bedeutet das: MiSpeL ist ein notwendiger, aber kein hinreichender Schritt. Die wirtschaftliche Gesamtrechnung hängt auch vom Ausgang der AgNes-Festlegung ab.

Fazit: Vorbereitung jetzt, Marktstart 2027

MiSpeL wird mit hoher Wahrscheinlichkeit bis zum 30. Juni 2026 rechtskräftig. Der praktische Marktbetrieb – insbesondere für die Abgrenzungsoption, die für Großspeicher entscheidend ist – startet realistischerweise Anfang 2027. Die Vollautomatisierung der Marktkommunikation folgt ab April 2027.

Das Zeitfenster für Vorbereitung bestehender Batteriespeicher ist knapp. Wer die Messtechnik, die Direktvermarktungsstruktur und die Projektplanung (inkl. §118 EnWG) jetzt angeht, kann 2027 vom ersten Tag an profitieren. Wer wartet, riskiert nicht nur verpasste Erlöspotenziale, sondern auch Engpässe bei Messstellenbetreibern und Netzbetreibern, die in der Umsetzungsphase stark gefragt sein werden.

Für neue BESS-Projekte ist jetzt der Zeitpunkt günstig. Die Voraussetzungen für Technik, Messstellen und EMS liegen vor und das Zeitfenster bis zum August 2029 ist noch offen.

Der Beitrag MiSpeL 2026: Wann gilt die Festlegung und was bedeutet das für BESS-Projekte? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Genau hier setzt die SPK an. Sie gleicht einen definierten Teil dieser indirekten CO₂-Kosten aus und soll verhindern, dass Unternehmen ihre Produktion in Länder außerhalb der EU verlagern, in denen keine vergleichbaren Klimaschutzauflagen gelten. Dieser Effekt wird als Carbon Leakage bezeichnet.

Die SPK gibt es in Deutschland seit 2013, als Folge des reformierten europäischen Emissionshandels (EU ETS Phase III, 2013–2020). Erst mit den neuen EU-Beihilfeleitlinien für ETS Phase IV seit 2021 stiegen die Fördervolumina. Ihre zentrale Grundlage ist die EU-Emissionshandelsrichtlinie (Europäische Union, Richtlinie 2003/87/EG, insbesondere Art. 10a Abs. 6). Zuständige Behörde für Antragstellung und Abwicklung ist die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) im Umweltbundesamt.

Die SPK ist damit kein allgemeines Energiepreissubventionsprogramm, sondern ein zielgerichtetes Instrument der europäischen Klimapolitik. Sie soll sowohl den Industriestandort als auch die ökologische Wirksamkeit des EU-ETS sichern. Im Gegenzug schafft der Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) ein CO₂-Grenzausgleichssystem, das Importwaren in die EU mit den gleichen EU-ETS-Preisen belegt.

Welche Unternehmen sind antragsberechtigt?

Grundsätzlich können energieintensive Unternehmen aus beihilfefähigen Sektoren und Teilsektoren einen Antrag stellen. Beihilfeberechtigt sind Unternehmen deren Wirtschaftszweig in der Teilliste I des Anhangs I der KUEBEL gelistet sind. Die Europäische Kommission legt zusätzlich in ihren Leitlinien für staatliche Beihilfen im Zusammenhang mit dem EU-ETS fest, welche Branchen als gefährdet gelten und damit Anspruch auf Kompensation haben können. Mit der Erweiterung zum 2026er Rahmen wurde die Liste der anspruchsberechtigten Sektoren ausgeweitet, sodass mehr Branchen grundsätzlich in Betracht kommen.

Typische begünstigte Branchen sind unter anderem:

• Stahl- und Aluminiumproduktion
• Chloralkali-Elektrolyse und Chlorchemie
• Papier- und Zellstoffindustrie
• Glasherstellung
• Zementproduktion
• Hersteller von Batterien und bestimmten Kunststoffen

Neben der Sektorzugehörigkeit müssen Unternehmen weitere Voraussetzungen erfüllen, insbesondere im Hinblick auf Mindestverbrauchsmengen und die Einhaltung ökologischer Auflagen.

Die Entlastung selbst berechnet sich auf Basis der indirekten CO₂-Kosten des Strombezugs, eines spezifischen CO₂-Faktors und der maximal zulässigen Beihilfeintensität. Für Deutschland wird in den aktualisierten Leitlinien ein Emissionsfaktor von 0,73 t CO₂/MWh zugrunde gelegt. Für bestehende beihilfefähige Sektoren steigt die maximale Beihilfeintensität ab 2026 von bislang 75 % auf 80 %. Neu aufgenommene Sektoren starten in der Regel mit einer Einstiegsquote von 75 %.

SPK gilt als Förderung mit Haushaltsvorbehalt

Für die SPK sieht der Bundeshaushalt für 2026 rund 3 Mrd. Euro aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) vor. Dies sind etwa 10,2 % gesamten Strompreisförderung. Es besteht kein unbedingter Zahlungsanspruch und sie steht unter Haushaltsvorbehalt. Die Strompreiskompensation ist eine staatliche Förderung, die nur im Rahmen der verfügbaren Haushaltsmittel gewährt wird. Es gibt also keinen einklagbaren Rechtsanspruch darauf, dass der Staat Geld auszahlt, wenn der dafür vorgesehene Topf im Bundeshaushalt leer ist.

Antragstellung und Fristen

Die Strompreiskompensation wird nachträglich für das jeweils abgelaufene Abrechnungsjahr beantragt. Für das Abrechnungsjahr 2025 läuft die Antragsfrist regulär bis zum 30. Juni 2026. Unternehmen sollten die Antragsvorbereitung frühzeitig beginnen, da umfangreiche Nachweise über Energieverbrauch, Produktionsmengen und die Erfüllung der ökologischen Konditionalitäten erforderlich sind.

Für kleinere Antragsteller mit einer erwarteten Gesamtbeihilfe von bis zu 100.000 Euro bestehen vereinfachte Verfahren. Statt eines vollständigen Prüfungsberichts kann in diesen Fällen ein Prüfvermerk ausreichen.

Welche Pflichten müssen Unternehmen erfüllen?

Energiemanagementsysteme: Gestaffelte Anforderungen

Die Berechtigung zur Strompreiskompensation ist an den Nachweis eines angemessenen Energiemanagementsystems geknüpft. Mit dem Energieeffizienzgesetz (EnEfG) wurden die Anforderungen vereinheitlicht und verschärft. Die Anforderungen richten sich nach dem durchschnittlichen Gesamtenergieverbrauch der vergangenen drei Kalenderjahre:

Ab einem Verbrauch von mehr als 7,5 GWh (früher oft 10 GWh) sind Unternehmen verpflichtet, ein zertifiziertes Energiemanagementsystem nach ISO 50001 oder ein validiertes Umweltmanagementsystem nach EMAS einzuführen und aufrechtzuerhalten.

Zwischen 2,5 GWh und 7,5 GWh müssen Unternehmen kein vollumfängliches ISO-50001- oder EMAS-System betreiben, aber sie sind verpflichtet, konkrete Umsetzungspläne für Endenergieeinsparmaßnahmen zu erstellen – in der Regel auf Basis von Energieaudits nach DIN EN 16247.

Unter 2,5 GWh können leichtere Nachweise ausreichen. Für SPK-berechtigte Unternehmen unterhalb der allgemeinen EnEfG-Schwellen ist beispielsweise die ISO 50005 (ein stufenweises Heranführen an ein vollständiges Energiemanagementsystem) oder die nachweisliche Teilnahme an einem zertifizierten Energieeffizienz- und Klimaschutznetzwerk anerkennungsfähig.

Ökologische Gegenleistungen: Mehr als nur Systeme

Das bloße Vorhandensein eines Energiemanagementsystems reicht für die SPK-Berechtigung nicht mehr aus. Im Rahmen der sogenannten Konditionalität müssen Unternehmen nachweisen, dass sie die im Rahmen ihres Managementsystems identifizierten wirtschaftlichen Energieeffizienzmaßnahmen auch tatsächlich umsetzen – oder alternativ einen erheblichen Teil ihres Strombezugs aus erneuerbaren Energien decken (Dekarbonisierungsnachweis).

Darüber hinaus gilt: Mindestens 50 % der gewährten Beihilfe müssen in Maßnahmen zur Emissionsminderung oder zur Senkung der Stromkosten reinvestiert werden. Dieser Reinvestitionsnachweis stellt sicher, dass die Förderung nicht allein zur Entlastung der laufenden Kosten genutzt wird, sondern auch zur aktiven Dekarbonisierung des Unternehmens beiträgt.

SPK und der 5-Cent-Industriestrompreis: Wahlrecht statt Kombination

Ein häufig diskutierter Aspekt betrifft das Verhältnis zwischen Strompreiskompensation und dem geplanten staatlich gestützten Industriestrompreis, der den Bezugspreis für ein definiertes Basisvolumen auf 5 ct/kWh deckeln soll. Zudem ist diese Entlastung der Industrie nur bis Ende 2028 geplant.

Beide Instrumente lassen sich beihilferechtlich nicht für dieselbe Strommenge kombinieren. Unternehmen müssen für jedes Abrechnungsjahr eine eindeutige Entscheidung treffen, welches Instrument sie in Anspruch nehmen wollen.

Das bedeutet in der Praxis erheblichen planerischen Aufwand. Da die SPK auf Basis des aktuellen CO₂-Zertifikatepreises (EUA) und produktspezifischer Benchmarks berechnet wird, schwankt ihr absoluter Wert mit dem EUA-Preis. Unternehmen müssen am Jahresende genau gegenrechnen, ob der pauschale Preisdeckel des Industriestrompreises oder die klassische SPK-Kompensation unter den gegebenen Marktbedingungen vorteilhafter ist.

Kein Entweder-oder, sondern ein Sowohl-als-auch – auf unterschiedlichen Strommengen

Entscheidend ist dabei eine Perspektive, die in der Praxis oft unterschätzt wird. Industriestrompreis und Strompreiskompensation wirken nicht substitutiv, sondern zeitlich und funktional komplementär – sie adressieren unterschiedliche Stromverbrauchsblöcke. Unternehmen können also grundsätzlich für einen Teil ihres Verbrauchs den Industriestrompreis nutzen und für einen anderen Teil die SPK beantragen. Dies geht jedoch nur, sofern keine Überschneidung für dieselbe Strommenge entsteht.

Die langfristige Perspektive: SPK gewinnt an Gewicht

Eine weitere Dimension zeigt sich im Zeitverlauf bis 2030 sofern der Industriestrompreis fortgeführt wird. Mit sinkenden Terminmarktpreisen verliert er als preisbasierte Brückenlösung strukturell an Relevanz. Die Entlastungswirkung nimmt ab, weil der Marktpreis sich dem gedeckelten Niveau annähert. Die Strompreiskompensation hingegen gewinnt langfristig an Wirkung, da sie unmittelbar am CO₂-Preis des EU-ETS ansetzt, der perspektivisch weiter steigt.

Der Industriestrompreis ist damit vor allem als Brückeninstrument für die kommenden Jahre zu verstehen, während die SPK das strukturell wirkungsstärkere und dauerhaftere Entlastungsinstrument bleibt.

Kombinierbare Entlastungen

Unabhängig von der Wahl zwischen Industriestrompreis und SPK bleiben andere Entlastungsmechanismen kombinierbar. Die auf das EU-Minimum abgesenkte Stromsteuer (0,05 ct/kWh) sowie reduzierte Netzentgelte dürfen weiterhin mit beiden Modellen genutzt werden, solange die allgemeinen EU-Kumulierungsgrenzen eingehalten werden.

Für Unternehmen in stromintensiven Branchen wie Stahl, Chemie, Papier, Glas und Batterieproduktion kann die geschickte Nutzung dieser Instrumente die effektiven Stromkosten erheblich senken und damit Standort- und Investitionsentscheidungen maßgeblich beeinflussen.

Die aktuelle Diskussion: Zwischen Standortsicherung und Transformation

Die Strompreiskompensation steht zunehmend im Spannungsfeld zwischen industriepolitischen, haushaltspolitischen und klimapolitischen Anforderungen. Angelegt ist sie derzeit als dauerhaftes EU-Instrument bis mindestens 2030 und wird immer wieder verlängert, angepasst oder ausgeweitet.

Kritiker aus der Wissenschaft und von Umweltverbänden bemängeln jedoch, dass die SPK in ihrer jetzigen Form primär den Status quo absichere. Sie setze nicht genügend Anreize für echte grüne Investitionen. Angesichts knapper öffentlicher Haushalte werde die Frage lauter, ob die Subventionierung weniger Arbeitsplätze mit Steuermitteln in dieser Größenordnung gerechtfertigt sei.

Demgegenüber hält die Industrie an der SPK als unverzichtbarem Standbein fest: Deutsche Strompreise liegen strukturell über dem internationalen Niveau, und ohne verlässliche Kompensation drohe ein schleichender Verlust von Kernindustrien.

Langfristig stellt sich zudem die Frage nach dem Verhältnis zur SPK und dem europäischen CO₂-Grenzausgleichsmechanismus (CBAM). Der CBAM soll Importe aus Drittstaaten mit äquivalenten CO₂-Kosten belasten. Da er jedoch primär auf direkte Emissionen abzielt und indirekte Emissionen über den Stromverbrauch rechtlich und technisch komplex einzubeziehen sind, spricht sich die Industrie dafür aus, die Strompreiskompensation mindestens bis zum Ende der laufenden EU-Beihilfeperiode im Jahr 2030 beizubehalten.

Strategische Weichenstellung für energieintensive Unternehmen

Die Strompreiskompensation ist im Jahr 2026 weit mehr als ein bürokratischer Routineantrag – sie ist ein strategisches Steuerungsinstrument im Energiemanagement. Die Erhöhung der maximalen Beihilfeintensität auf 80 % und die Ausweitung der berechtigten Sektoren bieten echten Spielraum zur Standortsicherung. Gleichzeitig zeigt die Koppelung an das Energieeffizienzgesetz (EnEfG) und die Pflicht zur Reinvestition von 50 % der Beihilfe unmissverständlich: Der Staat federt Kosten ab, fordert im Gegenzug aber messbare Fortschritte bei der Dekarbonisierung.

Für Unternehmen kommt es jetzt auf zwei Kernkompetenzen an:

1. Präzises Rechnen: Durch den komplementären Einsatz von SPK und dem 5-Cent-Industriestrompreis auf unterschiedlichen Strommengen müssen Beschaffungs- und Controlling-Abteilungen exakt analysieren, welches Modell für welchen Verbrauchsblock die maximale Entlastung bringt.
2. Frühzeitige Compliance: Da die Frist für das Abrechnungsjahr 2025 am 30. Juni 2026 endet und die Anforderungen an Audits, ISO-Zertifizierungen und den Nachweis ökologischer Gegenleistungen hoch sind, ist eine frühzeitige und lückenlose Dokumentation der Schlüssel zum Erfolg.

Wer die Klaviatur der kombinierbaren Entlastungen beherrscht und die SPK als Transformationsbeschleuniger nutzt, sichert sich in einem volatilen Marktumfeld entscheidende Wettbewerbsvorteile.

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Das EEG 2027 führt einen Refinanzierungsbeitrag (RB) als Umsetzung des zweiseitigen Differenzvertrags (CfD) ein – ohne Systembruch, aber mit erheblichen Änderungen für Betreiber geförderter Anlagen ab 100 kW.

• Die bisherige beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 läuft am 31. Dezember 2026 aus. Ohne neue EU-Genehmigung sind ab dem 1. Januar 2027 keine neuen EEG-Förderungen mehr zulässig.
• Das geplante Inkrafttreten des deutschen EEG 2027 ist der 1. Januar 2027 – ein ambitionierter Zeitplan, der von der EU-Beihilfegenehmigung abhängt.
• Anlagenbetreiber sollten jetzt verstehen, wie der Refinanzierungsbeitrag funktioniert und was sich gegenüber der heutigen Marktprämie ändert.

Hintergrund: Warum kommt das EEG 2027?

Wer den Beitrag von 2023 zu den EU-Differenzverträgen und dem Ende der Marktprämien gelesen hat, kennt die europäische Ausgangslage. Die EU-Strommarktreform 2024 legt in Art. 19d der EU-Strombinnenmarktverordnung (EBM-VO) verbindlich fest, dass Mitgliedstaaten für direkte Preisstützungssysteme – wie das deutsche EEG – spätestens ab dem 17. Juli 2027 zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Differences, CfD) oder gleichwertige Instrumente einführen müssen.

Gleichzeitig läuft die EU-Beihilfegenehmigung für das EEG 2023 zum 31. Dezember 2026 aus. Zwei unabhängige Fristen erzeugen damit erheblichen Handlungsdruck auf den deutschen Gesetzgeber. Der Referentenentwurf des EEG 2027 (Stand: 21. April 2026) liegt vor, ein Arbeitsentwurf war bereits im Januar 2026 bekannt. Parallel läuft das Netzpaket, das mit einem eigenen Referentenentwurf (Stand: 17. April 2026) auf die Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau abzielt.

Vom CfD-Konzept zum Refinanzierungsbeitrag: Welche Option hat Deutschland gewählt?

Die EU-Vorgabe lautet: zweiseitige Differenzverträge – aber wie genau diese aussehen sollen, lässt die EBM-VO offen. Das BMWK hatte im Papier “Strommarktdesign der Zukunft” (August 2024) vier grundlegende Handlungsoptionen skizziert:

Optionen im BMWK-Konzeptpapier

Option 1 hätte das bestehende Modell der gleitenden Marktprämie weitgehend beibehalten und um einen Rückzahlungsmechanismus mit Marktwertkorridoren ergänzt. Die Abschöpfung hoher Markterlöse hätte also erst eingesetzt, wenn bestimmte Schwellenwerte überschritten werden.

Für Option 2 – und damit die nun gewählte Lösung – hat sich der Gesetzgeber schließlich entschieden: ein produktionsabhängiger zweiseitiger Differenzvertrag ohne Marktwertkorridore. Überschreitet der Jahresmarktwert den anzulegenden Wert, wird die Differenz unmittelbar abgeschöpft. Eine dämpfende Korridorlogik gibt es nicht.

Die Optionen 3 und 4 sahen dagegen produktionsunabhängige Modelle vor. Die Vergütung wäre dabei nicht an die tatsächlich erzeugte Strommenge gekoppelt gewesen, sondern beispielsweise an installierte Leistung oder die Bereitstellung von Kapazitäten. Zwischenzeitlich wurden zudem Hybridmodelle diskutiert, die produktionsabhängige und produktionsunabhängige Elemente kombinieren.

Warum fiel die Wahl auf Option 2?

Der zentrale Grund ist die Systemkontinuität. Das bestehende EEG-Fördersystem basiert vollständig auf der gleitenden Marktprämie und damit auf produktionsabhängigen Zahlungen. Ein Wechsel zu einem produktionsunabhängigen Modell hätte einen grundlegenden Systemwechsel bedeutet – mit erheblichen Auswirkungen auf bestehende und geplante Projekte.

Option 2 knüpft dagegen direkt an das bekannte Marktprämienmodell an und ergänzt es lediglich um eine Rückzahlungskomponente nach oben. Für Anlagenbetreiber bleibt die Grundlogik damit erhalten: In Niedrigpreisphasen ändert sich nichts. Erst wenn der Jahresmarktwert den im Ausschreibungsverfahren ermittelten anzulegenden Wert übersteigt, wird die Differenz zurückgezahlt.

Der Refinanzierungsbeitrag als deutsche CfD-Umsetzung

Genau an dieser Stelle verbindet sich das europäische CfD-Konzept mit dem deutschen EEG-System: Der Refinanzierungsbeitrag (RB) ist der gesetzliche Mechanismus, mit dem die Rückzahlungskomponente des zweiseitigen CfD umgesetzt wird.

Der RB integriert den CfD-Gedanken in das bestehende Fördersystem, ohne dieses grundlegend umzubauen. Gleichzeitig begrenzt er zusätzliche Erlöse in Hochpreisphasen: Anlagenbetreiber können dann nicht mehr unbegrenzt von außergewöhnlich hohen Strompreisen profitieren. Die daraus entstehenden Einnahmen fließen in das EEG-Konto und tragen zur Finanzierung des Gesamtsystems bei.

Wie funktioniert der Refinanzierungsbeitrag (RB)?

Nach § 20a EEG-Entwurf soll der Refinanzierungsbeitrag das Herzstück des EEG 2027 sein. Er ersetzt die bislang fehlende Obergrenze durch einen echten zweiseitigen Mechanismus – produktionsabhängig, wie von der EBM-VO gefordert.

Wer zahlt an wen?

Betreiber von Anlagen, die über die Marktprämie gefördert werden und eine installierte Leistung von mindestens 100 kW haben, zahlen den Refinanzierungsbeitrag an den Netzbetreiber. Ausgenommen sind grundsätzlich Biomasseanlagen – mit einer wichtigen Gegenausnahme: Klär- und Deponiegas bleibt einbezogen.

Wann wird der RB fällig?

Der Refinanzierungsbeitrag entsteht nur in Jahren, in denen der technologiespezifische Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert liegt (§ 23a i. V. m. Anlage 1 EEG-Entwurf). Er berechnet sich wie folgt:

RB = Jahresmarktwert (JW) – anzulegender Wert (AW)

Kein Marktwertkorridormodell mehr – die bisherige Dämpfung entfällt vollständig. Der RB fällt für jede erzeugte und eingespeiste Kilowattstunde an, einschließlich zwischengespeicherten Stroms.

Angepasster RB bei niedrigen Spotmarktpreisen

Für Viertelstunden, in denen der Spotmarktpreis sehr niedrig ist, gilt ein angepasster Refinanzierungsbeitrag:

RB (angepasst) = Spotmarktpreis – Mindesterlös

Dies greift, wenn der Spotmarktpreis kleiner oder gleich RB + Mindesterlös ist. Der Mindesterlös beträgt:

• 1,5 ct/kWh für Offshore-Windkraft
• 0,5 ct/kWh für Solaranlagen
• 1,0 ct/kWh für sonstige Anlagen

Ziel dieser sog. „dynamischen Abschöpfung” ist es, Anreize zu erhalten, auch bei schwach positiven Preisen Strom zu erzeugen und einzuspeisen. Wichtig: Weder der reguläre RB noch der angepasste RB können einen negativen Wert annehmen – Anlagenbetreiber werden also nicht für das Einspeisen in Stunden mit negativen Preisen zusätzlich belastet.

Ausstieg & Wechsel: Was ändert sich für Direktvermarkter?

Ein einmaliger Ausstieg aus dem System ist möglich. Betreiber können die Abschöpfung durch den Refinanzierungsbeitrag einmalig verlassen – allerdings nur bis zum Ablauf des 10. Kalenderjahres (§ 20b EEG-Entwurf). Sofern dies bis dahin nicht geschehen ist, gilt der Mechanismus für die verbleibende Förderdauer uneingeschränkt. Ein Wiedereintritt ist dann nicht mehr möglich.

Ein Wechsel zwischen geförderter Direktvermarktung (mit Marktprämie) und sonstiger Direktvermarktung bleibt grundsätzlich ebenfalls möglich. Neu ist jedoch: Auch in der sonstigen Direktvermarktung greift die Zahlungspflicht für den Refinanzierungsbeitrag (§ 21a Abs. 2 EEG-Entwurf). Wer also aus der geförderten Direktvermarktung in Hochpreisphasen herauswechselt, um der Abschöpfung zu entgehen, wird künftig dennoch erfasst. Diese Neuregelung schließt eine wesentliche Lücke des bisherigen Systems.

Fälligkeit & Aufrechnung: Praktische Abwicklung

Gemäß § 26 EEG-Entwurf wird der Anspruch des Anlagenbetreibers auf die Marktprämie (§ 19 Abs. 1) fällig, sobald er seine Datenpflichten nach § 71 Abs. 1 erfüllt hat. Der Anspruch des Netzbetreibers auf den Refinanzierungsbeitrag (§ 20a Abs. 3) wird vier Wochen nach Zugang der Endabrechnung des Netzbetreibers fällig. Das bisherige System monatlicher Abschläge mit Jahresabrechnung entfällt damit vollständig. Das ist eine deutliche Vereinfachung der Abwicklung.

Gemäß § 27 EEG-Entwurf können Netzbetreiber ihre Ansprüche auf den Refinanzierungsbeitrag (§ 20a Abs. 3) mit den Marktprämienansprüchen des Anlagenbetreibers aufrechnen. Ebenso dürfen sie ihre Ansprüche aufrechnen, wenn der Umlageschuldner zugleich Anlagenbetreiber ist. Dies erleichtert die praktische Abwicklung erheblich.

Künftige Evaluierungen bei Auswirkungen auf Intraday- und andere Märkte

Das EEG 2027 enthält eine wichtige Sicherheitsklausel: Das BMWE (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie) ist verpflichtet, bis zum 31. Juli 2029 zu evaluieren (§ 99a EEG-Entwurf),

• ob und in welchem Umfang das neue Marktprämien-System mit Refinanzierungsbeitrag Marktpreise auf anderen Märkten als dem Spotmarkt – insbesondere bei Intraday Trading – abschwächt,
• welche Effekte sich daraus für das gesamtwirtschaftlich effiziente Funktionieren der Strommärkte einschließlich des EU-Strombinnenmarkts ergeben.

Sollten dabei substanzielle Wechselwirkungen und wesentliche Beeinträchtigungen festgestellt werden, muss das BMWE gesetzliche Anpassungsvorschläge vorlegen, die spätestens ab dem 1. Januar 2031 wirksam werden.

EU-Beihilferecht: Der kritische Faktor für den Zeitplan

Die beihilferechtliche Ausgangslage

Die EU-Beihilfegenehmigung für das EEG 2023 endet am 31. Dezember 2026. Neue oder wesentlich geänderte Förderregelungen – wie die Einführung eines CfD-Mechanismus – unterliegen dem beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt (§ 102 EEG-Entwurf). Die Förderregeln des EEG 2027 dürfen erst nach EU-Genehmigung angewendet werden.

Was passiert ohne neue Genehmigung? Das EEG 2023 selbst enthält keine Befristung und gilt grundsätzlich fort. Jedoch sind ab dem 1. Januar 2027 keine neuen EEG-Förderungen mehr zulässig, da das beihilferechtliche Durchführungsverbot aus Art. 108 Abs. 3 S. 3 AEUV unmittelbar gilt – Verwaltung und Gerichte sind daran gebunden, und die EU-Kommission kann bei Zuwiderhandlung einstweilige Maßnahmen ergreifen.

Wie lange dauert das Genehmigungsverfahren?

Die Prozesse sind komplex und umfassen Vorabkontakte (Pränotifizierung), formale Notifizierungen und Prüfungen durch die EU-Kommission mit Abstimmungsrunden. Erst im Anschluss folgt der Vereinbarkeitsbeschluss. Parallel dazu kann jedoch schon das nationale Gesetzgebungsverfahren (Kabinett, Bundestag, Bundesrat) eingeleitet werden. Erst wenn beides abgeschlossen ist, starten die neuen Förderungen.

Erfahrungsgemäß liegt Deutschland bei der Dauer von Genehmigungsverfahren im europäischen Mittelfeld. Üblich sind Zeitspannen zwischen 6 Monaten oder 2 Jahren und länger. Die EEG-Novellen 2021 und 2023 dauerten jeweils ca. 10 Monate und das Solarpaket I ist beispielsweise nach 2 Jahren immer noch nicht vollständig gültig. Das Solarspitzen-Gesetz ist bereits seit knapp 1 ½ Jahren in Umsetzung.

Zum Vergleich: CfD-Systeme anderer EU-Mitgliedstaaten wurden genehmigt in ca. 2 Monaten (Polen), ca. 9 Monaten (Griechenland), ca. 12 Monaten (Dänemark) und ca. 16 Monaten (Italien). Die Dauer hängt stark von der Ausgestaltung der Förderregelung und der nationalen Verfahrenssituation ab.

Vergleich mit den EU-Vorgaben aus Art. 19d EBM-VO: Wo steht der aktuelle EEG-Entwurf?

Art. 19d EBM-VO definiert, wann die CfD-Pflicht für welche Technologien und Projekte gilt und welche Ausnahmen möglich sind. Ein direkter Vergleich mit dem EEG 2027-Entwurf zeigt:

Marktintegration? Die EBM-VO verlangt Anreize für effizienten Betrieb und Marktteilnahme ohne verzerrende Wirkungen. Der EEG-Entwurf enthält keine Marktwertkorridore mehr, hat einen angepassten RB für Niedrigpreisphasen und ist derzeit nur auf den Day-Ahead-Markt ausgerichtet – ob das reicht, ist offen. Die Evaluierungspflicht bis 2029 ist als Antwort auf mögliche EU-Bedenken konzipiert. Bewertung: fraglich.

Welche Anlagen? Die EBM-VO erfasst Wind, Solar, Geothermie, Wasserkraft ohne Speicher und Atomkraft – mit Ausnahmemöglichkeit für Kleinanlagen unter 200 kW. Der EEG-Entwurf erfasst alle erneuerbaren Energien ab 100 kW außer Biomasse (mit Ausnahme Klär- und Deponiegas). Das ist breiter als EU-rechtlich gefordert – in der Bewertung positiv.

Ausschreibung? Die EBM-VO fordert grundsätzlich Ausschreibungen. Der EEG-Entwurf behält die bisherige Ausschreibungspflicht bei (§ 22 EEG-Entwurf). Bewertung: positiv.

Einnahmenverwendung? Die EBM-VO erlaubt Verwendung für Endkunden, Förderfinanzierung oder Investitionen zur Kostensenkung. Der EEG-Entwurf sieht das EEG-Konto vor (§ 14 S. 1 Nr. 4 EnFG-Entwurf). Bewertung: positiv.

Vertragsstrafe? Die EBM-VO schreibt Klauseln über Vertragsstrafen bei vorzeitiger einseitiger Beendigung vor. Im EEG-Entwurf ist hierzu keine Regelung vorgesehen. Bewertung: nicht erfüllt.

Kritische Punkte im EU-Beihilfeverfahren zum EEG 2027

Die Stiftung Umweltenergierecht identifiziert drei zentrale Problemfelder, die im EU-Verfahren relevant werden dürften:

1. Produktionsabhängig vs. -unabhängig

Die EU-Kommission betont in ihren Leitlinien für die Gestaltung zweiseitiger Differenzverträge (vom 19. Dezember 2025), dass produktionsabhängige CfDs verzerrte Anreize erzeugen können (“produce and forget”). Die Kommission präferiert produktionsunabhängige oder “fusionierte” CfD-Modelle. Die Leitlinien halten fest: “Die meisten dieser Probleme werden durch erzeugungsunabhängige zweiseitige Differenzverträge gelöst.” Der EEG-2027-Entwurf setzt jedoch zurzeit auf produktionsabhängige Abschöpfung – ein möglicher Diskussionspunkt.

2. Day-Ahead-Fokus

Der Refinanzierungsbeitrag bezieht sich auf den technologiespezifischen Jahresmarktwert, der auf Day-Ahead-Preisen basiert. Ob die damit verbundene Ausblendung von Intraday- und anderen Märkten den EU-Anforderungen genügt, ist offen – daher auch die Evaluierungspflicht.

3. Fehlende Regelungen bei Vertragsstrafen

Art. 19d EBM-VO verlangt explizit Strafklauseln bei vorzeitiger einseitiger Beendigung. Der EEG-Entwurf enthält diese nicht. Das ist der einzige klare formale Erfüllungsmangel gegenüber den EU-Vorgaben.

Vorläufiges Fazit: Minimalinvasiv – aber nicht ohne Risiken

Die Stiftung Umweltenergierecht stellt fest, dass der EEG 2027-Entwurf versucht, mit möglichst wenigen Eingriffen, die EU-Vorgaben umzusetzen. Ihre Bewertung fällt demnach differenzierter aus:

Der Refinanzierungsbeitrag baut auf dem bisherigen System auf und stellt eine minimalinvasive Umsetzung des CfD-Gedankens dar. Es gibt keinen grundlegenden Systembruch – die Marktprämie bleibt bestehen, wird aber durch den Rückzahlungsmechanismus in Hochpreisphasen ergänzt.

Die Vorgaben aus Art. 19d EBM-VO werden jedoch nicht vollständig eingehalten: Die fehlende Vertragsstrafenregelung ist ein klares Defizit. Ob die produktionsabhängige Ausgestaltung und der Day-Ahead-Fokus den EU-Anforderungen genügen, wird das Beihilfeverfahren zeigen.

Der Zeitdruck durch das Auslaufen der Beihilfegenehmigung zum 31. Dezember 2026 ist real. Die konkrete Dauer des EU-Genehmigungsverfahrens hängt von Vorabkontakten, weiteren inhaltlichen Änderungen und dem Zuschnitt des Notifizierungsverfahrens ab. Für Anlagenbetreiber und Projektentwickler bedeutet dies: Planungssicherheit erst, wenn die Genehmigung vorliegt.

Was bedeutet das für Betreiber geförderter EE-Anlagen?

Bestehende Anlagen, die heute über die gleitende Marktprämie gefördert werden, sollten folgende Punkte im Blick haben:

• Ab 100 kW und Marktprämienförderung: Der Refinanzierungsbeitrag greift in Jahren mit Jahresmarktwerten über dem anzulegenden Wert – die Hochpreisphasen der vergangenen Jahre (2021–2023) hätten also bereits zu Zahlungspflichten geführt.
• Keine monatlichen Abschläge mehr: Die Abrechnung erfolgt über die Jahresendabrechnung des Netzbetreibers, Fälligkeit vier Wochen danach.
• Wechselstrategie neu bewerten: Der Wechsel in die sonstige Direktvermarktung entzieht sich der Abschöpfung nicht mehr automatisch.
• Einmaliger Ausstieg: Das Opt-out aus der Abschöpfung ist einmalig möglich, muss aber bis zum Ende des 10. Kalenderjahres erklärt werden.
• Neue Projekte: Das Inkrafttreten des EEG 2027 hängt von der EU-Beihilfegenehmigung ab. Bis dahin gilt das EEG 2023 für laufende Förderungen weiter – neue Förderungen ab 1. Januar 2027 sind jedoch nur mit neuer Genehmigung möglich.

Quellen

Dieser Beitrag basiert auf dem Referentenentwurf des EEG 2027 (Stand: 21. April 2026), dem Arbeitsentwurf (Stand: 22. Januar 2026) sowie Informationen der Stiftung Umweltenergierecht. Für die Würzburger Studie Nr. 40 der Stiftung Umweltenergierecht (November 2025) zu den EU-rechtlichen Spielräumen bei der EEG-Reform wird auf die Originalquelle verwiesen. Das EEG 2027 befindet sich noch im Gesetzgebungsverfahren – alle Angaben beziehen sich auf den aktuellen Entwurfsstand und können sich noch ändern.

Der Beitrag Zweiseitige Differenzverträge (CfD) im EEG 2027: Was Betreiber jetzt wissen sollten erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Einen ausführlichen Grundlagenbeitrag zur AgNes-Reform haben wir hier zusammengefasst: Reform der Stromnetzentgelte — Hintergrund und Überblick

Warum eine Reform — und warum jetzt?

Die noch geltende Netzentgeltsystematik stammt aus einer Zeit, in der der Strom hauptsächlich aus großen Kohle-, Gas- und Atomkraftwerken stammte. Industriekunden zahlen ihren Leistungspreis auf Basis der Jahreshöchstlast: Ein einziger Spitzenwert — oft nur wenige Minuten im Jahr — bestimmt einen Großteil der Netzkosten. Dieses System setzt kaum Anreize für netzdienliches Verhalten.

Gleichzeitig verändert sich das Netz fundamental: dezentrale Einspeisung aus Photovoltaik und Wind, wachsende Zahl von Prosumern, Batteriespeicher, Wärmepumpen und E-Mobilität. Rückspeisungen erzeugen neue Netzbelastungen, die das alte Entgeltsystem nicht abbildet. Die Reform soll das ändern.

Zusätzlichen Druck erzeugt ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs zur Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde, das das Außerkrafttreten der StromNEV 2028 rechtlich besiegelt hat. Es gibt kein Zurück — die neue Systematik kommt.

Ein Grundmodell in der Diskussion: Kapazitätspreis & 2 Arbeitspreise

Im Zentrum der aktuellen Diskussion, steht ein Modell mit drei Entgeltkomponenten, das den bisherigen Leistungspreis ablösen könnte. Dazu veröffentlichte die Bundesnetzagentur Ende April 2026 “Orientierungspunkte” für den kurz bevorstehenden Expertenaustausch. Diese sehen folgendes System vor:

• Kapazitätspreis (KP): Der Netznutzer wählt seine Leistung in kW selbst. Diese frei gewählte Kapazität bildet die Grundlage für die Netzfinanzierung.
• Arbeitspreis 1 (AP1): Normaltarif für Verbrauch innerhalb der selbst gewählten Kapazität.
• Arbeitspreis 2 (AP2): Erhöhter Tarif bei Überschreitung der gewählten Kapazität — mit direktem Anreiz zur Einhaltung.

Der entscheidende Unterschied zum heutigen System: Die Kapazität wird nicht mehr rückblickend aus der Jahreshöchstlast ermittelt, sondern vom Netznutzer vorausschauend selbst definiert. Das schafft Planungssicherheit und setzt einen direkten Anreiz, das eigene Lastprofil gezielt zu optimieren.

Dynamische Anreizkomponente: Rabatte für Flexibilität

Ergänzend zum Grundmodell plant die BNetzA dynamische Entgeltkomponenten, die netzdienliches Verhalten systematisch honorieren. Wer auf Netz- oder Marktsignale reagiert und seine Last anpasst, zahlt weniger Netzentgelt. Die Höhe der Entlastung hängt von drei Kriterien ab:

• Ausmaß der Flexibilität: Spürbare Laständerungen ab ca. 3 % werden honoriert — je größer die Reaktion, desto höher die Entlastung.
• Verfügbarkeitsdauer: Wer Flexibilität dauerhaft, verlässlich und für längere Zeit anbieten kann, profitiert stärker als bei sporadischer und kürzerer Teilnahme.
• Reaktionsgeschwindigkeit: Kurzfristig aktivierbare Flexibilität — wie sie Batteriespeicher ermöglichen — wird besonders hoch bewertet.

Konkret geplant sind mehrere Zeitfenster mit drei Preisstufen (Hoch-, Normal- und Niedertarif), die einmal jährlich festgelegt und monatlich oder in mindestens zwei Quartalen abgerechnet werden. Damit wird Flexibilität zu einem messbaren, planbaren Renditefaktor.

Sonderentgelte für Industrie & Gewerbe: 2 Modelle in Pilotprojekten

Parallel zum allgemeinen Entgeltmodell erprobt die BNetzA seit Anfang 2026 zwei Ansätze für Industriekunden in Pilotprojekten. Das ursprünglich separate Verfahren zu Industrienetzentgelten (BK4-24-027) wurde im Juli 2025 in den AgNes-Prozess integriert, um eine konsistente Gesamtsystematik zu gewährleisten.

• Modell A — Spotmarktorientierte Flexibilität: Leistungspreise orientieren sich an Marktstress. Hohe Spotpreise und Systemlast erzeugen wenige, aber intensive Hochpreisfenster — mehrfach täglich, kurzfristig. Hohes Einsparpotenzial, aber hohe Anforderungen an Prognosesysteme und Dispatch-Qualität.

• Modell B — Netzdienliche Flexibilisierung: Leistungspreise basieren auf der realen Netzbelastung (Hochlastzeitfenster, HLZF). Planbare, stabile Zeitfenster mit moderaterem Aufschlag. Konservativerer Ansatz — und der plausibelste Einstieg ab 2029.

Ein erster Austausch zwischen teilnehmenden Unternehmen, BNetzA, BDI und DIHK fand am 19. Februar 2026 statt. Die Rabattierung soll sich an den prozentualen Netzentgeltreduktionen der Vorjahre orientieren, damit aus der Pilotteilnahme kein ungerechtfertigter Wettbewerbsvorteil entsteht.

Die zwei Batteriespeicher-Szenarien im Detail

Auf Basis der laufenden BNetzA-Konsultationen hat die Technik-Abteilung von CUBE CONCEPTS zwei wahrscheinliche Ausgestaltungsvarianten für die neuen Leistungspreisfenster abgeleitet. Beide bauen auf dem gleichen Grundmodell auf, unterscheiden sich aber in Dynamik, Preishöhe und Zeitstruktur. Sie beleuchten das künftige Einsparpotential durch Batteriespeicher im klassischen Behind-the-Meter-Betrieb (BTM). Sofern die bisher geplanten Hochpreiszeitfenster ab 2029 kommen, sollten Unternehmen ihre Spitzenlasten währenddessen deutlich reduzieren. Zentrale Ausgangspunkte der beiden Szenarien sind folgende:

Wichtiger Hinweis: Eine Reform wird kommen — die genaue Ausgestaltung steht jedoch noch nicht fest. Die beiden Szenarien sind keine Gewissheit, sondern Varianten auf Basis der aktuellen Konsultationen (Stand Februar 2026). Der erste Festlegungsentwurf folgt Mitte 2026.

Simulationsergebnisse: Was bedeutet das konkret?

Eine Standortsimulation für ein 1-MW/2-MWh-Batteriespeichersystem (Investition: 520.000 €) zeigt die Bandbreite des Business Case unter den verschiedenen regulatorischen Rahmenbedingungen. Hier lassen sich durch Lastspitzenkappung, Lastverschiebung und Eigenverbrauchsoptimierung die Bezugskosten wie folgt reduzieren:

Der entscheidende Hebel ist die Leistungspreiseinsparung: Sie steigt von heute gut 10.000 € auf bis zu 250.000 € im Szenario A. Die neue Systematik verlagert den Wert eines Batteriespeichers damit klar in Richtung Netzentgeltoptimierung.

Kontroverse Themen: Was die Energie-Branche ablehnt

Diese drei Punkte im gesamten AgNes-Prozess der BNetzA sind in der Energie-Branche besonders umstritten:

• Einspeiseentgelte: Die BNetzA möchte künftig auch Einspeiser (PV, Wind) an den Netzkosten beteiligen. Im März 2026 lehnten alle großen Verbände — BDEW, VKU, BEE, BDI und bne — diesen Ansatz in Stellungnahmen geschlossen ab.

• Verpflichtende Baukostenzuschüsse: Die BNetzA tendiert zu einer Ausweitung und Verpflichtung von Baukostenzuschüssen (BKZ). Auch hier gibt es erheblichen Widerstand.

• Komplexität der Dynamisierung: Der BEE begrüßt das Prinzip dynamischer Entgelte, mahnt aber an, die technischen Anforderungen nicht zu hoch anzusetzen und Übergangsmodelle mit verbindlichen Fristen zu verankern — damit der Umsetzungsdruck erhalten bleibt.

Zeitplan: Wo steht das Verfahren heute?

Nach der Verfahrenseröffnung und der ersten Veröffentlichung des Diskussionspapieres im Mai 2025 folgten im Sommer 2025 diverse Auftaktworkshops. Deren Auswertung zog sich bis Dezember als der erste Expertenworkshop zum “Grundmodell Netzfinanzierung & Niederspannung” startete. Etwa zeitgleich nahm im Winter die Arbeitsgruppe “dynamische Netzentgelte & Speicherentgelte” die interne Diskussion auf. Bei den Tagungen im Februar und März 2026 zum Thema “Einspeiseentgelte & Kostenwälzung” trafen die Experten auf großen Widerstand durch alle Verbände, so dass hier noch keine Ergebnisse zu erwarten sind.

Der hier vorgestellte Workshop und Expertenaustausch “Industrienetzentgelte” fand am 30. April 2026 statt und die ersten Pilotprojekte laufen seit Februar 2026. Teilnehmende Unternehmen und Netzbetreiber haben dabei 6 oder 12 Monate Zeit, neue individuelle Netzentgeltsysteme zu testen.

Nächste Milestones:

• Mitte 2026 – Erster förmlicher Festlegungsentwurf mit Konsultation (geplant)
• Ende 2026 – Finale Festlegung – Befassung Länderausschuss
• 2027–2028 – Umsetzung in Marktkommunikation und technische Systeme
• 1. Jan 2029 – Inkrafttreten der neuen Netzentgeltsystematik

Fazit: Flexibilität wird zum Renditefaktor

Das AgNes-Verfahren nimmt konkrete Konturen an. Mit dem Kapazitätspreismodell und den geplanten dynamischen Anreizkomponenten entsteht eine Systematik, die Flexibilität nicht mehr nur belohnt — sondern voraussetzt. Der Wert eines Batteriespeichers verlagert sich dabei klar in Richtung Netzentgeltoptimierung: Während Arbitrage-Erlöse vergleichsweise stabil bleiben, kann die Leistungspreiseinsparung ab 2029 auf ein Vielfaches des heutigen Niveaus steigen.

Für Unternehmen gilt: Eine Reform ist beschlossen, die Ausgestaltung folgt Mitte 2026. Ende Mai 2026 hat die BNetzA das hier beschriebene Modell bestätigt und einen AgNes-Zwischenbericht veröffentlicht. Ein erster Festlegungsentwurf soll in Kürze folgen. Wer jetzt analysiert, welche Leistungsspitzen er in künftigen Hochpreisfenstern kappen kann — und welche Investitionen sich dafür rechnen —, hat einen klaren Vorsprung. Die Pilotprojekte zeigen bereits, dass der Business Case für Batteriespeicher unter den neuen Rahmenbedingungen deutlich attraktiver wird.

FAQ

Der Beitrag AgNes-Netzentgelte 2029: Kapazitätspreis, Dynamisierung & Industriemodelle — Zwischenbericht Mai 2026 erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Dieser Beitrag bezieht sich auf die offizielle BAFA-Glossar Version 7.6 vom 01.04.2026, die hier einzusehen bzw. zum Download bereit steht.

Modul 3: Energiemanagement-Software und MSR-Technik

Modul 3 fördert Investitionen in Mess-, Steuer- und Regelungstechnik (MSR), Sensorik sowie gelistete Energiemanagement-Software. Dies ist das zentrale Fördermodul für den Einsatz von Energiemanagementsystemen (EMS) im Kontext von Photovoltaik und Batteriespeichern.

Was wird gefördert?

• Energiemanagement-Hardware (z. B. EMS-Gateway, MSR-Komponenten)
• Lizenzkosten für beim BAFA gelistete Energiemanagement-Software
• Cloudbasierte Softwarelösungen (zuwendungsfähig für den Bewilligungszeitraum)
• Blindstromkompensation (bei Einbindung in ein EMS)
• Sensorik und Datenlogger
• Steuerungs- und Regelungstechnik mit nachgewiesenem Energieeffizienzbezug

Nicht förderfähig nach Modul 3 sind Batteriespeicher, Wechselrichter, PV-Module, Lieferung des Gesamtsystems, Wartung, Updates und Lizenzverlängerungen nach Bewilligungszeitraum.

Technische Mindestanforderungen für Modul 3

Laut aktueller Übersicht muss bei der Beantragung von MSR- und Sensortechnik ein Systemkonzept eingereicht werden, aus dem die Einbindung der geförderten Technologie in ein beim BAFA gelistetes Energiemanagementsystem hervorgeht. Zusätzlich sind je nach Maßnahme folgende Unterlagen erforderlich:

• Datenerfassungsplan (bei Mess- und Sensortechnik)
• Wirkplan mit Zweck der Steuerung/Regelung (bei MSR-Technik)
• Stückliste der Aktoren und Sensoren

Wichtig: Die eingesetzte Energiemanagement-Software muss in der offiziellen BAFA-Liste förderfähiger Software geführt und in das Energie- bzw. Umweltmanagementsystem eingebunden werden.

Modul 4: Speicher für elektrische Energie & Prozessoptimierung

Modul 4 ist die weitestgehend technologieoffene Premiumförderung des EEW-Programms. Sie richtet sich an Maßnahmen zur Steigerung der Energie- und Ressourceneffizienz in industriellen und gewerblichen Prozessen – und ist damit das Modul mit dem breitesten Anwendungsbereich für PV- und Speicherprojekte im gewerblich-industriellen Kontext.

Voraussetzung ist stets ein Einsparkonzept mit nachgewiesenen Treibhausgaseinsparungen, das nach den Vorgaben der BAFA dokumentiert werden muss. Zusätzlich kann für ausgewählte Maßnahmen (Abwärmenutzung, Elektrifizierung, Wasserstoff) ein Dekarbonisierungsbonus von bis zu 10 Prozentpunkten bewilligt werden.

Was wird gefördert?

• Elektrochemische Speicher (Batteriespeicher) bei Nachweis CO₂-Einsparung gem. Infoblatt „CO₂-Faktoren”
• PV-Anlagen als Teil von Elektrifizierungsmaßnahmen – d. h. Umstieg von einem fossilen Energieträger auf Strom aus erneuerbaren Quellen (Prozessumstellung)
• Maßnahmen zur Elektrifizierung von Prozessen (inkl. Power-to-Heat bei Einhaltung der Vorgaben Anlage M4 Abschnitt 2.5.3)
• Prozess- und Verfahrensumstellungen zur Energie- und/oder Ressourceneinsparung
• Maßnahmen zur Nutzung von Prozessabwärme (Erschließung, Einspeisung in Wärmenetze, ORC-Verstromung)
• Optimierung von Anlagen zur Wärmeversorgung, Kühlung und Belüftung (bei überwiegen­dem Prozessbezug)
• Speicher für elektrische Energie (Kondensatorbänke, Batteriespeicher) bei Einhaltung CO₂-Vorgaben
• MSR/EMS-Technik alternativ zu Modul 3 – sofern Prozessbezug und Einsparkonzept vorliegen

Bereits EEG-geförderte Stromerzeugungsanlagen sind nach Modul 4 nicht förderfähig. Die gilt auch für Gasspeicher, Redundanzsysteme, gebrauchte Anlagen, Biomasse-Feuerungsanlagen (→ Modul 2), KWK-Anlagen (→ Modul 2), Maßnahmen ohne nachgewiesenes CO₂-Einsparpotenzial.

Photovoltaik im Kontext einer Elektrifizierung nach Modul 4

Photovoltaik ist in Modul 4 nicht als isolierte Stromerzeugungsmaßnahme förderfähig – die reine Erzeugung von elektrischer Energie stellt gemäß Glossar keinen Prozess im Sinne des Förderprogramms dar. Relevant wird PV dann, wenn sie integraler Bestandteil einer Elektrifizierungsmaßnahme ist: also wenn ein fossiler Energieträger durch Strom aus erneuerbarer Quelle ersetzt wird und die erzeugte Energie überwiegend für eigene Prozesse genutzt wird. Der maximale Gesamtzuschuss je zusammenhängendem Vorhaben beträgt 20 Millionen Euro.

Demnach muss der erzeugte PV-Strom direkt zur Herstellung von Produkten oder Erbringung von Dienstleistungen im Rahmen einer wirtschaftlichen Tätigkeit eingesetzt werden. Reine Stromerzeugung (ohne Prozessintegration) oder Maßnahmen, die überwiegend Nutzwärme in ein öffentliches Netz einspeisen, erfüllen diese Anforderung nicht. Die Einhaltung des Prozessbezugs ist im Einsparkonzept detailliert nachzuweisen.

Förderhöhe nach Unternehmensgröße

Die Fördersätze gelten vorbehaltlich der individuellen Förderfähigkeit und der jeweils aktuellen BAFA-Richtlinien:

Antragsverfahren: Der korrekte Ablauf

Für EEW-geförderte Maßnahmen darf man keine weiteren öffentlichen Beihilfen beantragen. Das Kumulierungsverbot umfasst auch EEG- und KWKG-Vergütungen sowie Bürgschaften mit Beihilfewert. Die Einhaltung ist im Verwendungsnachweis zu erklären. Hier die Schritte, die dabei eingehalten werden müssen:

Antragsberechtigte Unternehmen

Antragsberechtigt sind Unternehmen jeder Größe und Branche mit Betriebsstätte in Deutschland, die eine wirtschaftliche Tätigkeit nachweisen können. Kommunen und reine Eigenbetriebe sind nicht antragsberechtigt. Kommunale Unternehmen mit eigener Rechtsform und unabhängiger Rechtspersönlichkeit können unter bestimmten Voraussetzungen antragsberechtigt sein.

Nicht antragsberechtigt sind Privatpersonen, Behörden, Bildungseinrichtungen sowie Unternehmen ohne Betriebsstätte in Deutschland. Projekte, mit deren Umsetzung bereits vor Antragstellung begonnen wurde, sind grundsätzlich von der Förderung ausgeschlossen.

Der Beitrag BAFA-Bundesförderung EEW: Wissenswertes für PV- und BESS-Projekte erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Rekordwerte bei negativen Strompreisen

Am 1. Mai erreichten die Börsenstrompreise zwischen 13:15 und 14:30 Uhr mit -499,99 €/MWh nahezu die technisch definierte Preisuntergrenze. Ein derart starkes Preisniveau wurde zuletzt im Juli 2023 beobachtet. Im weiteren Tagesverlauf drehte der Markt deutlich: Am Abend stiegen die Preise auf bis zu 232,99 €/MWh (23,3 ct/kWh).

Damit ergab sich ein außergewöhnlicher Tages-Spread von 732,98 €/MWh. Dies war nicht nur ein Rekordwert bei negativen Strompreisen, sondern auch ein klares Signal für strukturelle Ungleichgewichte im Stromsystem.

Auch am 2. Mai setzte sich die Entwicklung fort: Preise fielen erneut auf bis zu -120 €/MWh. Hauptursache war die Kombination aus:

• hoher Solar- und Windstromstromproduktion
• geringer Nachfrage durch Feiertag und Wochenende
• begrenzten Flexibilitätsoptionen im Stromsystem

Stromsystem unter Druck: Überangebot zur Mittagszeit

In der Spitze lag die PV-Erzeugung am 1. Mai bei rund 46 GW, während die gesamte Stromerzeugung etwa 59 GW erreichte. Dem gegenüber stand eine vergleichsweise geringe Last von etwa 43 GW.

Das resultierende Überangebot wurde teilweise abgefangen durch:

• 5–6 GW Pumpspeicherleistung, die Strom aufnahmen
• rund 10 GW Stromexporte ins Ausland

Allerdings waren auch die Nachbarländer von hoher PV-Einspeisung betroffen, wodurch Exportkapazitäten und Nachfrage begrenzt blieben.

Redispatch: Eingriffe werden zur Regel

In solchen Situationen greifen Übertragungsnetzbetreiber verstärkt auf Redispatch-Maßnahmen zurück. Dabei werden Erzeugungsanlagen gezielt herunter- oder hochgefahren, um Netzengpässe zu vermeiden.

Die Konsequenzen:

• Abregelung von erneuerbaren Energien, insbesondere Photovoltaik
• steigende Systemkosten, da Betreiber für entgangene Einspeisung entschädigt werden
• zusätzliche Belastung für Netze und Marktmechanismen

Die Kosten für Redispatch steigen seit Jahren kontinuierlich und erreichen regelmäßig Milliardenhöhe. Hellbrisen verschärfen dieses Problem erheblich, da große Energiemengen kurzfristig aus dem System genommen werden müssen.

Warum negative Strompreise zunehmen

Negative Strompreise sind kein Einzelfall mehr, sondern Ausdruck eines strukturellen Trends. Die wichtigsten Treiber:

• Dynamischer Zubau von PV-Anlagen ohne gleichzeitigen Ausbau von Flexibilität
• Unflexible Erzeugungsstrukturen (z. B. konventionelle Kraftwerke mit Mindestlast)
• Nachfrageschwäche an Wochenenden und Feiertagen
• Begrenzte Speicher- und Lastverschiebungskapazitäten

Mit weiter wachsendem PV-Anteil wird sich dieses Muster künftig verstärken – insbesondere in den Mittagsstunden.

Batteriespeicher als Schlüssel zur Lösung

Der gezielte Ausbau von Batteriesgroßpeichern gilt als zentrale Antwort auf die Herausforderungen der Hellbrise. Sie können mehrere systemrelevante Funktionen übernehmen:

1. Aufnahme von Überschussstrom
Batteriespeicher laden gezielt bei negativen Preisen und verhindern so Abregelungen.

2. Stabilisierung der Strompreise
Durch Arbitrage glätten Speicher extreme Preisspitzen und reduzieren Volatilität.

3. Entlastung des Redispatch-Systems
Weniger Eingriffe durch Netzbetreiber bedeuten sinkende Systemkosten.

4. Bereitstellung von Regelenergie
Großspeicher können zusätzlich Primär- und Sekundärregelenergie liefern und so weitere Erlösquellen erschließen.

5. Integration erneuerbarer Energien
Speicher erhöhen die Aufnahmefähigkeit des Systems für zusätzliche PV-Leistung.

Fazit: Flexibilität entscheidet über Systemeffizienz

Die Hellbrise am ersten Maiwochenende 2026 zeigt deutlich: Der Ausbau erneuerbarer Energien allein reicht nicht aus. Ohne parallelen Aufbau von Flexibilitätsoptionen – insbesondere durch Batteriespeicher – steigen Systemkosten, Redispatch-Bedarf und Marktverwerfungen.

Für Unternehmen, Energieversorger und Investoren ergeben sich daraus klare Handlungsfelder:

• Integration von Speichern in Energieprojekte
• Nutzung von Preissignalen durch intelligente Vermarktung
• Kombination von PV-Anlagen mit Flexibilitätslösungen

Die Energiewende tritt damit in eine neue Phase ein: Nicht mehr nur Erzeugung, sondern Systemintegration wird zum entscheidenden Erfolgsfaktor.

Der Beitrag Hellbrise am 1. Maiwochenende 2026: Ursachen, Auswirkungen & Lösungen erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Batteriespeicher-Ausbau in Deutschland erreicht neue Höchststände

Nach aktuellen Auswertungen des Bundesverband Solarwirtschaft wurden im ersten Quartal 2026 mehr als zwei Gigawattstunden (GWh) neue Speicherkapazität installiert. Das entspricht einem Wachstum von rund 67 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum.

Insgesamt steigt der Batteriespeicher-Bestand in Deutschland damit auf etwa 28 GWh, verteilt auf rund 2,5 Millionen Anlagen. Diese Kapazität könnte rechnerisch den täglichen Strombedarf von rund drei Millionen Haushalten decken.

Besonders dynamisch entwickelt sich der Markt für Batteriegroßspeicher: Anlagen mit mehr als einer Megawattstunde Kapazität verzeichneten nahezu eine Vervierfachung des Zubaus.

Weltweit wächst Photovoltaik schneller als ihre Integration

Obwohl der PV-Zubau in Deutschland leicht stagniert, expandiert Solarenergie weltweit mit hoher Geschwindigkeit. Laut Analysen der britischen Non-Profif-Organisation und Energie-Think-Tanks Ember stieg die globale Solarstromerzeugung 2025 um rund 30 Prozent.

Die Herausforderung: Ein großer Teil dieser Erzeugung ist bislang nicht flexibel steuerbar. Ohne ausreichende Speicherkapazitäten kommt es weiterhin zu Abregelungen von PV-Anlagen – insbesondere bei Netzengpässen oder negativen Strompreisen.

Warum Batteriespeicher für die Energiewende entscheidend sind

Batteriespeicher übernehmen eine zentrale Funktion im Energiesystem:

• Netzstabilität sichern: Ausgleich von Erzeugungsschwankungen bei Wind- und Solarstrom
• Abregelung vermeiden: Speicherung statt Verlust von erneuerbarem Strom
• Lastmanagement optimieren: Nutzung von Strom genau dann, wenn er benötigt wird
• Systemkosten senken: Reduzierung des Bedarfs an fossilen Reservekraftwerken

Gerade im Zusammenspiel von Photovoltaik und Batteriespeicher – etwa in Co-Location-Konzepten – entsteht ein deutlich höherer systemischer Nutzen.

Was bedeutet Co-Location bei PV und Batteriespeichern?

Unter Co-Location versteht man die direkte Kombination von PV-Anlagen und Batteriespeichern an einem Standort. Der Vorteil:

• direkte und lokale Speicherung von Strom an der Erzeugungsanlage
• Reduzierung von Netzengpässen
• die Wirtschaftlichkeit der Anlage steigt
• gezielte Vermarktung von Flexibilität

Damit wird aus einer reinen Erzeugungsanlage ein steuerbarer Bestandteil des Energiesystems.

Marktbarrieren bremsen den weiteren Ausbau

Trotz des starken Wachstums sieht der Bundesverband Solarwirtschaft weiterhin regulatorischen Handlungsbedarf. Insbesondere folgende Punkte gelten als kritisch:

• komplexe und langsame Netzanschlussverfahren
• unklare oder nachteilige Netzentgeltregelungen
• fehlende Gleichbehandlung von Speichern in Ausschreibungen, wie im Rahmen des Netzpaketes
• begrenzte Anreize für systemdienliche Betriebsweisen

Ohne Anpassungen droht sich die Lücke zwischen Erzeugung und Flexibilität weiter zu vergrößern.

Fazit: Batteriespeicher werden zur Schlüsseltechnologie

Der starke Ausbau der Photovoltaik macht deutlich: Die Energiewende tritt in eine neue Phase ein. Nicht mehr die reine Erzeugung steht im Vordergrund, sondern deren Integration ins Energiesystem.

Batteriespeicher in Deutschland sind dabei die zentrale Voraussetzung, um erneuerbare Energien effizient, wirtschaftlich und netzdienlich zu nutzen.

Der aktuelle Rekordzubau ist ein wichtiger Schritt – entscheidend wird jedoch sein, wie schnell regulatorische Rahmenbedingungen und Marktmechanismen nachziehen.

FAQ

Der Beitrag Batteriespeicher in Deutschland: Rekordzubau trifft auf wachsenden Flexibilitätsbedarf erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Das Netzpaket 2026 ist kein Einzelgesetz, sondern ein regulatorisches Maßnahmenpaket mit weitreichenden Auswirkungen auf den Energiemarkt:

• Netzpaket
• EEG-Novelle
• StromVKG (Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätsgesetz)

Dieser Beitrag gibt einen aktuellen Überblick – und ordnet die zentralen Kritikpunkte ein.

1. Netzpaket: Netzengpässe werden zum neuen Regelfall

Das Netzpaket des BMWE unter Ministerin Katharina Reiche zielt primär darauf ab, den steigenden Druck der volatilen Märkte auf die Stromnetze zu adressieren. Die Instrumente sind jedoch umstritten.

Kapazitätslimitierte Netzgebiete

Netzbetreiber sollen künftig Regionen ausweisen können, in denen mehr als 3 % der Einspeisung abgeregelt werden. Diese „kapazitätslimitierten Netzgebiete“ könnten große Teile Deutschlands betreffen – insbesondere Regionen mit starkem PV- und Windausbau.

Kritik:
Die 3-%-Schwelle galt bislang europaweit als Indikator für ein gut ausgebautes Netz. Selbst im deutschen Netzausbauplan gilt diese Grenze noch als Standardwert und Deutschland lag 2025 mit rund 3,5 % im europäischen Mittelfeld. Kritiker argumentieren, dass hier ein Normalzustand zum Problemfall erklärt wird.

Redispatch-Vorbehalt ohne Entschädigung

Neue Erzeugeranlagen in diesen Netzgebieten fallen unter den Redispatch-Vorbehalt und sollen künftig keinen Anspruch auf Entschädigung bei Abregelung haben.

Auswirkung:

• Deutlich erhöhtes Investitionsrisiko
• Potenziell sinkende Projektfinanzierbarkeit
• Erwartbare juristische Auseinandersetzungen

Baukostenzuschüsse (BKZ)

Netzbetreiber erhalten das Recht, bis zu 15 % der Netzanschlusskosten auf Erzeuger umzulegen.

Einordnung:
Das verschiebt Netzausbauk

Reifegradbasierte Netzanschlüsse

Netzanschlüsse sollen künftig nach Projektfortschritt vergeben werden, um „Blockaden“ durch unausgereifte Projekte zu vermeiden.

Positiv:

• Effizientere Nutzung knapper Netzkapazitäten
• Schnellere Realisierung fortgeschrittener Projekte

2. EEG-Novelle: Marktintegration statt Förderung

Parallel zum Netzpaket wird das EEG grundlegend reformiert – mit klarer Stoßrichtung: weniger Förderung, mehr Markt.

Wegfall der Einspeisevergütung für kleine Anlagen & Pflicht zur Direktvermarktung ab 25 kWp

Neue kleinere PV-Anlagen erhalten künftig keine feste Einspeisevergütung mehr, sondern nur noch den Marktwert abzüglich Vermarktungskosten. Zudem wird die Schwelle zur Direktvermarktung auf PV-Anlagen ab 25 kWp ausgeweitet und faktisch zum Standard.

Zweiseitige CfD ab 100 kWp

Für größere Anlagen gilt künftig ein zweiseitiges Contract for Difference (CfD)-Modell:

• Marktpreis > Gebotswert → Rückzahlung der Mehrerlöse
• Marktpreis < Gebotswert → staatlicher Ausgleich

Ziel:
Planbare Erlöse bei gleichzeitiger Abschöpfung von Übergewinnen bei Erneuerbaren Energien. Mineralölkonzernen bleiben weiterhin von einer Übergewinnsteuer verschont.

Den aktuellen Stand zur Ausarbeitung der CfD-Thematik in Deutschland gibt es im Beitrag “Zweiseitige Differenzverträge (CfD) im EEG 2027: Was Betreiber jetzt wissen sollten“

3. StromVKG: Rückkehr zur Kapazitätslogik

Das neue StromVKG (Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätsgesetz) greift zentrale Elemente des gescheiterten Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) wieder auf – allerdings in abgespeckter Form. Es zielt primär auf Gaskraftwerke und ist weniger technologieoffen. Nach Informationen des SPIEGEL bestellte Ministerin Reiche daher im Vorfeld bei dem Energiekonzern EnBW weiter Argumentationshilfen für die Rechtfertigung der eingeschränkten Ausschreibungen.

Erste Ausschreibungen nur für gesicherte Leistung ab 2026

• Zwei Ausschreibungsrunden (September & Dezember 2026)
• Jeweils 4,5 GW Leistung
• Anforderungen die BESS ausschließen:
  • 10 Stunden durchgehende Stromlieferung
  • Wiederverfügbarkeit nach 1 Stunde

Erst ab der dritten Ausschreibung, die am 18. Mai 2027 stattfinden wird, sollen sich auch Batteriegroßspeicher beteiligen dürfen. Unter welchen Voraussetzungen ist noch unklar.

Einordnung:
Das Gesetz setzt weiterhin stark auf klassische Kraftwerkslogik – mit Fokus auf steuerbare Leistung statt Flexibilität.

Kritik: Fehlanreize & Systembruch?

Das Gesamtpaket stößt auf breite Kritik aus allen Bereichen der Energiebranche.

Gefahr von „Sperrzonen“ der Energiewende

Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) warnt vor großflächigen Einschränkungen: „Große Teile Deutschlands drohen zu Sperrzonen der Energiewende zu werden.“

Betroffen wären insbesondere:

• Niedersachsen
• Schleswig-Holstein
• Bayern
• Sachsen-Anhalt
• Ostfriesland

Zu geringe Integration von Speichern

Simone Peter, jetzt EREF-Vorstand und früher BEE Präsidentin, bemängelt, dass das Netzpaket lediglich die Engpässe durch Einschränkungen adressiert, anstatt Flexibilitätslösungen anzubieten. In Deutschland läge die Verschiebung von PV-Strom in Batteriespeicher bei nur ca. 14 %. Andere Regionen, wie Australien, Chile oder Kalifornien lägen durch flexiblere Regulatorin bereits bei 50 – 60 %.

Kritik an fehlender Technologieoffenheit

Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) und der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) bemängeln die Ausgestaltung der Ausschreibungen im StromVKG als zu wenig technologieoffen und kostenintensiv. Die Gestehungskosten bei Gas seinen mit 19–23 ct/kWh viel zu hoch. Lege man dazu noch die Folgekosten, die durch eine neue Studie zu Gaskraftwerken, läge Strom aus Gas gar bei 35 – 67 ct/kWh. Diese Kosten seinen auf alle Verbraucher umzulegen und in Zeiten von Gestehungskosten von 4,2 – 7 ct/kWh bei Solarparks oder 6,3 – 10 ct/kWh bei Dach-PV-Anlagen nicht mehr zeitgemäß. Zudem steigen die CO₂-Kosten bei der Gasverstromung immer weiter.

Knappe & teure fossile Brennstoffe

Laut Angaben der EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen haben die Mitgliedstaaten der Europäischen Union innerhalb von etwa 44 Tagen infolge des Iran-Konfliktes rund 22 Milliarden Euro zusätzlich für fossile Energieimporte ausgeben müssen. Dies zeige, wie abhängig Europa noch vom Öl- und Gasimporten ist und entspräche etwa 10 Jahren den deutschen Redispatchkosten. Allein die temporäre Senkung der Mineralölsteuer von Mai bis Ende Juni 2026 kommt dabei auf ein Jahr Kostendeckung.

Fazit: Strukturreform mit Zielkonflikten

Das Netzpaket markiert einen Wendepunkt in der deutschen Energiepolitik:

• Mehr Steuerung und Restriktion im Netzzugang
• Weniger Förderung, stärkere Marktintegration
• Rückkehr zu gesicherter Leistung durch Kapazitätsmechanismen

Doch zentrale Fragen bleiben offen:

• Wird der Ausbau erneuerbarer Energien gebremst?
• Werden Investitionen in Speicher ausreichend incentiviert?
• Entstehen neue regionale Ungleichgewichte?

Eine sorgfältige Projektanalyse im Vorfeld wird demnach immer wichtiger und essenziell.

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CSRD-Berichtspflicht 2026: Wer ist aktuell betroffen?

Die größte Änderung betrifft die Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD). Ursprüngliche Pläne, Unternehmen ab 250 Mitarbeitenden einzubeziehen, hat die EU revidiert, um die bürokratische Belastung zu senken. Damit fällt die Pflicht für ca. 90 % der ursprünglich geplanten Unternehmen weg.

• Neue CSRD-Schwellenwerte: Berichtspflichtig sind künftig nur noch Unternehmen mit mehr als 1.000 Mitarbeitenden und einem Jahresumsatz von über 450 Mio. €.
• Fristen & Start: Für die verbleibenden Unternehmen beginnt die Pflicht einheitlich ab dem Geschäftsjahr 2027.
• LSME – Standard für KMU bleibt: Für börsennotierte kleine und mittlere Unternehmen (KMU), die ebenfalls berichtspflichtig sind, wird das LSME-Reporting (Listed Small and Medium-Sized Enterprises) eingeführt.
• Freiwillige VSME-Berichte weiterhin möglich: Um dem Trickle-down-Effekt entgegenwirken zu können, können nicht kapitalmarktorientierte KMU weiterhin VSME-Berichte („Voluntary Small and Medium-sized Enterprises“) einreichen.

Da die bisherige Fassung der CSRD-Umsetzung bisher in Deutschland noch nicht ratifiziert ist, soll der nationale Gesetzgebungsprozess im Laufe des Jahres 2026 auf Basis des ESRS-Updates starten. Dieses wird als delegierter Rechtsakt im 2. Quartal 2026 erwartet. Für Unternehmen, die bisher NFRD-pflichtig sind, gilt die CSRD-Datenerfassung ab 2026. Für neu betroffene ab 2027 mit einer Berichtspflicht in 2028. Die Standards für die LSME- und VSME-Nachhaltigkeitsberichte sollen deutlich weniger komplex werden und vereinfachte Offenlegungspflichten bieten.

CSDDD-Update: Neue Grenzen für das EU-Lieferkettengesetz

Auch bei der Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) gibt es gravierende Änderungen. Die zuvor geplante schrittweise Einführung hat die EU nun durch eine einheitliche Regelung ersetzt. Die wichtigsten CSDDD-Änderungen im Überblick:

1. Höhere Hürden: Nur noch Großunternehmen mit mehr als 5.000 Mitarbeitenden und über 1,5 Mrd. € Umsatz fallen direkt unter die EU-Richtlinie.
2. Einheitlicher Starttermin: Der Anwendungsbeginn wurde für alle betroffenen Unternehmen auf den 26. Juli 2029 verschoben.
3. Anpassung des LkSG: Die deutsche Bundesregierung muss nun das bestehende Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG) an diese neuen EU-Standards anpassen, was für viele deutsche Firmen eine Entlastung bedeuten könnte.

Warum Nicht-Betroffene trotzdem handeln müssen

1. Der „Daten-Pass“: Wer nicht liefert, fliegt raus

Die berichtspflichtigen Großkonzerne (> 1.000 MA) müssen ihre gesamte Wertschöpfungskette offenlegen. Als Zulieferer sind sie zwar nicht gesetzlich, aber meist vertraglich zur Datenlieferung verpflichtet. Wer keine CO₂-Bilanz oder Sozialnachweise liefern kann, riskiert die Auslistung als Lieferant.

2. Standardisierung spart Kosten (ESRS-Sogwirkung)

Statt auf individuelle Fragebögen jedes einzelnen Kunden zu reagieren, empfiehlt sich die Orientierung am LSME- oder VSME-Standard (für nicht-börsennotierte KMU). Eine einmalige, standardisierte Datenaufbereitung spart Zeit und signalisiert Professionalität gegenüber den Auftraggebern.

3. Banken & Green Finance

Die EU-Taxonomie verpflichtet Banken dazu, die Nachhaltigkeit ihrer Kreditportfolios zu bewerten. Unternehmen ohne ESG-Transparenz müssen künftig mit höheren Zinsen oder erschwerten Kreditvergaben rechnen. Nachhaltigkeitsdaten sind somit eine direkte Voraussetzung für attraktive Finanzierungskonditionen.

Vergleich: Alte Planung vs. Neue EU-Richtlinie 2026

Fazit: Was Unternehmen jetzt tun sollten

Trotz der massiven Entlastung durch die Omnibus-Richtlinie gibt es für Zulieferer keinen Grund zur Untätigkeit. Auch wenn Unternehmen unter den neuen Schwellenwerten liegen, werden ihre berichtspflichtigen Großkunden weiterhin ESG-Daten von Ihnen fordern (Trickle-down-Effekt). Eine solide Datenbasis bleibt daher ein Wettbewerbsvorteil und erfüllt die Anforderungen der Großkunden und Kreditgebern.

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Die groß angelegte Auswertung von mehr als 1,2 Millionen PV-Anlagen in Deutschland kommt durchschnittlich auf einen tatsächlichen Wert von rd. 0,6 Prozent, der sich mit zunehmendem Alter der Anlagen sogar verlangsamt. Für Betreiber, Investoren und Planer bedeutet das: Viele bestehende Kalkulationen unterschätzen den möglichen Stromertrag über die Lebensdauer – mit positiven Auswirkungen auf Rendite, Klimanutzen und die Planung von Ersatzinvestitionen.

Was bedeutet Degradation bei PV-Anlagen?

Unter Degradation versteht man den schrittweisen Leistungsrückgang einer Photovoltaikanlage über die Betriebsdauer. Dieser wird üblicherweise in Prozent pro Jahr angegeben. Jede Anlage verliert mit der Zeit einen kleinen Teil ihrer Fähigkeit, eingestrahlte Sonnenenergie in elektrische Energie umzuwandeln – verursacht durch Materialermüdung, Witterungseinflüsse, Temperaturwechsel, UV-Strahlung, Verschmutzung und elektrische Alterungsprozesse. Entscheidend ist dabei: Schon kleine Unterschiede in der angenommenen Degradation summieren sich über 20 oder 30 Betriebsjahre zu erheblichen Abweichungen bei den erwarteten Strommengen und damit bei Erlösen, Kosten je Kilowattstunde und der Bewertung von Investitionen. Wichtig ist dabei die Unterscheidung zwischen verschiedenen Ebenen der Betrachtung:

Moduldegradation (physikalische Betrachtung)

Die Moduldegradation beschreibt den Leistungsverlust einzelner PV-Module unter standardisierten Bedingungen und ist in vielen Fällen der einzige Koeffizient, der bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung ganzer Anlagen berücksichtigt wird. Typische Ursachen die den Wirkungsgrad von Solarzellen beeinflussen sind:

• lichtinduzierte Effekte (LID)
• materialbedingte Alterung
• Mikrorisse und Zellermüdung

Nach einer initialen Degradation der Module im ersten Betriebsjahr (ca. 1–2 %) liegt der jährliche Leistungsverlust nach der BTU-Studie meist bei etwa 0,3–0,5 %. Diese Werte basieren überwiegend auf Laboruntersuchungen und Herstellerangaben und stellen eine technisch isolierte Betrachtung dar.

Systemdegradation (technische Gesamtanlage)

Die BTU-Studie erweitert den Blick auch auf die Systemdegradation, also auch auf die gesamte technische Infrastruktur der PV-Anlage. Zusätzlich zu den Modulen werden hier berücksichtigt:

• Wechselrichter (Wirkungsgradverluste, Lebensdauer)
• Verkabelung von PV-Modulen und Kontaktstellen
• elektrische Verluste und Mismatch-Effekte

Typischerweise werden hierfür Degradationsraten von etwa 0,5–0,8 % pro Jahr angesetzt. Diese Werte sind praxisnäher, basieren jedoch häufig noch auf Modellannahmen und weniger auf real gemessenen Langzeitdaten.

Ertragsdegradation (wirtschaftlich entscheiden)

Für Betreiber und Investoren ist letztlich der tatsächliche Energieertrag entscheidend. Die Ertragsdegradation beschreibt den Rückgang der real erzeugten Strommenge einer Anlage. Hier fließen neben technischen Effekten auch betriebliche und standortspezifische Einflüsse ein, die BTU-Studie ebenfalls berücksichtigt:

• Verschmutzung (Soiling)
• Temperatur- und Witterungseinflüsse
• Wartung und Betriebsführung
• temporäre Ausfälle

Die aktuelle Studie basiert auf bis zu 16 Jahren Betriebsdaten von 1,25 Millionen PV-Anlagen mit 34,9 GW Gesamtkapazität sowie den offenen Daten von Netzbetreibern, Marktstammdatenregister und Wetterdiensten (DWD, Copernicus). Sie zeigt eine durchschnittliche Ertragsdegradation von rund 0,59 % pro Jahr (Spannbreite ca. 0,52–0,61 % p.a.).

Kernergebnisse der Studie aus aktuellen Felddaten

Die neue BTU-Studie „From shine to decline” analysierte über 1,25 Millionen PV-Anlagen in Deutschland mit einer Gesamtkapazität von rund 35 GW und bis zu 16 Betriebsjahren – deutlich mehr Daten als jede frühere Untersuchung. Der durchschnittliche jährliche Leistungsrückgang (Degradation) ganzer Anlagen liegt bei 0,52 bis 0,61 Prozent – weniger als die in der Literatur oft genannten 0,8 Prozent. Damit liegt die gesamte Anlagenperformance näher an den Werten der Moduldegradation als bisher angenommen. Das deutet auf eine insgesamt hohe Systemstabilität moderner PV-Anlagen hin.​

Besonders relevant ist die nicht-lineare Degradation. Während der ersten Betriebsjahre treten stärkere Effekte auf und anschließend flacht die Degradationsrate ab, so dass Anlagen nach 10 Jahren nur noch 7 bis 13 Prozent langsamer altern. Dies führt dazu, dass Anlagen im späteren Betrieb häufig stabiler arbeiten als in klassischen Modellen unterstellt.

Größere Freiflächen- und Dachanlagen im gewerblichen Bereich zeigen rund ein Drittel höhere Degradationraten als kleine private Dachanlagen, vermutlich durch komplexere Systeme und Potential-Induced Degradation (PID). Im Vergleich zu globalen Reviews (Mittelwert 0,8 Prozent) überzeichneten bisherige Werte den Rückgang für das gemäßigte deutsche Klima. Für Praktiker bedeutet das: Nach 20 Jahren liegt die Performance typischerweise noch bei etwa 90 Prozent – ein technisches Lebensende nach 20 Jahren ist zu pessimistisch.

Implikationen für Wirtschaftlichkeit & Planung

Die geringere reale Degradation führt zu höheren prognostizierten Stromerträgen über die Lebensdauer einer PV-Anlage – mit direkten Vorteilen für Wirtschaftlichkeit und Investitionsentscheidungen. Bei einer Annahme von 0,6 statt 0,8 Prozent jährlichem Rückgang erzeugt eine typische Anlage nach 20 Jahren rund 3–5 Prozent mehr Strom, was sich bei größeren Projekten auf Tausende Euro jährliche Zusatzerlöse summiert.​

Der Levelized Cost of Electricity (LCOE) sinkt entsprechend, da die Anfangsinvestition über mehr produzierte Kilowattstunden verteilt wird – besonders attraktiv bei steigenden Strompreisen und Förderungen. Zusätzlich wirkt sich die neue realistische Einschätzung auch auf die Wirtschaftlichkeit bei PPA- und Contracting-Modellen aus. Die niedrigere Degradationsrate erhöht die Planungssicherheit und verbessern die Kalkulationsbasis. Insgesamt rechnen die Cottbusser Forscher, dass allein in Deutschland bis 2040 mehrere hundert Millionen Euro jährlich an Wartungs- und Repowering-Kosten eingespart werden könnten.

Einfluss von Klima & Standort auf die Degradation von PV-Anlagen

Neben dem Alter wirken sich Witterungs- und Umweltfaktoren messbar auf die PV-Performance aus. Jeder extrem heiße Tag über 30 °C, Frosttag unter 0 °C oder jedes Mikrogramm Feinstaub (PM10) pro Kubikmeter senkt den Jahresertrag um 0,038 bis 0,101 Prozentpunkte. Hitzebelastungen treffen ältere Anlagen besonders hart und verstärken sich mit der Zeit, während Frost und Luftverschmutzung jüngere Systeme stärker beeinträchtigen.

Niederschlag zeigt im deutschen Klima tendenziell einen leicht positiven Effekt durch Kühlung und Selbstreinigung der Module. Im Gegensatz dazu erzeugen Starkregenereignisse jedoch oft auch mechanische Spannungen. Betreiber sollten daher berücksichtigen, dass Standorte im Süden Deutschlands durch mehr Hitze oder Ballungsräume durch höhere Verschmutzung belastet werden. Dies erfordert eine engmaschigere Wartung, während Norddeutsche Anlagen meist von milderen Bedingungen profitieren.

Auswirkungen für Planung & Betrieb

Für Projektplaner sind Degradationsannahmen von 0,5 bis 0,7 Prozent pro Jahr für deutsche Dachanlagen realistischer als die oft konservativen 0,8 bis 1,0 Prozent – besonders bei hochwertigen Komponenten und optimierten Betrieb und guter Wartung. In Ertragsmodellen lokale Klimadaten (z. B. aus DWD) einbeziehen, um Hitze-, Frost- und Verschmutzungsrisiken standortgenau einzupreisen.

Betreiber sollten Hitze-Management priorisieren – Schatten, Belüftung oder hitzetolerante Module helfen, da ältere Anlagen hier besonders empfindlich reagieren; Reinigung regelmäßig bei Industrie- oder Verkehrsnähe durchführen, um Feinstaub-Effekte zu minimieren. Große Solarparks und Dachanlagen erfordern allerdings engmaschigere Inspektionen wegen ihres ein Drittel höheren Degradationsrisikos.

Investoren profitieren von höheren erwarteten Strommengen. Dies bedeutet, dass bestehende Anlagen wertvoller sind als bisher angenommen und neue Projekte sich schneller rentieren.

Über die Studie

Die analysierte Studie „From shine to decline – Degradation of over 1 million solar photovoltaic systems in Germany” wird 2026 in Energy Economics veröffentlicht. Sie untersucht sämtliche Daten mithilfe hochdimensionaler Fixed-Effects-Panel-Regressionen – und hebt sich deutlich von früheren Arbeiten ab. Im Vergleich zu bisherigen Studien übertrifft sie diese durch die enorme Stichprobengröße (Millionen vs. Tausende Anlagen), die lange Beobachtungszeit (16 Jahre kontinuierlich) und die Berücksichtigung von Umweltfaktoren sowie nichtlinearer Degradation. Basierend auf offenen Datenquellen wie Marktstammdatenregister, Netztransparenz und DWD liefert sie damit höchst robuste, praxisrelevante Ergebnisse für das gemäßigte deutsche Klima.

Direkter Vergleich zu bisherigen Studien

Nichtlineare Degradation jetzt Standard

Im Vergleich zu bisherigen Studien übertrifft sie diese durch die enorme Stichprobengröße (Millionen vs. Tausende Anlagen), die lange Beobachtungszeit (16 Jahre kontinuierlich) und die Berücksichtigung von Umweltfaktoren sowie nichtlinearer Degradation. Basierend auf offenen Datenquellen wie Marktstammdatenregister, Netztransparenz und DWD liefert sie damit höchst robuste, praxisrelevante Ergebnisse für das gemäßigte deutsche Klima. Ein ähnliches Ergebnis lieferte eine Studie der Fachhochschule Südschweiz SUPSI aus 2026. Auch hier lagen die PV-Anlagen nach einer Nutzungsdauer von 25 bis 30 Jahren immer noch bei 80 % der ursprünglichen Nennleistung.

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Die gezielte Netzüberbauung ist seit Februar 2025 in § 8 des EEG verankert und erlaubt so die Realisierung von EE-Projekten auch in „kapazitätslimitierten Netzgebieten“, wie sie im Netzpaket 2026 genannt werden. Dabei wird die Kapazitätsgrenze eines Netzanschlusses bewusst durch große Solarparks und/oder durch Batteriegroßspeicher überbaut. Eine intelligente Betriebsführung fängt Einspeisespitzen gezielt ab und verschiebt sie in Zeiten geringerer Netzlast. So lassen sich Redispatch-bedingte Abregelungen deutlich reduzieren, während gleichzeitig neue Erlöspotenziale – etwa durch flexible Vermarktung oder netzdienliche Fahrweisen – erschlossen werden.

Der Redispatch-Vorbehalt und seine Risiken für PV-Großprojekte

In Engpassgebieten (Abregelung >3% des Jahresverbrauchs) sollen gemäß Netzpaket 2026 neue Erneuerbare-Energien-Anlagen künftig einen Redispatch-Vorbehalt akzeptieren. Das bedeutet, dass bei netzbedingter Abregelung die EEG-Entschädigung für bis zu 10 Jahre komplett entfällt. Gerade dies schränkt die Wirtschaftlichkeit von PV-Großprojekten besonders ein, da zukünftige Redispatch-Quoten schwer prognostizierbar sind. Auch Investoren rechnen daher konservativer und Finanzinstitute bepreisen seitdem Engpass-Projekte höher.

Vor diesem Hintergrund werden Flexibilitätslösungen direkt am Netzverknüpfungspunkt (NVP) zunehmend zur Voraussetzung für die Realisierbarkeit neuer Projekte. Durch die Integration von Speichern und den Einsatz intelligenter Steuerungssysteme lassen sich Einspeisespitzen gezielt glätten und netzbedingte Abregelungen aktiv vermeiden. Anstatt Redispatch-Maßnahmen passiv hinzunehmen, können Betreiber ihre Anlagen flexibel an die Netzsituation anpassen und so die tatsächliche Einspeisemenge stabilisieren. Dies erhöht nicht nur die Planungssicherheit, sondern verbessert auch die Finanzierbarkeit, da Projekte widerstandsfähiger gegenüber den wirtschaftlichen Risiken des Redispatch-Vorbehalts werden.

Was ist Netzüberbauung – und wie funktioniert sie mit PV + BESS?

Netzüberbauung beschreibt das Prinzip, die installierte Leistung einer PV-Anlage bewusst über die verfügbare Netzanschlusskapazität hinaus zu dimensionieren. Konkret bedeutet das beispielsweise: Eine PV-Anlage mit 15 MWp Leistung wird gemeinsam mit einem BESS mit 5 MWh Kapazität an einen NVP mit lediglich 10 MW Anschlussleistung angebunden. Technisch gleicht die intelligente Steuerung die Differenz zwischen Erzeugung und Anschlusskapazität aus. Während die Solaranlage insbesondere zur Mittagszeit hohe Einspeisespitzen erzeugt, nimmt der Batteriespeicher überschüssige Energie auf und speist sie zeitversetzt – etwa in den Abendstunden oder bei geringerer Einstrahlung – wieder ins Netz ein. Erst in letzter Konsequenz wird so eine Abregelung der Einspeisung notwendig.

Auf diese Weise lassen sich negative oder positive Lastspitzen im Netz glätten und Netzkapazitäten deutlich effizienter nutzen. Eine Studie des BEE aus 2024 zeigt, dass bereits bei einer Überbauung von rund 150 % die Abregelungsverluste auf einem niedrigen Niveau von unter 5 % bleiben, während die Auslastung des Netzanschlusspunkts um 30 bis 40 % steigt. Mit integrierten Speichersystemen seien in der Praxis sogar Überbauungsgrade von bis zu 250 % realisierbar. Insgesamt ließe sich die Netznutzung durch Netzüberbauung um 53 % verbessern.

EWI-Studie: 1,8 Milliarden Euro Netzausbaukostenersparnis

Eine EWI-Studie vom Sommer 2025 quantifiziert das Potenzial der BEE-Studie und nennt eindeutige Zahlen. Demnach senkt eine Netzüberbauung mit PV und Windkraft die jährlichen Netzausbaukosten um bis zu 1,8 Milliarden Euro. Zudem bewirkt die optimierte Auslastung der bestehenden Infrastruktur eine dringend benötigte Verzögerung für den kostspieligen Neubau. Für PV-Großprojekte in Kombination mit BESS bedeutet das: Die Netzengpässe werden zu Chancen, da die entstehende lokale Flexibilität den Netzausbaubedarf in der Region reduziert.

Kombiniert mit Cable Pooling – also PV, Wind und BESS am selben NVP – ergibt sich ein Multiplikatoreffekt. Überschüssiger Solarstrom lädt tagsüber Speicher, die bei Bedarf einspeisen oder Redispatch-Situationen abfedern. So steigt die Netznutzungsrate und die kostspieligen Abregelungen sinken. Laut EWI entstehen bei Netzüberbauung folgende Einsparungen:

Praxisbeispiele für sinnvolle Netzüberbauung

1. PV-Freifläche mit BESS in einem kapazitätslimitierten Verteilnetzgebiet

Ein Verteilnetzbetreiber stuft einen Netzbereich als „kapazitätslimitiertes Netzgebiet“ ein, da die Abregelungsquote dort bereits über 3% liegt. Ein Projektierer plant einen neuen Solarpark und erhält vom Netzbetreiber die Information, dass am gewünschten Netzverknüpfungspunkt lediglich 10 MW Anschlussleistung zur Verfügung stehen. Ein klassisches Projekt mit 10 MWp PV und Redispatch-Vorbehalt wäre zwar grundsätzlich anschlussfähig, würde aber das volle wirtschaftliche Risiko unentgeltlicher Abregelungen tragen.

Stattdessen entscheidet sich der Betreiber für eine strategische Netzüberbauung: Er installiert 15 MWp PV-Leistung und ergänzt die Anlage um ein BESS mit 7,5 MWh Kapazität. Über ein Energiemanagementsystem (EMS) wird sichergestellt, dass die maximale Einspeiseleistung am NVP von 10 MW zu keinem Zeitpunkt überschritten wird.

In Zeiten hoher Einstrahlung werden Überschüsse in den Speicher geleitet, anstatt abgeregelt zu werden. Erst wenn der Speicher voll ist und die Netzlast keine zusätzliche Einspeisung zulässt, greift eine kontrollierte Leistungsbegrenzung der PV-Anlage. Auf Jahressicht kann der Betreiber so einen deutlich höheren Energieertrag über denselben Netzanschluss realisieren, während Redispatch-Maßnahmen spürbar reduziert werden.

2. Hybridprojekt mit Windpark, PV-Anlage und BESS

In einer windstarken Region ist ein Windpark mit 20 MW Anschlussleistung bereits seit mehreren Jahren in Betrieb. Obwohl der NVP zu 100 % belegt ist und es regelmäßig zu Abregelungen kommt, ein Ausbau aufwendig und nur durch einen hohen Baukostenzuschuss erweiterbar wäre, besteht bei dem Betreiber das Interesse zusätzlich Photovoltaik und einen Großspeicher zu integrieren.

Im Rahmen eines Hybridkonzepts wird die vorhandene Netzanschlussleistung bewusst überbaut: Neben dem Windpark werden 15 MWp PV-Leistung und ein 10-MWh-Batteriespeicher am NVP angebunden. Auch hier orientiert sich das EMS automatisch an das Gesamtsystem. Während der Nacht und bei schwacher Sonneneinstrahlung prägt die Windenergie die Einspeisung, tagsüber liefert der Solarpark hohe Leistungen. Der Speicher nimmt sowohl Wind- als auch PV-Überschüsse in Zeiten geringer Netzaufnahmefähigkeit auf und stellt sie zeitversetzt wieder bereit. Dadurch werden die Einspeisespitzen der kombinierten Anlage geglättet und Redispatch-Eingriffe deutlich reduziert.

3. Großverbraucher mit PV-Einspeisung und BESS

Ein energieintensives Unternehmen verfügt über einen Mittelspannungsanschluss mit 5 MW Leistung, über den der gesamte Strombezug sowie ein bestehender PV-Dachanlagenanteil abgewickelt wird. Aufgrund steigender Strompreise und Nachhaltigkeitsziele plant das Unternehmen, seine Eigenversorgung mit einer PV-Freiflächenanlage und einem BESS auf dem Betriebsgelände deutlich auszubauen. Der Netzbetreiber signalisiert jedoch, dass eine Erhöhung der Anschlussleistung nur mit erheblichem Netzausbau möglich wäre.

Das Unternehmen entscheidet sich dafür, den bestehenden Netzanschluss strategisch zu überbauen und installiert zusätzlich 7 MWp PV-Leistung mit BESS mit 4 MWh Kapazität. Im Normalbetrieb deckt die PV-Anlage zunächst den Eigenverbrauch des Werks. Mit den Überschüssen lädt der Speicher und sofern Anschlusskapazitäten frei sind erhält der Betreiber die Einspeisevergütung. In Betriebszeiten mit niedrigem Verbrauch oder an Wochenenden bei hoher PV-Erzeugung und vollem Speicher verhindert das EMS, dass die 5-MW-Grenze überschritten wird und regelt die PV-Anlage runter.

Cable Pooling als operative Umsetzung der Netzüberbauung

Die beschriebenen Szenarien setzen in der Praxis Cable Pooling voraus – das gemeinsame Nutzen eines Netzverknüpfungspunkts durch PV, BESS und ggf. weitere EE-Anlagen. Dabei gibt es zwei Hauptvarianten:

• Co-Location-Modell: PV-Anlage und BESS haben separate Marktlokationen (MaLo) und Messkonzepte. Der Speicher kann flexibel mit Graustrom laden und Regelenergie-Märkte bedienen, während die PV-Anlage EEG-förderungsfähig bleibt.
• Hybridmodell: PV-Anlage und BESS sind hinter einem MaLo angeschlossen. Der Speicher lädt ausschließlich mit PV-Grünstrom – EEG-konform, aber mit geringerer Marktflexibilität.

Beide Modelle nutzen flexible Netzanschlussvereinbarungen (§ 8a EEG), die dynamische Einspeisegrenzen definieren. Dabei koordiniert ein EMS alle Echtzeit-Entscheidungen zwischen Speicherladung, Eigenverbrauch und Netzeinspeisung.

Rechtliche & technische Voraussetzungen

Rechtlich benötigen Projekte:

• Genehmigung des Netzbetreibers für Überbauung (§ 8 Abs. 1a EEG 2023)
• Flexible Netzanschlussvereinbarung mit definierten Maximalleistungen
• Separate Messkonzepte bei Co-Location (MaLo + Zähler)
• Nachweis der technischen Steuerbarkeit

Technisch entscheidend sind:

• EMS mit Vorhersagemodellen (PV-Ertrag, Last, Netzpreise)
• Schnelle Leistungsregelung (< 1 Sekunde Reaktionszeit)
• Kommunikation mit Netzbetreiber (z.B. via IEC 61850)
• Redundante Systeme für Betriebssicherheit

Checkliste für die Umsetzung von Netzüberbauungsprojekten

Bei der Planung und Umsetzung von Netzüberbauungsprojekten übernimmt CUBE CONCEPTS die ganzheitliche Koordination aller entscheidenden Schritte. Ausgangspunkt ist eine fundierte Netzanalyse, bei der Abregelungsquoten und Kapazitätsgrenzen am Netzverknüpfungspunkt bewertet werden. Darauf aufbauend entwickeln wir ein optimiertes technisches Konzept mit passendem Überbauungsgrad, Batteriespeicher und EMS.

Parallel klären wir die regulatorischen Rahmenbedingungen, insbesondere die flexible Netzanschlussvereinbarung gemäß § 8a EEG, in enger Abstimmung mit dem Netzbetreiber. Ergänzend erstellen wir belastbare Wirtschaftlichkeitsberechnungen, die Redispatch-Risiken sowie zusätzliche Erlöspotenziale – etwa aus Regelenergie oder Strom-Trading – berücksichtigen. Durch die koordinierte und parallele Umsetzung von PV- und Speicherprojekten stellen wir sicher, dass Netzüberbauung technisch effizient und wirtschaftlich erfolgreich realisiert wird.

Fazit: Vom Netzengpass zur Flexibilitätsstrategie

Netzüberbauung mit PV und BESS verwandelt die Herausforderungen des Netzpaketes 2026 in Wettbewerbsvorteile. Während der Redispatch-Vorbehalt Investitionen erschwert, kann der Netzverknüpfungspunkt besser genutzt werden und es entstehen:

• Kürzere Projektlaufzeiten (kein Netzausbau)

• Höhere Energieerträge (bessere Jahresauslastung)
• Zusatzerlöse durch Flexibilitätsmärkte
• Systembeitrag zur Netzstabilität

Unternehmen, die jetzt umdenken, positionieren sich strategisch besser für die Energiewende.

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Doch welche finanziellen Folgen hat dieser Zubau? Eine aktuelle Kurzstudie des Forums Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS) im Auftrag von Green Planet Energy zeigt: Strom aus Erdgas ist weitaus teurer als oft behauptet. Bezieht man neben den Stromgestehungskosten auch die gesamtgesellschaftlichen Folgekosten mit ein, wird das vermeintliche Backup zur kostspieligen Belastung.

Gaskraftwerke als Baustein der Versorgungssicherheit?

Mit dem wachsenden Anteil von Wind- und Solarstrom verändert sich die Struktur des Stromsystems grundlegend. Da erneuerbare Energien wetterabhängig erzeugen, sind zusätzliche flexible Kapazitäten erforderlich, die kurzfristig einspringen können. Genau diese Rolle sollen nach Ansicht des BMWE künftig primär zusätzliche steuerbare Gaskraftwerke übernehmen. Nach Batteriegroßspeichern und Wasserkraft gelten Gaskraftwerke als relativ flexibel im Vergleich zu anderen fossilen Kraftwerken. Sie können relativ schnell hoch- und herunterfahren und eignen sich daher grundsätzlich, um kurzfristige Stromlücken zu schließen. Allerdings stehen sie zunehmend im Fokus wirtschaftlicher und klimapolitischer Diskussionen – insbesondere im Hinblick auf ihre tatsächlichen Kosten.

Stromgestehungskosten von Gaskraftwerken

Betrachtet man ausschließlich die klassischen Stromgestehungskosten, liegen die Kosten für Strom aus neuen Gaskraftwerken laut verschiedenen Berechnungen derzeit im Bereich von etwa 19 bis 23 Cent pro Kilowattstunde.

Diese Kosten setzen sich aus mehreren Komponenten zusammen:

• Investitionskosten für Bau und Finanzierung des Kraftwerks
• Betrieb und Wartung
• Brennstoffkosten für Erdgas
• Kosten aus dem europäischen Emissionshandel (CO₂-Zertifikate)

Ein wesentlicher und unkalkulierbarer Kostenfaktor ist dabei der Brennstoff selbst. Gaspreise unterliegen starken Marktschwankungen und können die Wirtschaftlichkeit eines Kraftwerks erheblich beeinflussen. Hinzu kommt der CO₂-Preis, der im europäischen Emissionshandel künftig voraussichtlich weiter steigen wird und damit zusätzliche Kosten für fossile Kraftwerke verursacht.

Gesellschaftliche Kosten von Gaskraftwerken

Die erwähnte FÖS-Studie erweitert diese klassische Betrachtung um sogenannte gesamtgesellschaftliche Kosten. Darunter verstehen die Autoren Kosten, die zwar durch die Nutzung fossiler Energieträger entstehen, jedoch nicht vollständig im Strompreis enthalten sind.

Zu diesen Kosten zählen unter anderem:

• Klimaschäden durch CO₂-Emissionen
• Methanemissionen entlang der Gasförder- und Transportkette
• staatliche Förderungen für Gasinfrastruktur
• wirtschaftliche Risiken durch Energiepreiskrisen

Werden diese Faktoren in die Rechnung einbezogen, steigen die Kosten für Strom aus Gaskraftwerken laut Studie deutlich an. Je nach Annahmen könnten sich die Gesamtkosten auf 35 bis 67 Cent pro Kilowattstunde belaufen. Ein Teil dieser Kosten entsteht durch Klimaschäden, die im heutigen Strompreis nur teilweise berücksichtigt werden. So kann ein einzelnes Gaskraftwerk über seine Laufzeit mehrere Millionen Tonnen CO₂ ausstoßen. In der Modellrechnung der Studie verursacht ein Referenzkraftwerk mit 500 Megawatt Leistung je nach Auslastung bis zu 8,4 Millionen Tonnen CO₂. Je nach zugrunde gelegtem Bewertungsansatz entstehen daraus Klimaschäden in Milliardenhöhe.

Zentrale Zahlen der Studie von Strom aus Gaskraftwerken (Beispiel)

Vergleich mit erneuerbaren Energien & alternativen Backup-Optionen

Zum Vergleich: Die Stromgestehungskosten neuer Wind- und Photovoltaikanlagen liegen nach aktuellen Studien häufig unter 10 Cent pro Kilowattstunde. Allerdings erfüllten diese Technologien eine andere Rolle im Stromsystem, meinen die Autoren der Studie. Während sie kostengünstigen Strom erzeugten, seien zusätzliche flexible Kapazitäten notwendig, um Angebot und Nachfrage jederzeit auszugleichen. Neben Gaskraftwerken werden dafür verschiedene Alternativen diskutiert, etwa:

• Batteriespeicher
• Bioenergieanlagen
• Wasserstoffkraftwerke
• Lastmanagement und flexible Stromnachfrage

Welche Kombination dieser Technologien langfristig die kostengünstigste Lösung für die Versorgungssicherheit darstellt, ist Gegenstand intensiver energiepolitischer und wirtschaftlicher Analysen.

Kostenvergleich verschiedener Technologien

Bereits seit Mitte der 2010er Jahre liegen die Kosten der Erneuerbaren unter denen der fossilen Brennstoffe. Die Wind- und PV-Gestehungskosten sinken seitdem leicht. Die Werte dieser Tabelle stammen u. a. aus der aktuellen FÖS-Studie und von der Fraunhofer ISE.

Einordnung: Ein komplexer Kostenvergleich

Die Ergebnisse der Studie zeigen vor allem eines: Die Bewertung von Kraftwerkstechnologien hängt stark davon ab, welche Kosten in die Betrachtung einbezogen werden. Während klassische Stromgestehungskosten nur die direkten Kosten der Stromproduktion berücksichtigen, versuchen umfassendere Analysen auch externe Effekte wie Klimaschäden oder systemische Risiken einzubeziehen. Beide Perspektiven spielen in energiepolitischen Entscheidungen eine Rolle. Für die zukünftige Ausgestaltung des Stromsystems wird daher entscheidend sein, wie Versorgungssicherheit, Klimaziele und wirtschaftliche Effizienz miteinander in Einklang gebracht werden können.

Der Beitrag Neue Studie zu Gaskraftwerke: Wie teuer ist Strom aus Erdgas wirklich? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

• Beschleunigter Einsatz innovativer erneuerbarer Technologien: Klare Regulierungs- und Förderrahmen für neue Technologien und Anwendungen (z. B. Meeresenergie, Floating-Wind, Agri-PV oder Floating-PV) schaffen, um Markteinführung, Investitionen sowie Forschung und Innovation gezielt zu unterstützen.
• Schnellere Genehmigungen für Netze und Speicher: Ausbau von Stromnetzen und Speicherlösungen beschleunigen, u. a. durch die Ausweisung spezieller Infrastrukturgebiete, in denen Planungs- und Genehmigungsverfahren vereinfacht werden können.
• Zukunftsfähige Netzentgelte für ein effizientes Energiesystem: Stromnetzentgelte so gestalten, dass sie Flexibilität fördern, die bestehende Infrastruktur optimal nutzen und Verbraucher zu netzdienlichem Stromverbrauch anreizen.

Ziele der EU-Strommarktreform

Die zentralen Ziele der EU-Strommarktreform sind, den europäischen Strommarkt widerstandsfähiger zu machen, Preisvolatilität zu reduzieren und gleichzeitig Investitionen in erneuerbare Energien sowie Flexibilitätsoptionen zu stärken. Konkret sollen Strompreise künftig weniger stark von schwankenden Preisen fossiler Brennstoffe abhängen und dadurch langfristig an Stabilität gewinnen. Gleichzeitig sollen Verbraucher besser vor Preisspitzen geschützt und ihre Position im Markt gestärkt werden, etwa durch größere Wahlmöglichkeiten bei Stromverträgen und durch einen verbesserten Krisenmechanismus. Darüber hinaus zielt die Reform darauf ab, den Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung zu beschleunigen und Flexibilitätsoptionen wie Demand Response und Energiespeicher stärker in das Stromsystem zu integrieren.

Erste umgesetzte Schritte der EU

Zu den bereits umgesetzten Maßnahmen der EU-Strommarktreform gehört insbesondere die Weiterentwicklung der Stromhandelsmechanismen im Großhandelsmarkt. Ein zentraler Schritt war die Umstellung der europäischen Day-Ahead-Märkte auf 15-minütige Handelsintervalle. Die feinere zeitliche Auflösung gilt seit September 2025 und ermöglicht eine deutlich präzisere Abbildung von Angebot und Nachfrage im Stromsystem. Die EU möchte so kurzfristige Schwankungen – etwa durch wetterabhängige erneuerbare Energien – besser abfangen, den wachsenden Anteil variabler erneuerbarer Erzeugung einfacher integrieren und die Flexibilität sowie Zuverlässigkeit des europäischen Stromsystems steigern.

Darüber hinaus hat die EU den europäischen Großhandelsmarkt einheitlich auf ein Grenzpreissystem („Pay-as-Clear“) umgestellt. In diesem Marktdesign werden die Gebote der Stromerzeuger nach ihren Grenzkosten sortiert – von der günstigsten bis zur teuersten Erzeugungsquelle. Die Nachfrage wird dann schrittweise mit den günstigsten Angeboten gedeckt, bis der Bedarf vollständig erfüllt ist. Der Preis des zuletzt benötigten Kraftwerks – also des teuersten noch eingesetzten Angebots – bestimmt dabei den Marktpreis. Alle Erzeuger, deren Gebote zum Zuge kommen, erhalten diesen einheitlichen Preis für die eingespeiste Strommenge.

Zentrale Marktinstrumente: PPAs & CfDs statt EEG-Marktprämie

Als erste zentrale Maßnahme der EU-Strommarktreform stärkt das Reformpaket langfristige Stromlieferverträge. Power Purchase Agreements (PPAs) sollen erleichtert werden, etwa durch den Abbau regulatorischer Hürden sowie durch staatliche oder private Garantieinstrumente und mögliche PPA-Pools. Parallel dazu werden zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference – CfDs) als zentrales Förderinstrument für staatlich unterstützte Investitionen in neue Erzeugungskapazitäten etabliert. Einnahmen aus solchen Modellen sollen entweder an Endkunden weitergegeben oder zur Finanzierung von Preissicherungsmaßnahmen genutzt werden. Den Mitgliedstaaten bleibt dabei Spielraum, ob sie stärker auf privat finanzierte PPAs oder auf öffentlich abgesicherte CfD-Modelle setzen.

Mehr Auswahl für Verbraucher durch die EU-Strommarktreform

Auch der Verbraucherschutz wird gestärkt. Endkunden erhalten mehr Wahlmöglichkeiten zwischen Festpreisverträgen und dynamischen Tarifen, während Lieferanten verpflichtet sind, die jeweiligen Risiken und Vorteile transparent darzustellen. Einseitige Vertragsänderungen zulasten der Kunden werden eingeschränkt und schutzbedürftige Verbraucher gestärkt. Eine vorübergehende Deckelung der Strompreise für KMU und energieintensive Industrien ist bei der EU-Strommarktreform ebenfalls vorgesehen. Der Mechanismus setzt ein, sobald ein Mitgliedstaat eine regionale Strompreiskrise feststellt oder die EU europaweit eingreift.

Erleichterter Zugang zu kurzfristigen Märkten

Um die Teilnahme kleinerer Anlagen und Aggregatoren an den kurzfristigen Strommärkten zu erleichtern, senkt die EU beispielsweise die Mindestgebotsgröße im Day-Ahead-Handel und Intraday Trading von 500 kW auf 100 kW. Zudem wird die Beteiligung von Demand Response und Energiespeichern gezielt gestärkt. Sofern EU-Mitglieder Kapazitätsmechanismen oder Flexibilitätsinstrumente einsetzen möchten, stellt die Kommission schnelle und einfache Prüfungen und Genehmigungen in Aussicht.

Stärkung der Instrumente & Marktaufsicht für die EU-Strommarktreform

Die EU-Strommarktreform stärkt auch die Instrumente, indem sie die REMIT-Verordnung verschärft und die Befugnisse der ACER massiv ausbaut. Um Marktmanipulation und Insiderhandel wirksamer zu bekämpfen, weitet die EU die Überwachungspflichten aus und fordert von den Marktteilnehmern deutlich mehr Transparenz. Eine verbesserte Datenerfassung hilft dabei, auffällige Marktbewegungen sofort zu erkennen und Verstöße direkt zu verfolgen.

Parallel dazu übernimmt die ACER eine zentrale Führungsrolle. Sie koordiniert die nationalen Regulierungsbehörden, entwickelt einheitliche Marktregeln und trifft bei Unstimmigkeiten verbindliche Entscheidungen. Mit zusätzlichen Ressourcen überwacht die Agentur vor allem den grenzüberschreitenden Handel und berät die EU beim Ausbau der Infrastruktur. Gemeinsam sichern diese Maßnahmen die Integrität und Stabilität des europäischen Energiebinnenmarktes.

Deutschlands Umsetzungsrahmen der EU-Strommarktreform

Die Verordnung (EU) 2024/1747, auch „EU-Strommarkt-Verordnung“ genannt, gilt in Deutschland unmittelbar und bindend. Sie erfordert Anpassungen im Energierecht, den Marktregeln und Netzkodizes – etwa bei Mindestgebotsgrößen, der Terminmarktausgestaltung und der Rolle der zentralen Vergabeplattform. Die parallel verabschiedete Richtlinie (EU) 2024/1711, bekannt als „Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EMD)“, muss hingegen bis 17. Juli 2026 in nationales Recht umgesetzt werden. Dies betrifft vor allem das EnWG, ggf. das EEG sowie nachgelagerte Verordnungen wie Stromgrundversorgungsverordnung (StromGVV) und Lieferverordnungen.

Aktueller Stand der Umsetzung (März 2026)

Juristische Fachkommentare und Branchenanalysen deuten darauf hin, dass das BMWK derzeit einen Referentenentwurf zur Umsetzung der novellierten EMD-Richtlinie vorbereitet, der wesentliche Teile direkt ins EnWG integriert. Deutschland nutzte bis Ende 2025 eine Übergangsregelungen bei grenzüberschreitenden Handelskapazitäten (minRAM). Die Anpassung relevanter Netzkodizes wie „Forward Capacity Allocation“erwarten Experten bis Mitte 2026. Parallel laufen Debatten zur Ausgestaltung zweiseitiger CfDs, zur Förderung von Langfrist-PPAs und zur Anpassung der Kapazitätsmechanismen, um die EU-Vorgaben vollständig zu erfüllen.

Deutsche EEG-Transformation: CfDs & PPAs

Die bisherige EEG-Förderung als gleitende Marktprämie (OPEX-Modell) soll bis spätestens Juli 2027 in ein System zweiseitiger CfDs überführt werden, da die EU-Strommarktreform dies faktisch vorschreibt. Parallel wird der PPA-Markt als zweite Säule gestärkt. Die Bundesregierung und die „Marktoffensive Erneuerbare“ entwickeln klare Rahmenbedingungen, damit CfD-Förderung und ungeförderte PPAs komplementär funktionieren und Kannibalisierungseffekte minimiert werden. Ein zentrales Streitthema bleibt die Wechseloption zwischen staatlicher CfD-Förderung und Grünstrom-PPAs – Studien warnen, dass ein Wegfall dieser Flexibilität kurzfristige PPAs und die Marktorientierung von EE-Anlagen bremsen könnte.

EnWG-Anpassungen: Dynamische Tarife & Flexibilität

Das EnWG enthält bereits Vorgaben zu variablen und dynamischen Stromtarifen (§ 41a EnWG), wonach Versorger für Smart-Meter-Kunden variable Tarife anbieten müssen – ein Vorlauf zu den EMD-Vorgaben für Vertragswahl und dynamische Preise. § 14a EnWG wurde kürzlich so weiterentwickelt, dass Haushaltskunden mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (z. B. Wärmepumpe, Wallbox, Speicher >4,2 kW) zeitvariable Netzentgelte erhalten; diese dynamischen Netzentgelte werden 2026 flächendeckend eingeführt und dienen als zentraler Flexibilitätshebel. Für die vollständige Umsetzung der erweiterten Verbraucherrechte (Wahl zwischen Festpreis-, variablen und dynamischen Tarifen sowie Krisenmechanismen) sind weitere EnWG-Novellen und untergesetzliche Regelungen zu Endkundenverträgen vorgesehen.

Kapazitätsmechanismen & Kraftwerksstrategie

Das BMWK legte bereits 2024 ein „Optionenpapier Strommarktdesign der Zukunft“ vor, das u. a. einen dezentralen Kapazitätsmarkt mit zentraler Komponente (KKM) empfiehlt, um Investitionssicherheit und Innovation zu verbinden. Auf Basis der Kraftwerksstrategie einigten sich Bundesregierung und EU-Kommission Anfang 2026 auf Ausschreibungen für rund 10 GW (geplant waren 20 GW) neue Kapazitäten durch Gaskraftwerke sowie 2 GW technologieoffen ohne Laufzeitkriterium, an denen sich auch Batteriegroßspeicher bewerben können. Für 2027 und 2029 folgen vollständig technologieoffene Ausschreibungen, bei denen Speicher, Demand Side Response und EE-Hybride teilnehmen können – passend zur erleichterten Zulässigkeit von Kapazitätsmechanismen nach EMD.

Zeitplan & offene Fragen zur Umsetzung der EU-Strommarktreform

Die EU-Strommarkt-Verordnung gilt bereits; Deutschland passt schrittweise Netzkodizes, Auktionsdesigns und Marktregeln an (z. B. Flexibilitätsziele, Forward-Märkte). Die EMD-Richtlinie muss bis Juli 2026 umgesetzt werden, mit EnWG- und EEG-Novellen zu CfD-Pflicht, PPA-Stärkung und Verbraucherschutz. Offene Punkte: Genaue CfD-Designs, Wechselregeln PPA/CfD und die finale Struktur des Kapazitätsmarkts.

Der Beitrag EU-Strommarktreform: Deutschlands Umsetzung von CfD, PPA & EEG erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Besonders die erste Jahreshälfte 2025 trug maßgeblich zu diesem Ergebnis bei. Mehrere Monate wiesen überdurchschnittliche Strahlungswerte auf und sorgten bereits früh im Jahr für eine hohe kumulierte Globalstrahlung.

Strahlungsreiche Monate im Jahresverlauf 2025

Das Frühjahr 2025 war überdurchschnittlich sonnig und besonders hohe Strahlungswerte erreichten Juni und August. Mit durchschnittlich 187 kWh/m² lag allein der Juni etwa 13 % über dem gemittelten Durchschnitt seit Aufzeichnungsbeginn. Demgegenüber fielen einzelne Monate wie Mai, Juli und September sowie gegen Jahresende etwas schwächer aus. Dennoch konnte die insgesamt sehr strahlungsreiche erste Jahreshälfte diese Schwankungen mehr als ausgleichen, sodass die Jahressumme deutlich über dem langjährigen Durchschnitt lag.  

Regionale Verteilung der Globalstrahlung 2025

Die räumliche Verteilung der Globalstrahlung folgte im Jahr 2025 weitgehend dem langjährigen klimatologischen Muster in Deutschland. Dabei zeigt sich typischerweise ein deutlicher Gradient mit zunehmenden Strahlungssummen von Nordwest nach Südost.

Die geringsten Jahressummen wurden in den nördlichen Bundesländern und den Mittelgebirgen registriert, insbesondere in Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern sowie in Teilen Niedersachsens. Dort bewegten sich die Jahreswerte zwischen 1.050 bis 1.150 kWh/m². Ursache hierfür ist vor allem eine im Jahresmittel höhere Bewölkung und eine geringere Sonnenscheindauer.

Die höchsten Werte gab es in 2025 dagegen in süddeutschen Regionen auf. Besonders im Saarland, der Region Rhein-Neckar, dem Breisgau bis zum Bodensee sowie im Bayerischen Wald. Dort erreichte die Globalstrahlung im Jahresschnitt sogar bis zu 1.350 kWh/m². Gerade diese Regionen zählen aufgrund ihrer klimatischen Bedingungen regelmäßig zu den strahlungsreichsten Gebieten Deutschlands.

Vergleich der strahlungsreichsten Jahre seit Messbeginn

Mit einer mittleren Jahressumme von 1.187 kWh/m² reiht sich die Globalstrahlung 2025 unter die strahlungsreichsten Jahre seit Beginn der verlässlichen Auswertungen ein. Die höchsten Werte der letzten Jahrzehnte wurden immer in besonders sonnigen Jahren erreicht.

Im Vergleich zum langjährigen Mittel der Referenzperiode 1991–2020 lag die Globalstrahlung 2025 rund 100 kWh/m² darüber. Das bestätigt den seit mehreren Jahrzehnten beobachteten Trend steigender Strahlungswerte in Deutschland.

Globalstrahlung 2025: Sehr gute Bedingungen für PV-Anlagen

Das Jahr 2025 zählt zu den strahlungsreichsten Jahren seit Beginn der systematischen Messungen und bestätigt den langfristigen Trend steigender Globalstrahlung in Deutschland. Die außergewöhnlich sonnige erste Jahreshälfte legte bereits früh die Grundlage für die hohe Jahressumme.

Für die Nutzung der Solarenergie stellen solche Jahre besonders günstige Bedingungen dar. Eine hohe Globalstrahlung wirkt sich unmittelbar positiv auf die Stromerträge von Photovoltaikanlagen aus und unterstreicht die Bedeutung der solaren Einstrahlung als zentrale Kenngröße für die Bewertung des Photovoltaikpotenzials.

Weiterführende Informationen finden Sie auch in unseren Beiträgen zu Globalstrahlung 2024, Energiewetter 2023 und Globalstrahlung 2022 sowie zu PV-Ertrag & Wirtschaftlichkeit.

Der Beitrag Globalstrahlung 2025: Platz vier seit Messbeginn erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Das Eckpunktepapier der Koalition

Am 24. Februar 2026 stellten die Bundestagsfraktionen von CDU/CSU und SPD dazu ein Eckpunktepapier für das neue Gesetz vor. Die Bundesregierung verfolgt damit das Ziel, das bestehende Regelwerk der Ampel grundlegend neu auszurichten. Die Ziele waren, detaillierte Technologie- und Einzelvorgaben zu minimieren, die Werte zu flexibilisieren sowie technologieoffene Lösungen und vereinfachte Verfahren zu etablieren. Das geplante Inkrafttreten des GMG ist demnach für den 1. Juli 2026 vorgesehen – ein sehr ambitionierter Zeitplan angesichts der Tragweite der Reform.

Ende des “Heizungsgesetzes”

Inhaltlich signalisiert bereits die Umbenennung einen Paradigmenwechsel. Während das bisherige GEG politisch stark mit dem Begriff „Heizungsgesetz“ verknüpft war, soll das GMG bewusst ein breiteres Narrativ bedienen. Der Fokus verschiebt sich von einzelnen Technologien hin zur umfassenden Modernisierung des Gebäudebestands – einschließlich Gebäudehülle, Energieversorgungssystemen, Quartierslösungen und Infrastruktur. Dieser strategische Perspektivwechsel ist nicht nur kommunikativ motiviert, sondern soll laut Regierung auch Investitionshemmnisse abbauen und Planungssicherheit schaffen.

Umstrittene Reform

Gleichzeitig ist das Reformvorhaben politisch und fachlich hoch umstritten. Umwelt- und Branchenverbände warnen vor möglichen Rückschritten beim Klimaschutz, während Befürworter vor allem die größere Wahlfreiheit und geringere regulatorische Komplexität hervorheben. Die Diskussion um das GMG ist damit längst mehr als eine technische Gesetzesnovelle – sie ist eine Grundsatzdebatte über den zukünftigen Steuerungsmechanismus der Wärmewende im Gebäudesektor.

Einordnung im Kontext der EU-Richtlinie (EPBD)

Der Übergang vom GEG zum GMG ist nicht allein nationalpolitisch motiviert, sondern maßgeblich durch europarechtliche Vorgaben bestimmt. Grundlage ist die novellierte EU-Gebäuderichtlinie, die 2024 verabschiedet wurde und bis spätestens 29. Mai 2026 in nationales Recht umgesetzt werden muss. Diese Richtlinie – häufig unter der Abkürzung EPBD (Energy Performance of Buildings Directive) geführt – setzt einen deutlich strengeren regulatorischen Rahmen für die energetische Transformation des Gebäudesektors in allen Mitgliedstaaten.

Life Cycle Assessments

Kern der EU-Vorgaben ist ein ganzheitlicher Bewertungsansatz: Gebäude sollen künftig nicht mehr nur anhand ihres Betriebsenergieverbrauchs beurteilt werden, sondern über ihren gesamten Lebenszyklus hinweg. Vorgesehen ist daher die Einführung verpflichtender Ökobilanzierungen (Life Cycle Assessments), die alle Emissionen von der Baustoffherstellung über die Nutzungsphase bis zum Rückbau berücksichtigen. Damit verschiebt sich der regulatorische Fokus von Einzelmaßnahmen hin zu einer systemischen Betrachtung von Gebäuden als langfristige Emissionssysteme.

EPBD als zentraler Hebel der EU

Darüber hinaus verlangt die Richtlinie die schrittweise Einführung von Nullemissionsstandards für Neubauten, neue Effizienzklassen für Bestandsgebäude sowie Renovierungspässe, die auf individuellen Sanierungsfahrplänen basieren. Ergänzt wird dies durch konkrete Anforderungen an die Nutzung erneuerbarer Energien – etwa durch eine Solarpflicht bei Immobilien. Besonders relevant ist dabei, dass die EPBD den Gebäudebestand ausdrücklich als zentralen Hebel für Klimaschutz identifiziert, da der Großteil der bestehenden Gebäude energetisch ineffizient ist.

Klare Rahmenbedingungen für GEG & GMG

Für Deutschland bedeutet das: Selbst wenn nationale politische Mehrheiten auf Vereinfachung, Technologieoffenheit oder Lockerungen setzen, müssen die europäischen Mindestanforderungen zwingend eingehalten werden. Das geplante GMG ist daher nicht frei gestaltbar, sondern bewegt sich innerhalb eines klar definierten europäischen Rahmens. Die Reform ist somit weniger eine politische Option als vielmehr eine rechtliche Notwendigkeit – und zugleich ein Balanceakt zwischen nationaler Gestaltungsfreiheit und verbindlichen EU-Klimazielen.

Vor diesem Hintergrund wird verständlich, warum die aktuelle Gesetzesreform so stark auf strukturelle Änderungen abzielt. Das deutsche Gebäudeenergierecht muss nicht nur politisch neu justiert, sondern gleichzeitig europarechtskonform und zukunftsfähig ausgestaltet werden.

Inhaltliche Änderungen von GEG zu GMG

Im Zentrum der geplanten Reform vom GEG zum GMG stehen mehrere strukturelle Eingriffe in die bisherige Steuerungslogik der Gebäudeenergiepolitik. Während das bisherige Recht stark auf direkte technische Vorgaben auf Gebäudeebene setzte, verschiebt das neue Konzept die Verantwortung teilweise auf den Energiemarkt und eröffnet Eigentümern größere Entscheidungsfreiheit bei der Wahl ihrer Heiz- und Versorgungssysteme.

65-%-Regel & Beratungspflicht gestrichen

Die wohl einschneidendste Änderung betrifft die Abschaffung der bisherigen 65-%-Regel für erneuerbare Energien beim Einbau neuer Heizungen. Diese verpflichtete bislang dazu, dass neue Anlagen überwiegend mit erneuerbaren Energien betrieben werden müssen. Laut Eckpunktepapier soll diese Vorgabe vollständig entfallen. Parallel dazu wird auch die bisherige Beratungspflicht beim Heizungstausch gestrichen. Damit würde ein zentrales Lenkungsinstrument wegfallen, das bislang den Umstieg auf klimafreundliche Technologien beschleunigen sollte.

Grüne Brennstoffe im Fokus

An die Stelle der direkten Vorgabe tritt künftig ein indirekter Mechanismus. Eine sogenannte Grüngas- bzw. Grünheizölquote. Nach den Plänen des BMWE sollen Energieversorger verpflichtet werden, ihren Brennstoffen schrittweise steigende Anteile klimafreundlicher Gase oder Öle beizumischen. Dazu zählen etwa Biomethan, synthetisches Methan oder verschiedene Wasserstoffvarianten. Die Quote soll 2028 mit bis zu einem Prozent starten und anschließend ansteigen. Damit verlagert sich die klimapolitische Steuerung vom Gebäude selbst auf die vorgelagerte Energielieferkette.

Die “Bio-Treppe”

Ergänzt wird dieses Modell durch die sogenannte „Bio-Treppe“. Sie betrifft neu eingebaute Heizungen und schreibt vor, dass diese ab 2029 einen steigenden Anteil CO₂-neutraler Brennstoffe nutzen müssen. Der Einstieg ist mit 10 % vergleichsweise niedrig angesetzt, weitere Anhebungsschritte bis 2040 sollen gesetzlich festgelegt werden. Gleichzeitig entfällt für diesen biogenen Anteil der CO₂-Preis. Kritiker warnen jedoch, dass die dafür notwendigen Mengen an grünem Gas begrenzt seien und dadurch langfristig Kostenrisiken entstehen könnten.

Wärmeplanung

Auch strukturell bringt das GMG Änderungen mit sich. Kommunen mit weniger als 15.000 Einwohnern sollen bei der Wärmeplanung deutlich entlastet werden. Der Aufwand könnte laut Eckpunkten auf rund 20 % des bisherigen Umfangs sinken. Parallel dazu soll die Förderung für Wärmenetze gesetzlich verankert und ausgebaut werden, um den Ausbau klimafreundlicher Infrastruktur zu beschleunigen.

Zentrale Änderungen von GEG zu GMG

Kritik am Wechsel von GEG zu GMG

Trotz der angestrebten Flexibilisierung stößt das Reformvorhaben auf erhebliche fachliche und politische Vorbehalte. Zentrale Kritikpunkte von Umweltverbänden und Energieexperten richten sich gegen den Wegfall der 65-Prozent-Vorgabe, die bisher als verlässlicher Motor für den Markthochlauf von Wärmepumpen galt. Kritiker, darunter die Deutsche Umwelthilfe und die Denkfabrik Agora Energiewende, warnen vor einer „Dekarbonisierungslücke“. Sie befürchten, dass die bloße Hoffnung auf eine künftige Verfügbarkeit grüner Gase den notwendigen Austausch fossiler Heizungen verzögert. Da die Mengen an Biomethan und grünem Wasserstoff absehbar begrenzt und kostspielig bleiben dürften, bestehe die Gefahr, dass Verbraucher in eine Kostenfalle tappen, wenn die Grüngasquoten zu steigenden Brennstoffpreisen führen.

Darüber hinaus wird die Reduktion der Anforderungen an die kommunale Wärmeplanung in kleineren Gemeinden kritisch gesehen. Während die Politik von Entlastung spricht, warnen Branchenvertreter vor einem Planungs-Vakuum: Ohne klare lokale Vorgaben fehle Immobilienbesitzern die Orientierung, ob ihr Gebäude künftig an ein Fernwärmenetz angeschlossen wird oder dezentral versorgt werden muss. Auch auf europäischer Ebene drohen Risiken. Sollte Deutschland durch die Aufweichung nationaler Standards die sektoralen Klimaziele verfehlen, könnten unter der Last der EU-Lastenteilung (Effort Sharing Regulation) milliardenschwere Strafzahlungen fällig werden. Die Kritiker resümieren daher, dass die neue Technologieoffenheit teuer erkauft sein könnte – durch eine Verschiebung des Transformationsdrucks in die 2030er-Jahre, in denen dann deutlich radikalere und kostspieligere Eingriffe notwendig werden könnten.

Auswirkungen auf Unternehmen & Immobilienwirtschaft

Für Unternehmen, Projektentwickler und Bestandshalter markiert der Übergang vom GEG zum GMG einen potenziellen Strategiewechsel in der Investitions- und Modernisierungsplanung. Während das bisherige Regelwerk stark auf klar definierte technische Anforderungen setzte und damit vergleichsweise eindeutige Transformationspfade vorgab, deutet sich mit dem neuen Gesetz ein flexibleres, aber zugleich weniger deterministisches Steuerungssystem an. Für die Immobilienwirtschaft bedeutet das vor allem mehr Entscheidungsfreiheit – aber auch mehr Verantwortung für langfristige Investitionsrisiken.

Preis- und Marktrisiken

Insbesondere die Abschaffung der festen 65-Prozent-Vorgabe verändert die Planungslogik grundlegend. Bislang konnten Investoren relativ klar kalkulieren, welche Technologien regulatorisch zukunftssicher sind. Künftig hängt die Wirtschaftlichkeit stärker von Marktpreisen für Energieträger, der Entwicklung grüner Gasquoten sowie möglichen Nachsteuerungen des Gesetzgebers ab. Damit verschiebt sich das Risiko von regulatorischer Sicherheit hin zu Preis- und Marktrisiken.

Vorteile & Kostenfallen

Für gewerbliche Bestandshalter kann diese Flexibilisierung kurzfristig Vorteile bringen. Die Möglichkeit, weiterhin Gas- oder Ölheizungen einzubauen, senkt zunächst Investitionskosten und verschiebt größere Modernisierungsmaßnahmen zeitlich nach hinten. Gerade in angespannten Finanzierungsphasen kann das Liquidität schonen. Gleichzeitig steigt jedoch das Risiko sog. Stranded Assets – also technischer Anlagen, die zwar heute zulässig sind, aber künftig aufgrund steigender Energiekosten, verschärfter Klimaziele oder Infrastruktur­rückbaus wirtschaftlich unattraktiv werden.

Kostenintensive “Grüngase”

Ein zentraler Unsicherheitsfaktor ist dabei die künftige Preisentwicklung grüner Gase. Studien unter Beteiligung des Instituts der deutschen Wirtschaft weisen darauf hin, dass Biomethan und Wasserstoff auf absehbare Zeit knappe und kostenintensive Energieträger bleiben dürften. Sollte die Nachfrage durch gesetzliche Quoten stark steigen, könnten Betriebskosten langfristig deutlich über heutigen Prognosen liegen. Für Unternehmen mit großen Gebäudebeständen würde sich damit die Entscheidung für bestimmte Heiztechnologien zu einer strategischen Portfoliofrage entwickeln.

Erschwerte Entscheidungen

Auch für Projektentwickler und Bauherren verändern sich die Rahmenbedingungen. Einerseits verspricht das geplante Gesetz mehr Technologieoffenheit und damit größere Flexibilität bei der Planung von Energiekonzepten. Andererseits steigt der Analyseaufwand, weil die optimale Lösung nicht mehr primär durch regulatorische Mindeststandards vorgegeben wird, sondern durch eine Kombination aus Energiepreiserwartungen, Förderkulissen, CO₂-Kosten und Infrastrukturentwicklung bestimmt werden muss. Investitionsentscheidungen werden damit stärker zu Szenario-Entscheidungen.

Unklare Förderkulisse

Positiv bewertet wird von Teilen der Branche die geplante bessere Verzahnung von Förderinstrumenten und gesetzlichen Anforderungen. Eine langfristig gesicherte Finanzierung der Bundesförderung für effiziente Gebäude könnte insbesondere bei größeren Sanierungsprogrammen Planungssicherheit schaffen. Entscheidend wird jedoch sein, wie stabil diese Förderbedingungen tatsächlich ausgestaltet werden und ob sie mit den europäischen Zielpfaden kompatibel bleiben.

Neue Spannungsfelder

Für die Immobilienwirtschaft insgesamt entsteht dadurch ein Spannungsfeld:

• mehr Freiheit bei der Wahl von Technologien,
• weniger regulatorische Klarheit über den langfristigen Transformationspfad.

Unternehmen, die frühzeitig auf energieeffiziente und elektrifizierte Lösungen setzen, könnten langfristig von stabileren Betriebskosten und geringeren regulatorischen Risiken profitieren. Akteure, die auf kurzfristig günstigere fossile oder gasbasierte Systeme setzen, gehen dagegen stärker in Vorleistung auf unsichere Preis- und Infrastrukturentwicklungen.

Unterm Strich verschiebt das GMG die Rolle des Staates vom technologischen Taktgeber zum Rahmensetzer. Für die Immobilien- und Unternehmenswelt bedeutet das einen Paradigmenwechsel: Nicht mehr die Regulierung allein definiert die wirtschaftlich sinnvollste Lösung – sondern die Fähigkeit, Energie-, Kosten- und Regulierungsszenarien strategisch zu bewerten.

Klimapolitische Einordnung des GMG bis 2045

Die Reform wirft die zentrale Frage auf, ob Deutschland seine rechtlich verbindliche Klimaneutralität im Gebäudesektor bis 2045 mit dem GMG noch erreichen kann. Während das bisherige GEG einen direkten und berechenbaren Transformationsdruck erzeugte, setzt das GMG auf Marktmechanismen und Quotenlösungen. Kritiker warnen, dass dieser Wegfall der direkten Lenkung eine „Ambitionslücke“ hinterlässt. Da Gebäudeinvestitionen oft Zyklen von 20 bis 30 Jahren umfassen, droht jede heutige Entscheidung für fossile oder gasbasierte Systeme den Anpassungsdruck in die 2030er-Jahre zu verschieben. Sollten die Grüngasquoten aufgrund mangelnder Verfügbarkeit von Biomethan oder Wasserstoff scheitern, könnten am Ende deutlich kostspieligere Eingriffe oder EU-Strafzahlungen notwendig werden.

Demgegenüber steht das Argument der Befürworter, dass eine höhere Modernisierungsrate durch den Abbau regulatorischer Hürden insgesamt mehr bewirken könne als ein starres, investitionshemmendes Regelwerk. Letztlich entscheidet das GMG somit nicht über das Ziel der Klimaneutralität, sondern über das Risiko und die Geschwindigkeit des Transformationspfades. Der Erfolg hängt maßgeblich davon ab, wie ambitioniert die Quoten ausgestaltet werden, wie schnell erneuerbare Technologien skalieren und ob die Förderpolitik konsequent auf das Netto-Null-Ziel ausgerichtet bleibt.

Auswirkungen auf Investitionsentscheidungen & Finanzierung

Der Übergang vom GEG zum GMG verändert die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Immobilieninvestitionen grundlegend. An die Stelle klar definierter technischer Mindestvorgaben tritt eine stärker marktabhängige Szenario-Planung. Während das GEG eine eindeutige regulatorische Leitplanke für Finanzierungen bot, müssen Investoren künftig komplexe Preisentwicklungen für Biomethan und Wasserstoff sowie steigende Netzentgelte einkalkulieren. Die Zulässigkeit fossiler Systeme im Rahmen des GMG darf dabei nicht mit langfristiger Wirtschaftlichkeit verwechselt werden.

Besonders für institutionelle Akteure rücken regulatorische Übergangsrisiken (Transition Risks) in den Fokus. Im Kontext der EU-Taxonomie und strenger ESG-Vorgaben prüfen Banken zunehmend, ob ein Gebäude mit dem Klimazielpfad 2045 kompatibel ist. Investitionen in heute zulässige Gastechnik könnten sich so zu „Stranded Assets“ entwickeln, die aufgrund hoher Betriebskosten oder eines schrittweisen Gasnetzrückbaus vorzeitig an Wert verlieren. Damit verschiebt sich die Logik der Immobilienfinanzierung: Wer heute investiert, muss neben der Technik vor allem Kapitalmarktperspektiven und CO₂-Kostenverläufe mitdenken. Die Entscheidung für oder gegen ein Heizsystem wird damit von einer rein baulichen Maßnahme zu einer zentralen Risikoabwägung für die gesamte Kapitalanlage.

Chancen für Photovoltaik & Speicher

Trotz der neuen Technologieoffenheit bleibt das Ziel der CO₂-Neutralität bis 2045 rechtlich bindend. Vor diesem Hintergrund gewinnen integrierte Energiesysteme wie Photovoltaik, Batteriegroßspeicher und Wärmepumpen weiter an Bedeutung. Diese Lösungen ermöglichen es Immobilienhaltern, sich von externen Preisentwicklungen und regulatorischen Unsicherheiten im Gasmarkt weitgehend abzukoppeln. Die Eigenstromerzeugung und die intelligente Vernetzung von Strom und Wärme entwickeln sich damit von einer ökologischen Nische zur wirtschaftlichen Absicherung des Portfolios.

Letztlich verschiebt das GMG die Rolle des Staates vom technologischen Taktgeber zum bloßen Rahmensetzer. Die Verantwortung, eine Immobilie zukunftssicher und bankfähig aufzustellen, liegt nun stärker denn je in der strategischen Bewertung von Energie- und Preisszenarien durch die Eigentümer selbst.

Der Beitrag Vom GEG zum GMG – Was ändert sich in der Gebäudeenergiepolitik? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Hinter dem sperrigen Titel „Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau“ verbirgt sich nichts Geringeres als eine Abkehr von bisherigen Prinzipien des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Im Zentrum dieser geplanten Reform steht ein Begriff, der die Branche in Alarmbereitschaft versetzt: das sog. kapazitätslimitierte Netzgebiet.

Was sind die geplanten „kapazitätslimitierten Netzgebiete“?

Der Begriff ist eine regulatorische Neuschöpfung, die ihre Wurzeln in der Überlastung der Niederspannungsebenen durch Wärmepumpen und Wallboxen hat (ehemals § 14a EnWG). Der Referentenentwurf weitet diesen Begriff mit dem Netzpaket 2026 massiv aus und überträgt ihn auf die Einspeiseseite (EE-Anlagen und Speicher).

Ein Netzgebiet gilt nach dem neuen Entwurf zum Netzpaket 2026 für bis zu 10 Jahren als kapazitätslimitiert, wenn:

• Die Belastungsgrenze erreicht ist: Sofern während des vorangegangenen Kalenderjahr die angeschlossenen Anlagen um mehr als 3 % ihrer möglichen Stromeinspeisung abgeregelt werden.
• Die offizielle Ausweisung: Die Netzbetreiber sollen dieses Gebiet bis zum 31. März eines jeden Jahres an die Bundesnetzagentur (BNetzA) melden, wo sie transparent veröffentlicht werden.

Der absolute Anspruch aus § 8 EEG auf „unverzüglichen Anschluss“ relativiert sich also faktisch in diesen Gebieten. Im Gegenzug verpflichtet § 11 EnWG allerdings den Netzbetreiber, genau diese Gebiete prioritär zu optimieren und auszubauen. Insgesamt wird so aus einem technischen Zustand (Überlastung) ein Rechtsstatus mit weitreichenden Konsequenzen für Investoren und Betreiber.

Die regulatorischen Säulen des Netzpakets 2026

1. Der „Redispatch-Vorbehalt“: Das Ende der Entschädigungsgarantie

Bisher gilt das Prinzip: Wenn das Netz den Strom nicht aufnehmen kann, regeln die Netzbetreiber ab, aber der Betreiber erhält eine Entschädigung. Das Netzpaket 2026 möchte diesen Grundsatz aufbrechen und nennt dies „Redispatch-Vorbehalt“.

• Anschluss nur gegen Verzicht: In kapazitätslimitierten Gebieten wird der unverzügliche Anschlussanspruch nach § 8 EEG untergraben. Netzbetreiber müssen einen Anschluss nur noch dann anbieten, wenn der Betreiber vertraglich für die Dauer der Limitierung auf seine Redispatch-Entschädigung verzichtet.
• Ökonomische Folgen: Dieser „Redispatch-Vorbehalt“ verschiebt das finanzielle Risiko des schleppenden Netzausbaus vollständig auf die EE-Branche. Für viele Projekte könnte dies das Ende der Bankfähigkeit bedeuten.

2. Abkehr vom Windhundprinzip: „First Ready, First Served“

Bisher gilt im Netzanschlussverfahren nach § 17 EnWG faktisch das „Windhundprinzip“ (First come, first served). Wer zuerst anfragt, sichert sich die Kapazität – unabhängig davon, ob das Projekt jemals realisiert wird. Das geplante Netzpaket 2026 sieht hier eine regulatorische Zäsur vor:

• Einführung des Reifegradverfahrens: Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sollen bis zum 1. Januar 2027 ein neues System zur Priorisierung vorlegen. Die Vergabe von Kapazitäten erfolge künftig nach dem Prinzip „First ready, first served“.
• Projektmeilensteine als Bedingung: Nach § 17f EnWG-E sollen Verteilnetzbetreiber (VNB) einheitliche Kriterien für die Reservierung von Netzanschlusskapazität entwickeln. Diese Reservierungen sind an feste Meilensteine geknüpft. Werden diese nicht erreicht, verfällt die Reservierung zugunsten realisierungsnaher Projekte.
• Reservierungsgebühren: Zur Abschreckung rein spekulativer Anfragen („Phantom-Projekte“) dürfen Netzbetreiber künftig Gebühren für die Vorhaltung von Anschlusskapazitäten ab einer Nennleistung von 135 kW erheben.

3. Baukostenzuschüsse (BKZ) für Erzeuger

Eine der wohl umstrittensten Änderungen im Netzpaket 2026 betrifft die Kostenallokation. Bisher war der Netzanschluss für EE-Anlagenbetreiber (bis auf die unmittelbaren Anschlusskosten) weitgehend kostenfrei, da der Netzbetreiber für den Ausbau verantwortlich war (§ 17 EEG). Der Referentenentwurf sieht nun vor, dass Netzbetreiber auch von EE-Anlagen angemessene Baukostenzuschüsse verlangen dürfen. Die Bundesnetzagentur erhält die Festlegungskompetenz über die Höhe und regionale Staffelung. Das Ziel ist klar: Regionalisierung. Investoren sollen durch finanzielle Anreize dorthin gelenkt werden, wo das Netz noch Kapazitäten bietet.

4. BESS und Flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCA)

Für Batteriegroßspeicher (BESS) sieht der Entwurf eine Sonderregelung vor. Ein Anschluss darf bei Kapazitätsmangel nicht verweigert werden, sofern ein FCA abgeschlossen wird. Der Speicher darf dann nur so viel einspeisen oder entnehmen, wie es das Netz im jeweiligen Moment erlaubt – ein Modell, das technologisch fortschrittlich ist, aber die Vermarktung der Speicher erschwert. Dies könnte die Rentabilität von einigen BESS-Projekten im Intraday Trading oder Day-Ahead-Handel beeinflussen.

5. Digitalisierung & Transparenz als Gegengewicht

Trotz der massiven Verschärfungen enthält das Netzpaket 2026 auch notwendige Modernisierungsschritte:

• Voll-Digitalisierung: Bis 2028 müssen alle Netzbetreiber digitale Portale für Anschlussbegehren zu allen Spannungsebenen und Anlagentypen bereitstehen.
• Netzauskunft: Projektierer sollen künftig online in Echtzeit prüfen können, ob ein Standort in einem kapazitätslimitierten Gebiet liegt oder wo freie Kapazitäten verfügbar sind.
• Verbindliche Fristen: Netzbetreiber müssen künftig innerhalb von drei Monaten verbindliche Status-Updates zu Anschlussbegehren liefern (§ 17d EnWG-E).

Kritik am Netzpaket 2026

Während das BMWE das Netzpaket 2026 als notwendiges Instrument zur Kostendämpfung und Effizienzsteigerung verteidigt, stößt der Entwurf bei Verbänden, Projektierern und in Teilen der Politik auf massiven Widerstand. Die Kritikpunkte lassen sich in vier Kernbereiche unterteilen:

1. Ausbremsung statt Synchronisierung

Branchenverbände wie der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) und der Bundesverband WindEnergie (BWE) warnen davor, dass das Paket den Ausbau der Erneuerbaren nicht etwa mit dem Netz synchronisiert, sondern ihn schlicht abwürgt. Besonders die Einstufung als „kapazitätslimitiertes Netzgebiet“ für bis zu zehn Jahre wird als „Investitionsstopp durch die Hintertür“ kritisiert. Projekte an betroffenen Standorten seien durch das unkalkulierbare Risiko wegfallender Erträge (Redispatch-Vorbehalt) faktisch nicht mehr finanzierbar.

2. Einseitige Lastenverteilung

Kritiker bemängeln, dass das Risiko für den schleppenden Netzausbau einseitig von den Netzbetreibern auf die Anlagenbetreiber durch das geplante Netzpaket 2026 verschoben wird. Während Netzbetreiber durch die neuen Regelungen (u. a. Baukostenzuschüsse und Entfall der Entschädigungspflicht) finanzielle Entlastung erfahren, müssen Investoren nun für Versäumnisse bei der Infrastruktur geradestehen. Der Ökostromanbieter Green Planet Energy bezeichnete dies als „Frontalangriff“, da der Verursacher des Engpasses – der fehlende Netzausbau – nicht mehr sanktioniert werde.

3. Gefährdung der Akteursvielfalt & Bürgerenergie

Der Genoverband warnt davor, dass insbesondere kleine Akteure und Bürgerenergiegenossenschaften unter die Räder kommen könnten. Die neuen Priorisierungsmöglichkeiten (Reifegradverfahren) und die drohenden Reservierungsgebühren würden große Investoren mit starken Rechtsabteilungen bevorzugen. Kleine Projekte, die für die Akzeptanz der Energiewende vor Ort entscheidend sind, könnten auf die „Wartebank“ geraten oder an den finanziellen Hürden scheitern.

4. Zweifel an der Europarechtskonformität

Ein juristisches Gutachten des BWE, stellt zudem die Vereinbarkeit des Redispatch-Vorbehalts mit EU-Recht infrage. Da das EU-Elektrizitätsbinnenmarktrecht klare Regeln für die Priorisierung von Erneuerbaren und Entschädigungen vorsieht, droht dem Netzpaket 2026 laut Experten eine Klagewelle, die zu erheblicher Rechtsunsicherheit führen könnte. Zudem verstoße es gegen das Diskriminierungsgebot der EU und führe zu mehr Bürokratie durch neu zu erstellende individuelle Priorisierungsregeln.

Alternativvorschläge der Verbände zum Netzpaket 2026

Anstatt den Anschluss neuer Anlagen in „kapazitätslimitierten Gebieten“ faktisch zu verhindern, schlagen Verbände wie der BEE und der BWE eine „Beschleunigungsagenda“ vor. Diese setzt auf technische Innovationen und marktbasierte Anreize statt auf regulatorische Verbote:

1. „Nutzen statt Abregeln 2.0“ konsequent umsetzen

Das größte Potenzial sehen Kritiker in der Strategie „Nutzen statt Abregeln“ (§ 13k EnWG). Anstatt Windräder bei Netzengpässen abzuschalten, sollte der überschüssige Strom lokal genutzt werden – etwa für:

• Power-to-Heat: Umwandlung von Strom in Wärme für Fernwärmenetze oder Industriedampf.
• Elektrolyseure: Produktion von grünem Wasserstoff direkt vor Ort.
• Industrielle Lasten: Gezielte Aktivierung von Großverbrauchern in Regionen mit hohem Stromaufkommen.

2. Netzoptimierung nach dem NOXVA-Prinzip

Die Verbände fordern die strikte Einhaltung des NOXVA-Prinzips (Netzoptimierung vor flexiblen Lasten vor Verstärkung vor Ausbau). Hierzu zählen:

• Freileitungsmonitoring: Sensoren messen Wind und Temperatur an Leitungen. Bei kühlem Wind können bestehende Kabel bis zu 50 % mehr Strom transportieren als im Standardbetrieb.
• Intelligente Ortsnetzstationen (iONS): Digitale Trafostationen, die Lastflüsse in Echtzeit steuern und so lokale Engpässe verhindern.

3. Netzoptimierte Ausschreibungen („Malus-Vorschlag“)

Ein interessanter Gegenvorschlag zum pauschalen Redispatch-Vorbehalt im Netzpaket 2026 sind netzoptimierte Ausschreibungen. Hierbei würden Projekte in bereits vollen Netzgebieten bei der Vergabe der Förderung einen finanziellen Malus (Abzug) erhalten. Der Vorteil wäre, dass Investoren selbst entscheiden, ob sie das Risiko eines „vollen“ Netzes gegen geringere Förderchancen eingehen wollen. Dabei behalten sie aber ihren Anspruch auf Entschädigung, falls sie den Zuschlag erhalten. Dies schützt die Bankfähigkeit der Projekte.

4. Recht auf Überbauung von Netzanschlüssen

Oft sind Netzanschlüsse für die maximale (theoretische) Peak-Leistung reserviert, die nur an wenigen Stunden im Jahr erreicht wird. Die Verbände fordern ein klares Recht auf Überbauung, Cable Pooling und den Netzverknüpfungspunkt besser zu nutzen. So könnten Wind- und Solarparks denselben Netzanschluss nutzen, da sie selten gleichzeitig die volle Leistung einspeisen. In Kombination mit Batteriespeichern vor Ort ließe sich die Einspeisung glätten, ohne das Netz zu überlasten.

Das Netzpaket 2026 als politisches Hochrisiko-Projekt

Das Netzpaket 2026 ist der Versuch, die regulatorische Starre des Netzanschlusses aufzubrechen. Dabei wird es jedoch zu einem politischen Hochrisiko-Projekt. Während die Digitalisierung und Transparenz längst überfällige Verbesserungen sind, stellt die geplante Kombination aus BKZ-Pflicht und Entfall des Anschlussvorrangs in limitierten Gebieten eine erhebliche Risikoverschiebung dar. Vor allem Projektentwickler von Volleinspeise-Anlagen müssen die Standortwahl künftig nicht mehr nur nach Windhöffigkeit oder Sonneneinstrahlung, sondern primär nach der regulatorischen Landkarte der Netzbetreiber ausrichten.

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Definition: Das steckt hinter dem Redispatch-Vorbehalt

Der Redispatch bezeichnet Maßnahmen der Netzbetreiber, um Stromnetzengpässe zu vermeiden und die Netzstabilität zu gewährleisten. Konkret bedeutet das: Wenn in einem Netzabschnitt zu viel Strom eingespeist wird – etwa durch Wind- oder Solarparks – kann der Netzbetreiber einzelne Anlagen teilweise drosseln oder andere Kraftwerke zusätzlich hochfahren. Ziel ist, Überlastungen zu vermeiden und Spannung wie Frequenz im Netz stabil zu halten. Diese Eingriffe sind kostenintensiv. Allein in Deutschland entstehen durch Redispatch-Maßnahmen jährlich Kosten in Milliardenhöhe. Dies geschieht, weil Anlagenbetreiber für die Abregelung Entschädigungen erhalten und die Bereitstellung von konventionellen Kraftwerken teuer ist.

Der Redispatch-Vorbehalt bezeichnet nun einen geplanten Mechanismus, nach dem Netzbetreiber bestimmte Regionen als „kapazitätslimitierte Netzgebiete“ ausweisen dürfen. Voraussetzung soll sein, dass dort im Vorjahr mehr als 3 % der möglichen Strommenge wegen Netzengpässen abgeregelt werden mussten. In solchen Gebieten ist ein Netzanschluss von neuen PV- und Windkraftanlagen zwar grundsätzlich möglich, allerdings erhalten sie keine Entschädigung bei Abregelung. Diese Einstufung soll bis zu zehn Jahre gelten. Damit würde das bisherige Prinzip durchbrochen, wonach Betreiber bei netzbedingten Eingriffen finanziell ausgeglichen werden.

Hintergrund: Warum der Vorschlag entstanden ist

Der Redispatch-Vorbehalt hat seinen Ursprung nicht in der Politik, sondern im Netzbetreiberumfeld, wie der Bundesverband Neue Energiewirtschaft herausarbeitete. Erste konzeptionelle Überlegungen entwickelte demnach bereits 2021 die Eon-Tochter Edis. Die weitere Ausarbeitung erfolgte gemeinsam mit E-Bridge Consulting. In den folgenden Jahren fand der Ansatz zunehmend Eingang in energiepolitische Diskussionen und Positionspapieren der Branche.

Öffentliche Unterstützung erhielt die Idee zudem von Katherina Reiche, die sich in ihrer damaligen Funktion an der Spitze von Westenergie dafür aussprach. Politisch aufgegriffen wurde der Vorschlag schließlich durch eine Initiative des Landes Mecklenburg-Vorpommern im Bundesrat. Von dort gelangte er nun in einen Gesetzentwurf des BMWE. Damit lässt sich der Weg vom Branchenkonzept zu einem möglichen regulatorischen Instrument nachzeichnen.

Wirtschaftliche Auswirkungen für Voll- und Groß-Einspeiser

Analysen von Aurora Energy Research zeigen, dass der Redispatch-Vorbehalt insbesondere Regionen mit hoher Erneuerbaren-Dichte treffen könnte. Dies sind vorwiegend windstarke Gebiete im Norden oder photovoltaikintensive Regionen im Süden Deutschlands. Für Betreiber neuer EEG-Anlagen, die volleinspeisen oder große Teilmengen einspeisen, entsteht dabei ein erhebliches wirtschaftliches Risiko. Im Fall einer Abregelung könnten nicht nur die üblichen Redispatch-Entschädigungen entfallen, sondern zugleich auch die Marktprämie ausbleiben, da kein Strom eingespeist wird. Diese doppelte Einnahmeunsicherheit erschwert die Kalkulation von Projekten deutlich und kann die Finanzierung neuer Anlagen spürbar verteuern oder sogar verhindern.

Auswirkungen auf EE-Projekte mit hohem Eigenverbrauch und BESS

Für Projekte, bei denen Unternehmen den erzeugten Solarstrom überwiegend selbst verbrauchen und Batteriegroßspeicher (BESS) systemdienlich einsetzen, hat der Redispatch-Vorbehalt eine deutlich geringere wirtschaftliche Relevanz. Denn je höher der Eigenverbrauchsanteil vor Ort ist, desto seltener muss Strom überhaupt ins Netz eingespeist werden und desto geringer ist somit das Risiko redispatchbedingter Abregelungen.

Zusätzlich können BESS netzdienlich betrieben werden, etwa indem sie Einspeisespitzen glätten, Lastprofile optimieren oder gezielt in Zeiten niedriger Netzbelastung einspeisen. Solche Betriebsstrategien reduzieren potenzielle Netzengpässe bereits technisch und könnten langfristig zu einem wichtigen Argument gegenüber Netzbetreibern werden. Dies gilt insbesondere in Regionen mit begrenzter Netzkapazität.

Damit entsteht ein struktureller Unterschied zwischen Projekttypen. Während reine Einspeiseanlagen stärker von regulatorischen Risiken betroffen wären, könnten kombinierte Eigenverbrauch- und Speicherprojekte ihre Systemintegration aktiv verbessern und damit sowohl wirtschaftliche als auch netztechnische Vorteile erzielen. Der Redispatch-Vorbehalt würde somit indirekt Anreize fürflexible und netzdienliche Anlagenkonzepte setzen.

Juristische Kritik am Redispatch-Vorbehalt

Auch rechtlich steht das Instrument unter Druck. Juristen und Gutachter sind skeptisch, ob der Redispatch-Vorbehalt vor der dem Artikel 6 Abs. 2 der EU-Elektrizitätsrichtlinie 2019/944 und der Präzisierung durch (EU) 2024/1711 bestehen kann. Auch Artikel 13 der EU-Verordnung 2019/943 deutet darauf hin, dass eine solche Systematik gegen europäisches Energierecht verstoßen könnte. Reguliert wird dort nämlich, dass Netzzugänge fair, sachlich gerechtfertigt und diskriminierungsfrei erfolgen müssen. Zusätzlich sind Netzbetreiber dazu verpflichtet, Engpässe primär durch marktbasierten Redispatch unter Einbeziehung aller Erzeugungs- und Speichertechnologien zu beheben und Abregelungen in der Regel zu entschädigen.

Vor diesem Hintergrund wird kritisch gesehen, dass der Redispatch-Vorbehalt faktisch dazu führen könnte, dass Anschlussinteressenten auf Entschädigungsansprüche verzichten müssen, um überhaupt einen Netzanschluss zu erhalten. Ein solcher Verzicht wäre nach europäischem Recht jedoch nur zulässig, wenn er freiwillig erfolgt. Wird er zur Voraussetzung für den Anschluss gemacht, könnte dies als unzulässiger Druck und damit als Umgehung der unionsrechtlichen Schutzmechanismen gewertet werden.

Kritiker argumentieren daher, dass das Instrument den diskriminierungsfreien Netzzugang unterlaufen und zugleich den Anreiz für Netzbetreiber verringern könnte, Engpässe durch Netzausbau oder effiziente Systemführung zu reduzieren. Entsprechend warnen Branchenverbände und Rechtsgutachten vor erheblichen Rechtsunsicherheiten und möglichen Konflikten mit europäischem Binnenmarktrecht, sollte der Mechanismus in dieser Form gesetzlich verankert werden.

Kritik aus Branche & Energiewirtschaft

Neben juristischen Bedenken äußern auch Marktakteure erhebliche wirtschaftliche Vorbehalte. Energieunternehmen wie RWE sowie Branchenverbände warnen davor, dass der Redispatch-Vorbehalt Investitionen ausbremsen könnte. Wenn Erlösrisiken steigen und Amortisationszeiten schwer kalkulierbar werden, erhöht sich die Unsicherheit für Projektentwickler, Finanzierer und Betreiber gleichermaßen. Einige Stimmen befürchten sogar, dass große Teile Deutschlands unter die 3-Prozent-Schwelle fallen könnten und der Ausbau erneuerbarer Energien dadurch strukturell verlangsamt würde.

Alternativvorschläge statt Redispatch-Vorbehalt

Als Gegenentwurf werden zunehmend marktorientierte Steuerungsmechanismen diskutiert. So schlagen das Öko-Institut und die Stiftung Umweltenergierecht ein Modell netzoptimierter Ausschreibungen vor. Dabei würde ein Netzengpass-Malus Projekte in Regionen mit begrenzter Netzkapazität in der Zuschlagsreihenfolge nach hinten verschieben, ohne die Förderhöhe zu reduzieren. Auf diese Weise würden Investoren indirekt dazu angeregt, Standorte mit geringerer Netzbelastung zu wählen, ohne den wirtschaftlichen Rahmen einzelner Projekte nachträglich zu verändern. Die Ausweisung entsprechender Engpassgebiete könnte jährlich auf Basis von Redispatch-Daten erfolgen, die an die Bundesnetzagentur gemeldet werden.

Alternativ gestattet der seit Februar 2025 geltende § 8a des EEGs eine gezielte und strategische Überbauung eines vorhandenen Netzanschlusses. Dies bedeutet, dass die Nennleistung einer EE-Anlage durchaus größer sein darf als die Kapazität ihres Verknüpfungspunktes. Für die wenigen Stunden eines Jahres, in denen eine PV-Anlage oder ein Windpark die maximale Leistung erzielen, kann das jeweilige Energiemanagementsystem die Einspeisung problemlos drosseln. Dies reduziert bzw. verschiebt die Netzausbaukosten und bremst die Energiewende nicht aus. So wird die Netzüberbauung zu einer Schlüsselstrategie in Gebieten mit Redispatch-Vorbehalt.

Einordnung: Warum das Thema so kontrovers ist

Die intensive Debatte um den Redispatch-Vorbehalt zeigt einen grundlegenden Zielkonflikt der Energiewende: Einerseits soll der Ausbau erneuerbarer Energien möglichst schnell erfolgen, andererseits sind die Stromnetze regional ohne Ausbau begrenzt belastbar. Der Vorbehalt würde dieses Spannungsfeld regulatorisch lösen, indem er einen Teil des Netzrisikos auf Anlagenbetreiber verlagert. Befürworter sehen darin einen Anreiz für netzdienliche Standortwahl, Kritiker hingegen eine Gefährdung der Investitionssicherheit. Genau dieser Interessenkonflikt macht das Instrument zu einem der umstrittensten energiepolitischen Vorschläge der aktuellen Diskussion.

Fazit

Der Redispatch-Vorbehalt ist weit mehr als ein technischer Detailmechanismus. Er würde die Risikoverteilung im Stromsystem neu ordnen und damit direkten Einfluss auf Investitionsentscheidungen, Standortwahl und Ausbaugeschwindigkeit erneuerbarer Energien nehmen. Seine Umsetzung ist derzeit offen. Fest steht jedoch bereits, dass eine Einführung tiefgreifende Auswirkungen auf Marktstrukturen, Finanzierungspraxis und Regulierung im Energiesektor bei Voll- und Großeinspeise-Anlagen hätte.

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(Stand Anfang 2026) Eine bundesweit einheitliche Photovoltaik-Pflicht für Industrie- und Gewerbeimmobilien existiert in Deutschland weiterhin nicht. (Siehe oben) Zwar wurde auf Bundesebene politisch mehrfach eine Harmonisierung angekündigt, tatsächlich liegt die Gesetzgebungskompetenz aber weitgehend bei den Bundesländern. Dadurch gilt derzeit ein Flickenteppich aus unterschiedlichen Verpflichtungen, Übergangsfristen und Schwellenwerten. Parallel steigt jedoch der regulatorische Druck deutlich, weil sowohl nationale Klimaziele als auch europäische Vorgaben eine schnellere Integration von Photovoltaik in den Gebäudesektor verlangen.

Zentraler Treiber auf EU-Ebene ist die Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (Energy Performance of Buildings Directive, EPBD). Diese verpflichtet die Mitgliedstaaten, neue Anforderungen an die Nutzung von Solarenergie auf Gebäuden einzuführen. Die Umsetzung der aktuellen Vorgaben in nationales Recht muss spätestens bis zum 29. Mai 2026 erfolgen. Damit ist absehbar, dass bestehende Landesregelungen angepasst und bisherige Lücken geschlossen werden. Für Unternehmen bedeutet das: Selbst wenn am jeweiligen Standort heute noch keine Pflicht gilt, kann sich die Rechtslage kurzfristig ändern. Die Bundesregierung hat die Umsetzung der EU-Richtlinie im Rahmen der Ausgestaltung des Gebäudemodernisierungsgesetzes (GEG bzw. jetzt GMG) angekündigt. Dies soll bis zum 1. Juli 2026 geschehen.

Hier gilt die Photovoltaik-Pflicht auf Gewerbedächern

Auf Länderebene haben zahlreiche Bundesländer bereits verbindliche Vorgaben eingeführt. Besonders früh war Baden-Württemberg, wo seit 2022 eine Pflicht für neue Nichtwohngebäude und seit 2023 auch bei grundlegenden Dachsanierungen gilt. Auch Berlin, Hamburg, Schleswig-Holstein, Niedersachsen, Rheinland-Pfalz und Bayern haben inzwischen verbindliche Solarpflichten für gewerbliche Neubauten eingeführt, teils ergänzt um Anforderungen bei Dachsanierungen im Bestand. Bremen hat ein gestuftes Modell etabliert, bei dem zunächst Sanierungen und anschließend auch Neubauten erfasst wurden. In Nordrhein-Westfalen gelten Vorgaben bereits für bestimmte Gebäudekategorien und werden schrittweise ausgeweitet, während Brandenburg Teilpflichten für gewerbliche Gebäude eingeführt hat und weitere Verschärfungen vorbereitet.

Andere Bundesländer verfolgen bislang zurückhaltendere Strategien. In Hessen, Saarland, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Thüringen und Mecklenburg-Vorpommern bestehen derzeit keine flächendeckenden landesweiten Verpflichtungen für gewerbliche Gebäude. Dort beschränken sich Vorgaben häufig auf öffentliche Neubauten, kommunale Liegenschaften oder Förderprogramme statt gesetzlicher Installationspflichten. Dennoch existieren auch hier politische Diskussionen über eine Einführung, häufig mit Verweis auf Wettbewerbsnachteile für Länder ohne Solarpflicht.

Gewerbliche Großparkplätze sind auch betroffen

Neben Dachflächen geraten zunehmend auch versiegelte Flächen in den Fokus der Gesetzgebung. Mehrere Länder verlangen bereits Solar-Carports für neu gebaute Großparkplätze ab einer bestimmten Stellplatzzahl. Diese Regelungen verfolgen ein doppeltes Ziel: zusätzliche Solarstromerzeugung ohne Flächenkonkurrenz sowie gleichzeitigen Witterungsschutz für Fahrzeuge. Schwellenwerte, Anrechnungsmodelle und Ausnahmen unterscheiden sich jedoch stark zwischen den Ländern.

Vereinheitlichung der PV-Plicht durch EPBD in Sicht

Insgesamt zeigt sich ein klarer Trend: Die regulatorische Entwicklung bewegt sich bundesweit in Richtung flächendeckender Solarpflichten, auch wenn der Weg dorthin weiterhin über unterschiedliche Landesgesetze führt. Spätestens mit der verpflichtenden Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie bis Mai 2026 ist davon auszugehen, dass sich die Anforderungen weiter angleichen und in vielen Regionen verschärfen. Für Industrie- und Gewerbeunternehmen wird es daher zunehmend entscheidend, Bau- und Sanierungsprojekte frühzeitig unter Berücksichtigung der jeweils geltenden Landesvorschriften zu planen, um Genehmigungsrisiken und Nachrüstungskosten zu vermeiden.

Übersicht zur PV-Pflicht nach Bundesland

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CUBE CONCEPTS berät Sie gerne zu der aktuellen Gesetzgebung sowie der Photovoltaik Förderung und kann Ihnen eine innovative und individuelle Energielösung anbieten, damit auch Ihr Unternehmen künftig die gesetzlichen Richtlinien erfüllt. Mit Solarparks, Photovoltaik-Carports und Photovoltaikanlagen für Dachflächen senken Sie zusätzlich Ihre Energiekosten und verbessern Ihre CO₂-Bilanz.

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Der Beitrag Wo gilt eine Photovoltaik-Pflicht für Industrie & Gewerbe? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

(Stand Anfang 2026) Eine bundeseinheitliche Solarpflicht für Immobilien existiert in Deutschland weiterhin nicht. (Siehe oben) Zwar hatte die Bundesregierung eine solche Vereinheitlichung politisch angekündigt, umgesetzt wurde sie bislang jedoch nicht. Stattdessen bestimmen nach wie vor die Bundesländer über konkrete Verpflichtungen, Fristen und Anwendungsbereiche. Parallel steigt der regulatorische Druck deutlich, denn die Mitgliedstaaten der Europäische Union müssen die Vorgaben der novellierten Gebäuderichtlinie (EPBD) bis spätestens 29. Mai 2026 in nationales Recht überführen. Diese verpflichtet dazu, den Einsatz von Solarenergie auf Gebäuden deutlich auszuweiten, insbesondere bei Neubauten und umfassenden Renovierungen.

Unabhängig von einer bundesweiten Pflicht bleibt das technische Potenzial enorm. Analysen des Thinktanks Agora Energiewende zeigen weiterhin, dass allein Dachflächen in Deutschland ein Photovoltaik-Potenzial im dreistelligen Gigawattbereich besitzen. Selbst konservative Szenarien gehen davon aus, dass Dachanlagen einen erheblichen Anteil am Ausbauziel von rund 215 GW installierter PV-Leistung bis 2030 leisten können. Vor diesem Hintergrund hält die energiepolitische Debatte über eine allgemeine Solarpflicht für Gebäude an.

Bisher Industrie & Gewerbe im Focus der Solarpflicht

Im regulatorischen Alltag stehen weiterhin vor allem Industrie- und Gewerbeimmobilien im Fokus. Der Grund liegt in ihrer deutlich größeren Dachfläche im Vergleich zu Wohngebäuden. Logistikimmobilien, Produktionshallen und öffentliche Gebäude verfügen im Durchschnitt über ein Vielfaches der verfügbaren Dachfläche eines typischen Einfamilienhauses. Deshalb setzen viele Länder Photovoltaik-Pflicht für Industrie & Gewerbe um und erweitern sie erst später auf Wohngebäude. Zusätzlich beziehen einige Landesgesetze auch versiegelte Flächen wie große Parkplätze in die Pflicht ein, wenn diese neu gebaut werden. Ab 2027 gilt erstmals eine bundeseinheitliche Regelung. Was § 106 GModG für Gewerbeimmobilien konkret bedeutet, lesen Sie im oben verlinkten Beitrag.

Wo gilt eine Solarpflicht bei Immobilien?

Die gesetzlichen Vorgaben unterscheiden sich regional erheblich. Je nach Bundesland variieren unter anderem Stichtage für Bauanträge, Mindestanteile der zu belegenden Dachfläche, Schwellenwerte für Gebäudeflächen oder Stellplatzzahlen sowie Ausnahmeregelungen etwa bei Denkmalschutz, statischen Einschränkungen oder wirtschaftlicher Unzumutbarkeit. Auch die Frage, ob nur Neubauten oder zusätzlich Dachsanierungen betroffen sind, wird unterschiedlich geregelt. Für Projektentwickler und Immobilienbesitzer bedeutet das: Eine rechtssichere Planung ist nur mit Blick auf die jeweils aktuelle Landesgesetzgebung möglich.

Fazit

Insgesamt bleibt die politische Diskussion um eine allgemeine Solarpflicht dynamisch. Der Ausbau der Photovoltaik gilt als zentrale Voraussetzung für die Erreichung der Klimaziele, und das technische Potenzial auf Gebäuden ist vorhanden. Während Kritiker vor allem Investitionskosten und bürokratische Belastungen anführen, verweisen Befürworter auf sinkende Anlagenpreise, langfristige Stromkostenvorteile und steigende Anforderungen durch EU-Recht. Spätestens mit der nationalen Umsetzung der EPBD-Vorgaben bis Mai 2026 ist daher mit weiteren Verschärfungen und einer stärkeren Angleichung der Regelungen zu rechnen.

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PV & Wind dominieren das Netz

Das Jahr 2025 markiert einen Wendepunkt in der deutschen Stromerzeugung. Erstmals haben die Erneuerbaren Energien die Braunkohle überholt und sind mit 56 % zur wichtigsten Stromquelle aufgestiegen. Mit einem massiven Zubau von über 16 Gigawatt im vergangenen Jahr lieferten Solaranlagen rund 87 Terawattstunden Strom. Diese Entwicklung zeigt sich deutlich in den Preisverläufen an der Strombörse. 2025 wurde ein neuer Rekord mit 574 Stunden negativer Strompreise verzeichnet.  

Gleichzeitig ist aber auch die Zahl der Hochpreisstunden in 2025 deutlich gestiegen, in denen der Börsenstrompreis teils weit über 200 Euro pro Megawattstunde lag. Dies ist ein Anstieg um 25 % im Vergleich zu 2024. Auch der durchschnittliche Preis an der Strombörse hat sich in 2025 um etwa 10,5 % zum Vorjahr auf knapp 89 Euro pro Megawattstunde verteuert. Insgesamt sendet der Markt so immer stärkere Preissignale.

Die Preisvolatilität ist damit eine direkte Folge des erfolgreichen Ausbaus erneuerbarer Energien. Sie zeigt zugleich, dass der Umbau des Stromsystems noch nicht abgeschlossen ist. Während die Erzeugung zunehmend wetterabhängig erfolgt, reagieren Verbrauch, Netze und Speicher bislang nur begrenzt auf diese Schwankungen. Der notwendige Ausbau von Flexibilitätsoptionen – etwa durch Batteriegroßspeicher, steuerbare Lasten, dynamische Tarife und digitale Mess- und Steuerungstechnik – hinkt dem Ausbau der Erzeugung hinterher.

Flaschenhals BESS-Netzzusagen und mangelnde Flexibilität erhöhen in 2026 die Strompreise

Der Speichermarkt entwickelt sich äußerst dynamisch und der Bundesverband der Solarwirtschaft berichtet, dass sich die Batteriespeicherkapazität in Deutschland seit 2020 immerhin verfünffacht hat. Allein 9.710 Anfragen für Netzanschlüsse von Batteriespeichern auf Mittelspannungsebene sind bei den deutschen Netzbetreibern in 2025 eingelaufen und nur etwa 3.800 erhielten Zusagen.

Zwischenzeitlich stapeln sich die Anträge und die ÜNB sowie VNB hinken mit der Bearbeitung deutlich hinterher. So liegt die installierte Speicherkapazität deutlich unter dem Niveau, das für ein überwiegend erneuerbares Stromsystem erforderlich wäre. Auch die für 2026 und 2027 bereits von den ÜNB genehmigten 51 Gigawatt an Batteriegroßspeichern schaffen hier keine direkten Effekte. Kurzfristige Flexibilität ist zwar zunehmend verfügbar, systemischen Einfluss auf Preisstabilität, Netzbetrieb und Reservekraftwerke sind daher bislang nur begrenzt realisiert.

Staatliche Milliarden als Preispuffer für die Strompreise in 2026

Vor diesen Hintergründen reagiert die Politik zunehmend mit preisstützenden Maßnahmen. Für das Jahr 2026 plant der Bund, rund 29,5 Milliarden Euro aufzuwenden, um die Strompreise für Unternehmen und Haushalte zu dämpfen. Die Mittel fließen unter anderem in Zuschüsse zu den Übertragungsnetzentgelten, in die Absenkung der Stromsteuer, in den Industriestrompreis sowie in die EEG-Finanzierung über den Klima- und Transformationsfonds. Ergänzt werden diese Maßnahmen durch die Strompreiskompensation für energieintensive Unternehmen.

Diese Entlastungen für die Strompreise tragen in 2026 kurzfristig dazu bei, die Kosten für Verbraucher und Industrie zu begrenzen. Zugleich mehren sich jedoch kritische Stimmen, die auf die begrenzte Nachhaltigkeit dieses Ansatzes hinweisen. Die hohen staatlichen Zuschüsse setzen nicht an den Ursachen der steigenden Systemkosten an, sondern überdecken Preissignale, die eigentlich Investitionen in Flexibilität, Effizienz und Systemdienlichkeit anreizen sollen. Einzelne Politiker, Expertenkommissionen und wirtschaftswissenschaftliche Institute betonen daher, dass Maßnahmen zur Senkung der Gesamtsystemkosten langfristig wirksamer sind als dauerhafte Subventionen.

Warum sich Flexibilität jetzt doppelt lohnt

Die aktuellen Marktdaten verdeutlichen, dass sich der Fokus im Stromsystem verschieben muss: weg von der reinen Erzeugungslogik hin zu einem integrierten Systemansatz. Ein Strommarkt mit einem hohen Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien benötigt zwingend flexible Verbraucher, Batteriegroßspeicher und intelligente Netze, die zeitvariable Preissignale konsequent nutzbar machen.

Genau hier entsteht das wirtschaftliche Potenzial für Unternehmen, die ihre Strompreise in 2026 senken möchten:

• Arbitrage-Effekte nutzen: Trotz der Verzögerungen bei Netzzusagen für BESS zeigt der Markt, dass Strom-Trading mit Arbitrage-Erlösen – also das Kaufen von Strom in Negativphasen und das Nutzen oder Einspeisen in Hochpreisphasen – ein hochattraktives Geschäftsmodell ist.
• Lastmanagement als Wettbewerbsvorteil: Unternehmen, die in der Lage sind, ihre Prozesse durch digitale Steuerungstechnik und eigene Speicherlösungen zu flexibilisieren, entziehen sich dem steigenden durchschnittlichen Preisniveau. Sie nutzen die „Gratis-Stunden“ der Erneuerbaren und umgehen die teuren Spitzen, die durch mangelnde Systemflexibilität entstehen.
• Vermeidung von Netzkosten: Durch intelligente Eigenstromoptimierung und Peak Shaving lassen sich nicht nur die reinen Beschaffungskosten, sondern auch die Netzentgelte signifikant senken – ein Faktor, der angesichts der steigenden Systemkosten 2026 immer gewichtiger wird.

Fazit: Die Strompreise 2026 als Weckruf für Unternehmen

Die Strompreise 2026 werden durch ein massives staatliches Eingreifen künstlich stabilisiert, doch die Rekord-Volatilität an der Börse ist ein bleibendes strukturelles Merkmal. Die Milliarden-Subventionen des Bundes lindern zwar kurzfristig den Kostendruck, können aber den notwendigen technologischen Umbau nicht ersetzen.

Der „Flaschenhals“ bei den Netzzusagen und die noch unzureichende Flexibilität auf der Nachfrageseite treiben die Systemkosten weiter in die Höhe. Die zentrale Herausforderung – und gleichzeitig die größte Chance – besteht darin, diese Volatilität wirtschaftlich nutzbar zu machen. Wer jetzt in Speicher, digitale Steuerung und dynamische Konzepte investiert, macht sich unabhängig von staatlichen Hilfsprogrammen und positioniert sich in einem volatilen Marktumfeld als systemdienlicher und kosteneffizienter Akteur. Volatilität ist kein Risiko, das man aussitzen sollte, sondern ein Preissignal, das nach unternehmerischen Antworten verlangt.

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Während private Haushalte meist regulierte oder standardisierte Tarife nutzen, werden Industriestrompreise individuell gebildet. Großabnehmer profitieren häufig von reduzierten Abgaben, Sonderregelungen und maßgeschneiderten Lieferverträgen, was eine gesonderte Betrachtung zwingend erforderlich macht.

Zusammensetzung der Industriestrompreise in Europa

Die Industriepreise für Strom setzen sich auch 2025 aus mehreren Kostenblöcken zusammen:

• Beschaffungskosten am Großhandels- bzw. Spotmarkt
• Netzentgelte für Übertragung und Verteilung
• Steuern, Abgaben und Umlagen
• Regulatorische Entlastungen für energieintensive Unternehmen

In Deutschland profitieren viele Betriebe nach wie vor von Mechanismen wie etwa der Stromsteuerentlastung (§§ 9b, 10 StromStG), der Besonderen Ausgleichsregelung (BesAR nach EnFG), der atypischen Netznutzung oder der noch geltenden Bandlast nach § 19 StromNEV. Auf europäischer Ebene kommen zudem freie CO₂-Zertifikate im EU-Emissionshandel sowie individuelle Lieferverträge hinzu, die Markttransparenz einschränken, aber Preisvorteile ermöglichen.

Europas Industriestrompreise 2025 im Überblick

Im Jahr 2025 liegt der durchschnittliche europäische Industriestrompreis bei 16,87 Cent/kWh. Die Preise beziehen sich auf Unternehmen mit einem jährlichen Stromverbrauch im Bereich typischer Industrie- und Gewerbekunden und beinhalten Netzentgelte, jedoch keine Mehrwertsteuer.

Niedrigste Industriestrompreise 2025

• Finnland: 7,67 ct/kWh
• Schweden: 9,28 ct/kWh
• Portugal: 11,06 ct/kWh
• Dänemark & Spanien: jeweils 12,10 ct/kWh

Diese Länder profitieren vor allem von einem hohen Anteil erneuerbarer Energien, günstiger Wasserkraft sowie stabilen Netzinfrastrukturen.

Höchste Industriestrompreise 2025

• Irland: 26,06 ct/kWh
• Kroatien: 21,36 ct/kWh
• Ungarn: 19,12 ct/kWh

Hohe Importabhängigkeit, begrenzte Erzeugungskapazitäten und nationale Abgabenstrukturen treiben dort die Industriepreise deutlich über den EU-Durchschnitt.

Deutschland im europäischen Vergleich

Mit 17,99 Cent/kWh (lt. Bundesnetzagentur) liegt Deutschland rund 6,6 % über dem EU-Durchschnitt. Trotz gesunkener Großhandelspreise bleiben die Industriestrompreise durch vergleichsweise hohe Netzentgelte und Abgaben belastet. Länder wie Frankreich (13,42 ct/kWh) oder Polen (12,65 ct/kWh) weisen deutlich günstigere Bedingungen für industrielle Stromverbraucher auf.

Herausforderungen beim Vergleich europäischer Industriepreise

Der Vergleich der Industriestrompreise in Europa bleibt anspruchsvoll, da mehrere Faktoren die Aussagekraft beeinflussen:

Unterschiedliche Kostenstrukturen
Die Gewichtung von Beschaffung, Netzentgelten und staatlichen Abgaben variiert stark. Länder mit hohen Beschaffungskosten können dennoch günstigere Gesamtpreise aufweisen als Staaten mit hohen Netzentgelten.

Regulatorische Rahmenbedingungen
Nationale Fördermodelle, Steuererleichterungen und Sonderregelungen für Industrieunternehmen führen zu erheblichen Preisunterschieden.

Energieerzeugungsmix und Marktstruktur
Ein hoher Anteil erneuerbarer Energien oder Kernenergie senkt langfristig die Strompreise, während fossile Abhängigkeiten Preisschwankungen verstärken.

Entwicklung & Ausblick auf die Industriestrompreise

Die Industriepreise für Strom 2025 spiegeln eine Phase relativer Marktberuhigung wider. Gegenüber den Krisenjahren sind die Preise europaweit gesunken, bleiben jedoch strukturell unterschiedlich. Für Unternehmen gewinnt daher die strategische Strombeschaffung weiter an Bedeutung.

• Festpreisverträge bieten Kalkulationssicherheit
• Spotmarktorientierte Beschaffung ermöglicht Kostenvorteile bei hoher Flexibilität
• Eigenerzeugung aus Photovoltaik reduziert dauerhaft Bezugskosten
• Kombination mit Batteriegroßspeichern und Energiemanagementsystemen steigert Wirtschaftlichkeit

Gerade für Industrie und Gewerbe ist die Eigenversorgung mit erneuerbaren Energien einer der wirksamsten Hebel, um sich langfristig von volatilen Industriestrompreisen zu entkoppeln. In Deutschland wird sich zeigen, welchen Einfluss der für 2026 geplante Industriestrompreis (Brücken-/Industriestromtarif) sowie die Zuschüsse für den Netzausbau insgesamt die Kosten senken wird.

Europas Industriepreise 2025 bleiben standortentscheidend

Die Industriestrompreise in Europa 2025 haben sich insgesamt stabilisiert, die Unterschiede zwischen den Ländern bleiben jedoch erheblich. Deutschland bewegt sich weiterhin im oberen Preisdrittel, was die Wettbewerbsfähigkeit energieintensiver Unternehmen belastet.

Für Industrie und Gewerbe wird es zunehmend entscheidend, Stromkosten aktiv zu steuern – durch intelligente Beschaffung, eigene Erzeugung und regulatorisch optimierte Nutzung der Netzinfrastruktur. Wer diese Stellschrauben konsequent nutzt, kann nicht nur Kosten senken, sondern zugleich einen messbaren Beitrag zur Dekarbonisierung leisten.

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Weshalb ein Industriestrompreis ab 2026 eingeführt wird

Die Energiepreise sind für die deutsche Industrie seit Jahren ein strategisches Risiko. Obwohl sich die Großhandelspreise nach dem Energiepreisschock von 2022 wieder stabilisiert haben, lag der durchschnittliche Industriestrompreis in 2024 mit 23,3 ct/kWh und in 2025 mit 17,8 bis 18,8 ct/kWh weiterhin auf oberem EU-Niveau. Große energieintensive Unternehmen mit besonderen Vergünstigungen zahlen mit 11 bis 12 ct/kWh oft deutlich weniger.

Besonders relevant ist die Struktur dieser Kosten. Nur etwa 40 % entfallen auf den eigentlichen Arbeitspreis, also den Strom, der physikalisch verbraucht wird. Dieser liegt derzeit bei rund 9 ct/kWh. Die restlichen 60 % bestehen aus Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen, die sich nicht ohne Weiteres reduzieren lassen. Genau aus diesem Grund setzt die Bundesregierung nun gezielt beim Arbeitspreis an. Durch die Absenkung auf 5 ct/kWh soll ein Preissignal gesetzt werden, das die internationale Wettbewerbsfähigkeit stromintensiver Unternehmen stärkt und gleichzeitig Investitionen in Energiewende-Technologien beschleunigt.

Ausgestaltung des Industriestrompreises ab 2026

Formal wird der neue Industriestrompreis rückwirkend greifen. Unternehmen können die finanzielle Unterstützung erstmals im Jahr 2027 für das Jahr 2026 rückwirkend beantragen und gehen finanziell in Vorleistung. Die Förderung ist auf insgesamt drei Jahre ausgelegt – also auf die Zeiträume 2026, 2027 und 2028 – und läuft anschließend aus. Ausgezahlt wird jedoch noch bis 2030, sodass aus administrativer Sicht ausreichend Puffer bleibt.

Der Bund stellt hierfür erhebliche Mittel bereit, allerdings in sinkender Höhe: 2026 sollen 1,5 Mrd. Euro aus dem Klimatransformationsfonds (KTF) zur Verfügung stehen, in den beiden Folgejahren jeweils 800 Mio. Euro. Das Konzept ist bewusst degressiv ausgestaltet, um die Unternehmen zu entlasten. Zugleich soll es aber klare Anreize geben, die Energieversorgung strukturell nachhaltiger aufzustellen. Berechnungsgrundlage ist der durchschnittliche Börsenstrompreis. Liegt dieser oberhalb von 50 Euro je Megawattstunde, greift die Differenzzahlung bis zur Marke von 5 ct/kWh, jedoch nur für definierte Verbrauchsanteile.

Welche Unternehmen Anspruch haben

Adressiert werden ausdrücklich nur jene Industriezweige, die als besonders strom- und handelsintensiv gelten. Grundlage ist die sogenannte BesAR-Liste 1 des Energieeffizienzgesetzes (EnFG), also die EU-Sektoren mit „erheblichem Verlagerungsrisiko“. Für die Förderfähigkeit müssen Handelsintensität und Stromintensität zusammengenommen mindestens 2 Prozent erreichen und beide Werte jeweils über 5 Prozent liegen.

Diese vergleichsweise strenge Definition begrenzt die Beihilfen auf 91 Wirtschaftssektoren und Teilsektoren, zu denen unter anderem große Teile der chemischen Industrie, die Metallverarbeitung, die Produktion von Zement, Glas, Keramik, Batteriezellen und Halbleitern, die Gummi- und Kunststoffverarbeitung, Teile der Papierindustrie sowie bestimmte Bereiche des Maschinenbaus und der Rohstoffgewinnung zählen. Für sie ist die Energiepreisfrage ein zentraler Standortfaktor – und damit das Kernargument für die Einführung des Industriestrompreises.

Welche Bedingungen Unternehmen erfüllen müssen

Eine zentrale Maßgabe ist die Mengenbegrenzung. Die vergünstigten 5 ct/kWh gelten nicht für den gesamten Verbrauch eines Unternehmens, sondern nur für definierte Anteile, die im Zeitverlauf sinken. Während im Jahr 2026 noch „mehr als 50 Prozent“ des Verbrauchs gefördert werden können, sind es 2027 exakt 50 Prozent und 2028 ein reduzierter Anteil. Insgesamt erhält demnach ein Unternehmen während der dreijährigen Laufzeit des Industriestrompreises im Schnitt Zuschüsse für 50 % ihre Gesamtstromverbrauchs, so dass 5 ct/kWh erreicht werden.

Parallel gelten bestimmte Ausschlüsse. Besonders wichtig: Die Förderung kann nicht mit der bestehenden Strompreiskompensation kombiniert werden. Unternehmen müssen sich entscheiden, welche der beiden Beihilfearten für sie wirtschaftlich sinnvoller ist. Andere Entlastungen – etwa reduzierte Netzentgelte nach § 19 StromNEV, Stromsteuerentlastungen oder Umlagebefreiungen – dürfen hingegen weiterhin genutzt werden.

Damit die staatliche Förderung nicht nur kurzfristige Kostenvorteile schafft, sondern langfristige Effekte für das Energiesystem erzeugt, ist sie an weitere Bedingungen geknüpft. Besonders relevant ist die Investitionspflicht. Unternehmen müssen 50 % der erhaltenen Beihilfen innerhalb von 48 Monaten in Projekte investieren, die einen messbaren Beitrag zur Senkung der Kosten des Stromsystems leisten. Gemeint sind vor allem Investitionen in erneuerbare Energieerzeugung, Batteriespeicher oder Maßnahmen zur Energieeffizienz.

Wer sogar 80 % der Förderung in diese Bereiche lenkt, kann zusätzlich einen Bonus von 10 % der eigentlichen Beihilfe erhalten. Die Förderung ist daher nicht nur ein kurzfristiger Preisdeckel, sondern ein Transformationsinstrument, das Unternehmen zu nachhaltigen Investitionen motivieren soll.

Einordnung: Was bedeutet der Industriestrompreis ab 2026 für die Praxis?

Mit dem Industriestrompreis ab 2026 setzt die Bundesregierung ein wichtiges, allerdings zeitlich begrenztes industriepolitisches Signal. Einerseits wird der unmittelbar wettbewerbsrelevante Arbeitspreis für besonders exponierte Industrien leicht abgesenkt. Andererseits zwingt die Förderung Unternehmen dazu, sich aktiv an der Modernisierung des Energiesystems zu beteiligen, indem sie in erneuerbare Erzeugung, Speicher oder Effizienzprojekte investieren.

Gerade diese Kopplung aus Preisentlastung und Transformationsdruck macht das Modell interessant: Es bietet kurzfristige Entlastung in Zeiten hoher Energiekosten, schafft aber gleichzeitig ein Investitionsumfeld, das langfristig zu stabileren und niedrigeren Stromkosten führen kann – sowohl für die Industrie als auch für das Gesamtsystem.

Für viele Unternehmen wird entscheidend sein, wie administrativ einfach die Antragstellung gestaltet wird, wie verlässlich die Mittel bisheriger Förderprogramme bleiben und ob der Industriestrompreis ab 2026 möglicherweise zu einem dauerhaften Standortinstrument weiterentwickelt wird.

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Mit der verzögerten Einführung reagieren die Minister auf die anhaltend hohen Energiepreise und auf Forderungen einiger Mitgliedstaaten, insbesondere aus Mittel- und Osteuropa, die einen behutsameren Übergang fordern. Gleichzeitig bekräftigte der Rat das übergeordnete Ziel, die europäischen Treibhausgasemissionen bis 2040 um 90 Prozent gegenüber 1990 zu senken. Die Entscheidung ist Teil des geplanten EU-Klimazielgesetzes 2040, das bis Jahresende im Europäischen Parlament abgestimmt werden soll.

EU ETS II hat strukturelle Bedeutung

Das EU ETS II ist die zweite Ausbaustufe des europäischen Emissionshandels, der bislang energieintensive Industrien und den Stromsektor abdeckt. Der neue Teilmarkt soll künftig den Verkehr und die Wärmeversorgung von Gebäuden erfassen – also Bereiche, in denen bislang nationale Lösungen gelten. In Deutschland betrifft dies den nationalen Emissionshandel nach BEHG, der nun wahrscheinlich ein weiteres Jahr fortgeführt wird.

Ab dem 1. Januar 2026 ist in Deutschland bisher eine auktionsbasierte CO₂-Abgabe als Übergangsregelung geplant. Dabei sollen sich die Zertifikatpreise in einer vorgeschriebenen Preisspanne zwischen 55 und 65 Euro pro Tonne bewegen, mit einem Nachkaufpreis von 68 Euro, falls die Auktionsmengen erschöpft sind. Ob der noch fixe CO₂-Zertifikatpreis von 55 Euro um ein Jahr verlängert oder die Übergangsregelung nun zwei Jahre gelten wird, muss nun in den kommenden Wochen entschieden werden.

Betroffene Unternehmen müssen demnach zu 2026 oder zu 2027 ihre CO₂-Kosten auf Basis der Auktionsausschläge kalkulieren, was eine erhöhte Preisunsicherheit mit sich bringt. Erst mit dem EU ETS II ab 2028 wird der CO₂-Zertifikatpreis vollkommen frei nach Angebot und Nachfrage auf dem europäischen Markt gebildet. Diverse Studien rechneten bislang bei Einführung des Systems in 2027 mit CO₂-Kosten von 200 bis 350 Euro pro Tonne. Ob sich diese erwartete Preisexplosion durch die verschobene Einführung des EU ETS II abschwächt, bleibt abzuwarten. 

Gründe für die Verschiebung des ETS II

Mehrere politische und wirtschaftliche Faktoren führen zu dieser Entscheidung:

• Anhaltend hohe Energiepreise seit 2022 belasten Haushalte und kleinere Unternehmen in der EU.
• Länder wie Polen, Tschechien und Ungarn fordern mehr Zeit, um den sozialen Ausgleich für einkommensschwächere Haushalte vorzubereiten.
• Der Soziale Klimafonds (Social Climate Fund), der genau diesen Ausgleich schaffen soll, startet 2026 und benötigt zusätzliche administrative Vorlaufzeit.
• Nationale Behörden müssen ihre Berichtssysteme, Datenstandards und Abrechnungsmechanismen an den bevorstehenden EU-Standard anpassen.

Die Politik erhofft sich durch die Verschiebung eine geordnetere Implementierung, ohne den langfristigen Pfad zur Dekarbonisierung zu verändern. Dies zeigt zugleich, dass sie sozioökonomische Durchführbarkeit zunehmend als integraler Bestandteil europäischer Klimapolitik versteht.

Auswirkungen auf den CO₂-Markt

Die Entscheidung wirkt sich auch auf die Erwartungsbildung im Kohlenstoffmarkt aus. Analysten gehen nun davon aus, dass der durchschnittliche CO₂-Preis im etablierten EU ETS I (Industrie- und Stromsektor) kurzfristig stabil bleibt und die Verzögerung des ETS II die Startpreise etwas abfedert. Im deutschen nEHS rechnen die Experten allerdings bis 2028 mit einem CO₂-Preis am oberen Limit (65 Euro), da die Marktteilnehmer die gesicherte ab 2028 folgende EU-weite Knappheit bereits einpreisen. Neue Prognosen und Analysen werden in den nächsten Wochen den Effekt des verschobenen Startes des EU ETS II auf die CO₂-Zertifikatpreise genauer unter die Lupe nehmen.

Die Startverschiebung des ETS II auf 2028 wirft zwei zusätzliche Fragen auf, die von der Politik dringend geklärt werden müssen:

• Was geschieht mit dem Social Climate Fund, der eigentlich ab 2026 jährlich rund 86 Milliarden Euro aus ETS-Erträgen bereitstellen soll, um Haushalte mit niedrigen Einkommen zu entlasten und Energieeffizienzprogramme zu fördern.
• Gerät nun auch die Zeitschiene zur Fusion des ETS I und ETS II in Gefahr, die ursprünglich im Jahre 2031 geplant war?

Verschobener Start des EU ETS II als politischer Balanceakt

Der Aufschub des ETS II ist zwar kein eklatanter Rückschritt in der europäischen Klimapolitik, aber ein vielleicht notwendiger Zwischenschritt. Er ermöglicht es, die technische Infrastruktur und die sozialen Begleitinstrumente zu stabilisieren, ohne die langfristige Richtung zu ändern. Sofern dies gelingt und die Effekte nicht nur einfach um ein Jahr verschoben werden, ist es ein positives Zeichen für die Wirtschaft in Europa. Das Jahr 2028 bleibt als verbindlicher Startpunkt im Gesetz verankert – die EU behält ihren Kurs auf Klimaneutralität bei, kombiniert mit wirtschaftlicher Realitätsnähe.

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Der SAIDI-Wert als Indikator für Versorgungssicherheit

Der SAIDI-Wert misst die durchschnittliche Dauer von Stromausfällen pro Verbraucher in Minuten pro Jahr. Grundlage ist § 52 EnWG, wonach alle Netzbetreiber ungeplante Versorgungsunterbrechungen von mehr als drei Minuten melden müssen. Die Bundesnetzagentur wertet diese Daten jährlich aus und veröffentlicht sie als Indikator für die Versorgungsqualität.

Für 2024 entfielen 9,2 Minuten auf die Mittelspannungsebene und 2,4 Minuten auf die Niederspannungsebene. Die Zahl der gemeldeten Störungen stieg zwar leicht auf rund 164.600 Fälle, diese konnten jedoch im Durchschnitt schneller behoben werden als im Vorjahr. Insgesamt zeigt sich so eine effiziente Betriebsführung und hohe technische Resilienz im Netzbetrieb trotz der nach wie vor hohen Integration von EE-Anlagen.

Deutschlands Werte top in Europa

Im internationalen Vergleich bestätigt sich erneut: Das deutsche Stromnetz gehört zu den stabilsten in Europa. Nur die Schweiz verzeichnet mit 10 Minuten eine noch geringere durchschnittliche Ausfalldauer. Mit 11,7 Minuten liegt Deutschland an Platz Zwei vor anderen europäischen Ländern, die ihre SAIDI-Werte jährlich erheben.

Damit liegt die Versorgungssicherheit in Deutschland fast zwanzigmal höher als in einigen osteuropäischen Ländern. Auch im weltweiten Vergleich – etwa mit den USA (ca. 70–80 Minuten) oder Australien (60 Minuten) – bleibt das deutsche Stromnetz überdurchschnittlich stabil.

Hohe Netzstabilität trotz wachsender Belastung

Die Energiewende stellt das Stromnetz vor immer neue Anforderungen. Dezentrale Einspeisung, volatile Erzeugung und steigende Lastspitzen fordern eine hohe Flexibilität im Netzbetrieb. Dennoch zeigt der aktuelle SAIDI-Wert, dass die Integration erneuerbarer Energien bisher keine negativen Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit hat. Laut Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, seien „keine negativen Tendenzen bezüglich Langzeitunterbrechungen zu erkennen“. Der aktuelle Wert liege zudem unter dem Zehnjahresmittel von 12,7 Minuten – ein deutliches Zeichen für robuste Netzstrukturen und funktionierende Betriebsprozesse.

Ausblick: Versorgungssicherheit als Standortfaktor

Eine verlässliche Stromversorgung ist nicht nur für Privathaushalte, sondern insbesondere für Industrie und Gewerbe von zentraler Bedeutung. Der erneut niedrige SAIDI-Wert sendet ein positives Signal für die Wirtschaft und bestätigt Deutschland als Standort mit hoher Netzqualität und Betriebssicherheit. Mit fortschreitendem Netzausbau, digitaler Netzüberwachung und dem Einsatz intelligenter Speichertechnologien lässt sich diese Stabilität auch bei weiter wachsendem Anteil erneuerbarer Energien erhalten.

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Damit werden Batteriespeichersysteme (BESS) für Unternehmen zu einer der sichersten energiepolitischen Wetten der kommenden Dekaden. Betreiber schützen sich vor steigenden Beschaffungskosten, positionieren sich strategisch bei Reformen im Marktmodell, steigern ihre Versorgungssicherheit und schützen sich vor wachsenden regulatorischen Anforderungen. Für Unternehmen, die frühzeitig in Speicherlösungen investieren, bedeutet das nicht nur Risikominimierung – sondern einen klaren Wettbewerbsvorteil.

Vom Energy-Only-Markt zum neuen Optimum: Flexibilität

Stand bisher eine eigene günstige Stromerzeugung im Vordergrund des deutschen Strommarktes und der Energiedebatte, verschiebt sich mit dem rasanten Ausbau erneuerbarer Energien der Fokus. Jetzt zählt es, den Strom zum richtigen Zeitpunkt bereitzustellen. In einem System, das zunehmend von Sonne und Wind abhängt, wird Flexibilität zum entscheidenden Faktor. Unternehmen, Netzbetreiber und Energieversorger müssen jederzeit auf Schwankungen reagieren können – nicht nur um Netze stabil zu halten, sondern auch, um wirtschaftlich zu bleiben. Leistung statt Energie lautet die neue Devise: Wer Stromverfügbarkeit garantieren kann, gewinnt.

Die einfachste Lösung für mehr Flexibilität sind BESS, deren Preise in den letzten zwei Jahren gesunken sind. Sie reagieren schneller als jedes andere System auf Netzsignale, gleichen Lastspitzen aus und übernehmen Regelenergieaufgaben, die bislang klassischen Kraftwerken vorbehalten waren. Durch diese Fähigkeit, sowohl Energie zu speichern als auch kurzfristig Leistung bereitzustellen, werden BESS zur zentralen Flexibilitätsressource in jedem denkbaren Strommarktdesign.

Damit verändern sie auch die strategische Perspektive für Unternehmen: Während klassische Stromabnahmeverträge (PPAs) vor allem auf Preisstabilität zielen, eröffnen Speicher neue Erlöspfade – etwa durch Peak-Shaving, Netzentgeltreduktion oder Strom-Trading. Flexibilität wird so vom technischen Nebenprodukt zum strategischen Wirtschaftsfaktor, der über Wettbewerbsvorteile entscheidet.

BESS im Kontext der Energiedebatte

Egal ob Deutschland künftig auf einen zentralen Kapazitätsmarkt, eine Absicherungspflicht oder hybride Mischformen setzt: Speichertechnologien sind in jedem Modell ein zentrales Element.

Im Kapazitätsmarkt-Modell generieren Batterien zusätzliche Erlöse durch Vergütung der Vorhaltung von Leistung. Betreiber erhalten Zahlungen für ihre Bereitstellungssicherheit – ein attraktives Geschäftsmodell insbesondere für große Speicher in Industrieparks oder Quartiersprojekten.

Im Modell der Absicherungspflicht hingegen entsteht der wirtschaftliche Anreiz dezentral und marktnah. Unternehmen können ihre Speicher flexibel einsetzen, um ihre eigene Versorgungspflicht abzudecken oder sie an Dritte zu verkaufen – etwa an Energieversorger, die vertraglich gesicherte Leistung nachweisen müssen. Das stellt BESS-Betreiber auf eine Ebene mit Gaskraftwerken oder KWK-Anlagen, jedoch mit dem Vorteil emissionsfreier und hochdynamischer Reaktionsfähigkeit.

Hybride Modelle, die aktuell im Fokus der Politik stehen, kombinieren beide Prinzipien. Sie belohnen jene Akteure, die Effizienz, Flexibilität und Versorgungssicherheit zugleich bieten – ein ideales Umfeld für leistungsstarke Batteriespeicher.

Wirtschaftlicher Nutzen von BESS für Unternehmen

Industrieunternehmen und Gewerbebetriebe, die auf BESS setzen, profitieren gleich mehrfach:

• Kostenstabilität: Durch Lastspitzenkappung (Peak Shaving) lassen sich Netzentgelte reduzieren.
• Erlöspotenziale: Einnahmen aus Regelenergie- oder Flexibilitätsmärkten ergänzen das Kerngeschäft.
• Risikominimierung: Eigene Flexibilitätskapazitäten schützen vor Preisausschlägen.
• Nachhaltigkeit: Batteriespeicher fördern Klimaziele und ESG-Konformität.
• Investitionsvorteil: Speicher erhöhen den Standortwert in einer CO₂-bepreisten Wirtschaft.

Mit Blick auf steigende CO₂-Preise und volatile Märkte wird die Kombination aus Eigenversorgung, Flexibilität und Marktteilnahme zum strategischen Differenzierungsfaktor. Unternehmen, die Batteriespeicher heute integrieren, werden morgen aktiv Mitgestalter des Strommarktes sein – nicht bloß Preisnehmer.

Rahmenbedingungen: EU-Vorgaben & Sicherheit durch BESS

Die EU-Strommarktrichtlinie (Art. 18a) verpflichtet ab 2027 alle Mitgliedstaaten, Maßnahmen zur „Absicherungspflicht“ einzuführen. Damit wird Flexibilität nicht mehr optional, sondern systemisch erforderlich.

Speicher gelten als „Key Enabler“ dieser Richtlinie, weil sie kurzfristige Verfügbarkeiten gewährleisten und dabei ohne fossile Emissionen arbeiten. Die Bundesnetzagentur arbeitet an Szenarien, wie BESS künftig in Versorgungssicherheitsreserven (VSR) und Kapazitätsmechanismen eingebunden werden können. Den ersten Vorstoß dazu hat sie bereits im Rahmen der „Marktintegration von Speichern und Ladepunkten“ (MiSpeL) vorgelegt.

Für Projektentwickler und Investoren bedeutet das: Energieprojekte mit integriertem Speicheranteil werden künftig regulatorisch bevorzugt – sowohl bei der Netzanschlusspriorität als auch bei der Marktzulassung für Flexibilitätsmärkte.

Strategische Unabhängigkeit für Unternehmen in der Energiedebatte

Für Unternehmen eröffnet der Wandel des Strommarktes enorme Chancen. Batteriespeicher sind längst mehr als eine technische Ergänzung. Sie sind ein strategisches Asset und sichern in Kombination mit EE-Anlagen die künftige Energieversorgung eines Unternehmens. Wer heute in BESS investiert oder im Contracting-Modell nutzt, schützt sich vor steigenden Strompreisen und schafft neue Erlösquellen.

Wirtschaftliche Mehrwerte entstehen auf mehreren Ebenen:

• Eigenverbrauch & Peak Shaving: Reduzierung von Lastspitzen und Netzentgelten durch intelligente Lastverschiebung.
• Regelenergie & Kapazitätsmärkte: Zusatzerlöse durch Bereitstellung gesicherter Leistung und Teilnahme an Systemdienstleistungsmärkten.
• Absicherungspflicht & Leistungszertifikate: Handel mit Flexibilitäten als neues Geschäftsmodell – insbesondere für Unternehmen mit Onsite-Speichern.
• Stromkostenoptimierung & Unabhängigkeit: Integration in PV-Konzepte und dynamische Stromtarife ermöglicht planbare Energiekosten über Jahre hinweg.

In Kombination mit Photovoltaik, Wärmepumpen oder Lastmanagement wird der Speicher zur Schaltzentrale moderner Energiekonzepte. Er verbindet Wirtschaftlichkeit mit Klimazielen und schafft eine neue Form der unternehmerischen Souveränität: Die Kontrolle über Energieverfügbarkeit, Kosten und Versorgungssicherheit.

Unternehmen, die diesen Schritt heute gehen, positionieren sich optimal – sowohl gegenüber künftigen regulatorischen Anforderungen als auch im Wettbewerb um stabile und nachhaltige Energiepreise.

Fazit: Die Zukunft gehört den Speichern

Unabhängig davon, welches Strommarktdesign sich politisch durchsetzt – ob Kapazitätsmarkt, Absicherungspflicht oder ein hybrides Modell – Batteriespeicher sind das Rückgrat der neuen Energiewelt. Sie liefern die Flexibilität, die Versorgungssicherheit, und die Wirtschaftlichkeit, die das Energiesystem der Zukunft verlangt.

Für Industrie, Gewerbe und Projektentwickler bedeutet das: Speicher sind keine Option mehr, sondern eine Voraussetzung, um die Chancen des Energiemarkts aktiv zu nutzen. Sie gleichen nicht nur Schwankungen aus, sondern machen erneuerbare Energien planbar und marktfähig.

In einer Zeit, in der Energie zunehmend zu einem strategischen Wettbewerbsfaktor wird, sind BESS die sicherste energiepolitische Wette der kommenden Dekade. Sie verbinden Klimaschutz mit Wirtschaftlichkeit und sind der Schlüssel zu einem stabilen, flexiblen und zukunftsfähigen Stromsystem – für Unternehmen, die heute schon an morgen denken.

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Bis zu 435 Milliarden Euro Mehrbelastung

Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, plant das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) nun mit zusätzlichen Gaskraftwerken. Diese sollen durch neue Kapazitätsmechanismen am deutschen Strommarkt finanziert werden. Ein zentraler Kapazitätsmarkt mit einem Aufschlag von gerade einmal 2 Cent/kWh für den Endverbraucher solle hierzu bereits ausreichen, so die Bundeswirtschaftsministerin. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE) schlägt jedoch jetzt Alarm. Er rechnet mit einer Mehrbelastung von bis zu 435 Milliarden Euro über 20 Jahre für Verbraucher und Industrie und warnt vor Fehlanreizen. Eine bessere Alternative sei die sog. Absicherungspflicht.

Welches Strommarktdesign eignet sich für Deutschland?

Die hohen Kosten für einen zentralen Kapazitätsmarkt, die nun im Raum stehen, befeuern den aktuellen Diskurs zum künftigen Strommarktdesign noch zusätzlich. Dabei liegen die verschiedenen Alternativmodelle zu einem EOM schon lange vor und werden bereits seit längerer Zeit in Fachkreisen diskutiert. Wie so oft, scheint eine Kombination aus Absicherungspflicht und Kapazitätsmarkt mit intelligenten Maßnahmen die Lösung für ein künftiges Strommarktdesign Deutschlands zu sein. Grund genug, um die Ansätze mit ihren Vor- und Nachteilen einmal genauer zu betrachten.

Reservenbildung als Schlüssel zur Energiewende

Sowohl die Absicherungspflicht sowie ein Kapazitätsmarkt sollen die volatile Stromerzeugung der EE-Quellen abfedern und die Stromversorgung während einer Dunkelflaute sichern. Dabei unterscheidet sich bereits die Definition dieser Reserve in beiden Strommarktdesigns.

Eine Kapazitätsreserve (KapRes), wie sie das Kapazitätsmarktmodell vorsieht, ist eine vom Strommarkt getrennte strategische Reserve. Sie soll die Stromversorgung in sehr seltenen, außergewöhnlichen und nicht vorhersehbaren Situationen sichern, wenn der normale Strommarkt die Nachfrage nicht decken kann. Kraftwerke in dieser Reserve werden außerhalb des Energiemarktes vorgehalten und kommen nur in definierten Ausnahmesituationen zum Einsatz, die von der Bundesnetzagentur (BNetzA) festgelegt werden. Sie erhalten eine jährliche Vergütung für die reine Vorhaltung der Kapazität.

Die Versorgungssicherheitsreserve (VSR) gemäß dem Absicherungspflicht-Modell ist aktiver Marktteilnehmer. Im Gegensatz zu einem zentralen Kapazitätsmarkt soll sie den Strommarkt weniger verzerren und Investitionen in Flexibilitätstechnologien (wie Batteriegroßspeicher oder Lastmanagement/flexible Nachfrage) stärker fördern. Dazu wird die Reserve nur bei hohen Strommarktpreisen aktiviert und glättet auf diese Weise die Preisspitzen. Sie ist schneller und flexibler und deckelt die Preise weniger stark.

Kapazitätsmarkt-Elemente im Strommarktdesign

In Kapazitätsmärkten erhalten Betreiber von Kraftwerken oder Speichern nicht nur eine Vergütung für den tatsächlich erzeugten Strom, sondern zusätzlich eine Zahlung für die bloße Bereitstellung gesicherter Leistung. Ziel ist es, Investitionen in Reservekapazitäten zu ermöglichen und Engpässe im Stromnetz zu vermeiden. Je nach Ausgestaltung kann ein Kapazitätsmarkt zentral oder dezentral organisiert sein. In einem zentralen Modell – wie es aktuell diskutiert wird – schreibt eine zentrale Behörde regelmäßig benötigte Kapazitäten aus. Betreiber bieten ihre Leistungen an und der Zuschlag erfolgt nach Kosten.

Kritiker sehen darin jedoch erhebliche Nachteile. Zum einen drohen Fehlanreize, wenn auch unrentable oder klimaschädliche Anlagen künstlich am Markt gehalten werden. Zum anderen entsteht durch die zusätzlichen Kapazitätszahlungen ein erheblicher Kostenblock, der über Netzentgelte oder Strompreise auf alle Verbraucher und die Industrie umgelegt wird. Mehrere Studien zeigen, dass dies – je nach Modell – zu erheblichen Mehrbelastungen führen kann.

Befürworter argumentieren hingegen, dass nur ein expliziter Kapazitätsmechanismus langfristig Versorgungssicherheit garantiert, insbesondere wenn ältere Kraftwerke stillgelegt und wetterabhängige Energien weiter ausgebaut werden. Internationale Beispiele – etwa aus Frankreich oder Großbritannien – zeigen, dass Kapazitätsmärkte Versorgungslücken vorbeugen können, allerdings um den Preis einer höheren Marktkomplexität und administrativen Steuerung.

Die Absicherungspflicht als Alternative

Das Grundprinzip dieses Strommarktdesigns lautet: Wer Strom anbietet, muss sicherstellen, dass dieser auch dann verfügbar ist, wenn Sonne und Wind nicht ausreichen. Anbieter müssen also garantieren, dass jedem gelieferten MWh rechnerisch bereits eine tatsächliche Erzeugungskapazität mit einem festen Vertrag zugeordnet ist – und zwar weit im Voraus und für jede Viertelstunde des Jahres, bevor sie Strom überhaupt handeln können. Der Anreiz zur Beschaffung von gesicherter Leistung entsteht somit dezentral durch die Marktteilnehmer selbst – nicht durch staatliche Ausschreibungen. Fehlende Absicherung oder Nichterfüllung der Verpflichtungen würde mit Ausgleichszahlungen oder Sanktionen belegt, was die Akteure zu einer realistischen Bewertung ihrer Versorgungssicherheit zwingt.

Viele Experten bevorzugen die Aspekte, die eine Absicherungspflicht mit sich bringt. Sie sehen darin einen effizienteren Weg, Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Ohne hohe Fixkosten für Reservekapazitäten bleibt der Wettbewerb zwischen unterschiedlichen Technologien bestehen – von flexiblen Gaskraftwerken über Batteriegroßspeicher bis hin zu Lastmanagement-Systemen in der Industrie. Dies fördert gezielte, effiziente und innovative Investitionen ohne planwirtschaftliche Mengen- oder Technologievorgaben.

Gleichzeitig belohnt die Absicherungspflicht Flexibilität und belebt den Markt für Regelenergie. Speicherbetreiber, Anbieter von Demand-Side-Management oder Betreiber regelbarer KWK-Anlagen können ihre Kapazitäten an Energieversorger veräußern, die ihren Verpflichtungen nachkommen müssen.

Insgesamt ist der Bürokratieaufwand überschaubar, es entstehen keine fixen Kosten und Innovationen werden gefördert. Etwaige Subventionen, die gegen das EU-Recht verstoßen könnten, werden zudem umgangen. Im Gegenteil: Die Absicherungspflicht („Hedging Obligation“) ist in der aktuellen Strombinnenmarktrichtlinie der EU (Art. 18a, 2024) als Pflicht für die Mitgliedstaaten angelegt und muss bis spätestens 2027 konkret umgesetzt werden.

Hybride Ansätze und mögliche Kombinationen

In der aktuellen Diskussion zum Strommarktdesign zeigt sich zunehmend, dass Kapazitätsmarkt-Elemente in Deutschland zu hohen Kosten und geringer Markttransparenz führen werden. Daher gewinnen hybride Modelle an Bedeutung. Sie kombinieren Elemente beider Ansätze, um Versorgungssicherheit, Kosteneffizienz und Klimaziele in Einklang zu bringen.

Gezielte regionale Kapazitätsmechanismen für Gebiete mit Netzengpässen könnten neue Gaskraftwerke, Speicher oder flexible Verbraucher dort fördern, wo sie systemisch am meisten bewirken. Auch zeitlich begrenzte Kapazitätsauktionen – etwa zur Überbrückung von Phasen mit geringer Versorgungssicherheit – sind als Übergangslösung durchaus denkbar. Elemente der Absicherungspflicht sind aber in einem zukunftsfähigen Strommarktdesign unverzichtbar.

Entscheidend für den Erfolg eines hybriden Modells ist die Einbindung von Flexibilitätsoptionen. Moderne Batteriespeicher, Wärmespeicher und flexible industrielle Lasten können kurzfristig auf Marktpreise reagieren und Systemdienlichkeit erbringen. Werden sie in Absicherungspflicht berücksichtigt, sinkt der Bedarf an teuren Reservekraftwerken erheblich.

Damit rückt auch die Rolle der Industrie stärker in den Fokus: Unternehmen, die über steuerbare Lasten, Speicher oder Eigenstromerzeugung verfügen, könnten künftig nicht nur Stromverbraucher, sondern auch Anbieter von Versorgungssicherheit werden. Das Strommarktdesign der Zukunft muss diese Potenziale berücksichtigen und marktorientierte Rahmenbedingungen schaffen, die Innovation und Wettbewerb fördern – statt sie durch starre Strukturen zu bremsen.

Auswirkungen des Strommarktdesigns auf Industrie & Energieprojekte

Die Diskussionen zum künftigen Strommarktdesign bleibt nicht auf politischer oder systemischer Ebene stehen – sie betrifft unmittelbar die Industrie, Energieversorger und Projektentwickler. Für Unternehmen, die bisher nicht in Eigenversorgung oder Speicherlösungen investieren, wird die Ausgestaltung des künftigen Strommarktdesigns erhebliche wirtschaftliche Konsequenzen haben.

Ein zentraler Kapazitätsmarkt, wie von Katharina Reiche vorgeschlagen, erhöht die Strompreise pauschal für alle Verbraucher. Gerade für energieintensive Betriebe bedeutet das steigende Beschaffungskosten und damit sinkende Wettbewerbsfähigkeit. Genau dies sollte eigentlich vermieden werden. Unternehmen mit eigener gesicherter Leistung – etwa durch KWK-Anlagen oder Speichern – können diesem Szenario gelassener entgegen schauen.

Im Gegensatz dazu entstehen bei einer Absicherungspflicht neue Rollen und Chancen für Marktteilnehmer, die bisher kaum erschlossen sind. Unternehmen, die bereits flexible Anlagen oder Speichersysteme nutzen, können aktiv am Stromhandel teilnehmen, Regelenergie vermarkten oder netzdienliche Dienste anbieten. Der Marktmechanismus belohnt dabei Innovationen und neue Technologien gleichermaßen.

Für Projektentwickler und Investoren ergeben sich neue Anforderungen an die Planung: Künftig dürfte die Bewertung von Projekten nicht mehr allein auf die Stromproduktion, sondern auch auf den Beitrag zur Versorgungssicherheit abzielen. Anlagen, die flexibel, steuerbar und netzdienlich agieren können, gewinnen an Wert.

Fazit – Die Weichen für das Strommarktdesign müssen jetzt gestellt werden

Die Debatte um das künftige Strommarktdesign zeigt, dass es keine einfache Antwort auf die Frage nach Versorgungssicherheit und Kosteneffizienz gibt. Während zentrale Kapazitätsmärkte auf planbare Reservekraftwerke setzen, drohen hohe Fixkosten, Fehlanreize und steigende Strompreise. Die Absicherungspflicht hingegen fördert marktorientierte Investitionen in Flexibilitätstechnologien, vermeidet unnötige Bürokratie und ist bereits europarechtlich verankert. Hybride Modelle bieten die Chance, beide Ansätze gezielt zu kombinieren und regionale sowie technologische Besonderheiten zu berücksichtigen. Entscheidend wird sein, Rahmenbedingungen zu schaffen, die Innovation, Wettbewerb und Systemstabilität gleichermaßen stärken – denn nur so kann Deutschland ein zukunftsfähiges, klimafreundliches und bezahlbares Strommarktdesign etablieren.

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Nach sämtlichen Strompreisprognosen steht Deutschland vor einer Phase stark schwankender Großhandelspreise – zunächst deuten sich Entlastungen bis 2035 an und anschließend rechnen sie mit einem erneuten Anstieg. Sofern die Regulatorik intelligente Rahmen setzt, den Ausbau der Erneuerbaren weiter fördert und das Marktdesign anpasst, könnte sich die Preisvolatilität auf europäischer Ebene nach 2035 allmählich abschwächen. Dies beinhaltet auch den zunehmenden Einsatz von Batteriegroßspeichern und Flexibilitätslösungen zur Steigerung der Netzstabilität.

Kurzfristig: Hohe Preise durch Gas und geopolitische Risiken

Für 2025 erwarten die meisten Strompreisprognosen einen durchschnittlichen Großhandelspreis von rund 80-85 Euro pro Megawattstunde – leicht über dem Vorjahreswert. Hauptursache sind weiterhin hohe Gaspreise und eine volatile geopolitische Lage. Damit bleibt der deutsche Strommarkt kurzfristig eng mit fossilen Energieträgern verknüpft, während gleichzeitig der Ausbau erneuerbarer Energien an Dynamik gewinnt. Diverse kurzfristigere Prognosen rechnen daher für 2026 mit relativ stabilen oder gar leicht sinkenden Preisen.

Strompreisprognosen erwarten volatile Preise bis 2030

Für den Zeitraum bis 2030 liegen die Prognosen für die Börsenstrompreise realtiv weit auseinander. Begründet wird dies mit unsicheren Annahmen zum Tempo des Ausbaus erneuerbarer Energien, zu Fortschritten bei Speichertechnologien und zum tatsächlichen Strombedarf industrieller Großverbraucher wie Rechenzentren oder der Wasserstoffwirtschaft. Während alle Studien bestätigen, dass zusätzliche Wind- und Solarkapazitäten grundsätzlich preisdämpfend wirken, warnen Branchenanalysten vor dem sogenannten „Cannibalization Effect“. Hier sinken die Großhandelspreise für Strom in Hoch-EE-Phasen zeitweise deutlich, was zwar Verbrauchern kurzfristig nützt, aber neue Investitionen in erneuerbare Anlagen mittelfristig erschweren könnte.

Zudem bleibt der weitere Verlauf der Gaspreise sowie der internationale Emissionshandel entscheidend für die gesamtwirtschaftliche Entwicklung der Strompreise. Die Unsicherheiten führen dazu, dass die Zahlenbandbreite bis 2030 je nach Studie zwischen etwa 50 und 120 €/MWH liegt. Prognos rechnet gar mit Strompreisspitzen in dieser Phase von bis zu 250 €/MWh.  

Mittelfristig bis 2035: Erneuerbare drücken Preise – aber mit Risiken

Viele Strompreisprognosen der führenden Marktforschungsinstitute geben zwischen 2030 bis 2035 jedoch Anlass zu vorsichtiger Zuversicht. In den verschiedenen Szenarios wird dank des massiven Ausbaus der erneuerbaren Energien ein Rückgang der Börsenstrompreise erwartet. Die optimistischsten Studien rechnen in dieser Phase sogar mit Börsenstrompreisen von unter 50 €/MWh. Sie gehen davon aus, dass Wind- und Solarenergie zunehmend teurere fossile Energieträger aus der Erzeugung verdrängen. Sollte jedoch der EE-Ausbau hinterherhinken, die Gaspreise steigen und die CO₂-Bepreisung anziehen, errechnen die Experten durchschnittliche Strompreise von bis zu 135 €/MWh.

Der künftige Strompreis hängt daher nicht allein von der Entwicklung der Erneuerbaren ab, sondern maßgeblich auch davon, wie schnell Speichertechnologien und Netzkapazitäten nachziehen und wie regulatorische Rahmenbedingungen die Marktintegration steuern. Hinzu kommt: Preisvolatilität und steigender Strombedarf, etwa durch Sektorenkopplung, Digitalisierung und neue Großverbraucher wie Rechenzentren, könnten ab 2035 wieder für eine Trendumkehr sorgen.

Im Ergebnis zeigen die mittelfristigen Szenarien, dass die Transformation des Energiemarkts zwar zu günstigeren Börsenpreisen führen kann – jedoch nur, wenn flankierende Maßnahmen beim Netzausbau, der Flexibilität und der politischen Steuerung konsequent umgesetzt werden. Andernfalls droht nach der Entlastungsphase eine Phase erneut steigender Preise und verschärfter Volatilität.

Übersicht der langfristigen Strompreisprognosen

Langfristig: Nach 2035 Rückkehr der steigenden Preise?

Ab 2035 erwarten die langfristigen Strompreisprognosen wieder eine Trendumkehr: Während der starke Ausbau erneuerbarer Energien und der massive Rückgang der Gaskosten zuvor für historisch niedrige Großhandelspreise gesorgt haben, deuten sich für die Jahre nach 2035 wieder leicht steigende Strompreise an. So prognostiziert BloombergNEF als aktuellste Studie einen Anstieg auf über 90 €/MWh bis 2050. Dies entspricht einem jährlichen Anstieg von rund 3 % ab der Mitte der 2030er Jahre. Andere Institute sehen den Börsenstrompreis Mitte der 2040er Jahre zwischen 75 und 104 €/MWh.

Begründet werden die stabileren und langsam steigenden Preise dadurch, dass mit wachsender EE-Integration zukünftig verstärkt Speicher, Flexibilitäten und Netzausbau finanziert werden müssen. Sie fließen in die Preisbildung ebenso ein, wie der Beitrag für flexible Gaskraftwerke zur zusätzlichen Versorgungssicherheit. Gleichzeitig bleibt die Volatilität der erneuerbaren Energien ein Thema. Flexible Verbraucher profitieren zwar von Spotpreis-Tiefs, der Systemwert der Erzeugung schwankt aber deutlich stärker als noch im fossil dominierten Zeitalter

Fazit: Zwischen Preisdruck und Investitionsanreizen

Die aktuellen Strompreisprognosen verdeutlichen: Der Markt steht vor einer Kursrallye zwischen sinkenden und wieder steigenden Preisen. Während BloombergNEF kurzfristig stark fallende Großhandelspreise erwartet, sehen andere Modelle ein höheres Preisniveau – getragen von wachsender Nachfrage, Netzengpässen und geopolitischer Unsicherheit.

Für die Energiewirtschaft bleibt entscheidend, wie gut Politik und Marktmechanismen auf diese Dynamik reagieren. Ein flexibles Marktdesign, ausreichende Investitionsanreize für Batteriegroßspeicher und Netze sowie ein klarer regulatorischer Rahmen werden den Ausschlag geben, ob der europäische Strommarkt in den kommenden Jahrzehnten bezahlbar, stabil und klimaneutral bleibt.

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Die noch bestehende Ausschließlichkeitsoption nach § 19 Abs. 3a EEG, die bisher die Nutzung von Ladestationen zur Zwischenspeicherung ausschloss, steht nun zur Debatte und soll durch MiSpeL jetzt fallen. Künftig können Speicher gleichzeitig EE-Strom und Netzstrom aufnehmen, ohne dass die EEG-Förderung für den erneuerbaren Anteil verloren geht. Durch die Nutzung von „Mischstrom“ erschließen sich so neue Flexibilitätspotentiale für Betreiber von Stromspeichern und Ladepunkten.

Neue Optionen für die Abgrenzung durch MiSpeL

Sofern die entsprechenden Dokumentations- und Abgrenzungsvorgaben eingehalten werden, schlägt die Bundesnetzagentur zwei Verfahren vor, um förderfähige (EE-Strom) und saldierungsfähige (Netzstrom) Mengen voneinander abzugrenzen:

1. Abgrenzungsoption: Erlaubt eine mathematisch exakte viertelstündliche Zuordnung der Energiemengen nach eindeutig definierten Formeln. Diese Option ist insbesondere für Betreiber von großen Speicher- und PV-Anlagen relevant, die hohe Flexibilitätsanforderungen haben und das gesamte Potenzial von Arbitrage im Strom-Trading und Fahrplanoptimierung hebeln möchten. 

→ Hohe Genauigkeit, aber erhöhter Mess- und Abrechnungsaufwand.
→ Praktisch relevant für größere Speicher und professionelle Betreiber.

2. Pauschaloption: Vereinfachtes Verfahren für kleinere Anlagen sowie Betreiber, die vereinfachte Prozesse bevorzugen. Die abrechenbaren Strommengen werden pauschal zugeordnet.

→ Nur für kleine Anlagen bis 30 kWp.
→ Für industrielle Großspeicher nicht anwendbar.

Für Unternehmen mit PV-Anlage und Batteriegroßspeicher ist die neue Abgrenzungsfunktion der Schlüssel zu einer größeren Flexibilisierung. Sie können ihre Speicher künftig sowohl zur Eigenverbrauchsoptimierung als auch zur Teilnahme am deutschen Strommarkt einsetzen, ohne die EEG-Förderfähigkeit zu verlieren. 

Vereinfachungen bei bidirektionalem Laden

Ein weiterer Aspekt des MiSpeL-Entwurfs betrifft Vehicle to Grid (V2G) und bidirektionale Laden. Ladepunkte von Elektroautos werden künftig regulierungsseitig genauso behandelt wie stationäre Batterien. Sie können nach denselben Grundsätzen für die Optimierung des Selbstverbrauchs und die Teilnahme am Energiemarkt eingesetzt werden. Dadurch entsteht eine noch größere Flexibilitätsreserve im System. Dies erleichtert ebenfalls die Integration von Speichertechnologien in intelligente Energiemanagementsysteme massiv.

Neue Einsatzgebiete für Batteriespeicher durch MiSpeL

Der durch MiSpeL mögliche Mischstrombetrieb eröffnet Unternehmen mit Batteriegroßspeichern neue Einsatzgebiete. Neben der Zwischenspeicherung eigener erneuerbarer Erzeugung wird es möglich sein, Netzstrom in Zeiten besonders niedriger Preise einzuspeichern und diesen später zu höheren Preisen wieder abzugeben. Diese zusätzliche Flexibilität steigert die Wirtschaftlichkeit, da Großspeicher nicht nur zur Eigenverbrauchsoptimierung beitragen, sondern auch aktiv auf Strommarktpreise reagieren und Strom-Trading nutzen können. Gleichzeitig leisten sie einen wichtigen Beitrag zur Integration erneuerbarer Energien, indem sie Erzeugungs- und Lastspitzen (Peak Shaving) abfedern und Lasten verschieben (Load Shifting). Mit der neuen Abgrenzungsoption erhalten Betreiber zudem erstmals einen klaren, rechtssicheren Rahmen für die parallele Nutzung von erneuerbarem Strom und Netzstrom im Speicherbetrieb – ein entscheidender Schritt für die Planungssicherheit künftiger Speicherinvestitionen.

Einordnung der neuen MiSpeL-Regeln für Speicher

Der Entwurf setzt Vorgaben des Stromspitzengesetzes um, das insbesondere auf die Vermeidung temporärer Erzeugungsüberschüsse und die bessere Marktintegration von Strom aus erneuerbaren Energien zielt. Die bisherige „Alles-oder-Nichts“-Regel soll entfallen. Stattdessen erlaubt die neue Abgrenzung, Speicher wirtschaftlich breiter einzusetzen und deren Flexibilität gezielt zu vermarkten. Damit steigt die Attraktivität von Großspeichern nicht nur für Eigenversorger, sondern auch für Betreiber, die an Strom- und Flexibilitätsmärkten teilnehmen wollen.

Offen bleibt allerdings, wie sich MiSpeL-Regeln künftig mit den Diskussionen zur Netzentgeltreform (AgNes) verzahnen. Die Bundesnetzagentur weist ausdrücklich darauf hin, dass Fragen der Netzentgeltprivilegien nicht Teil der MiSpeL-Festlegung sind. Für Unternehmen bedeutet das: MiSpeL verbessert klar die Marktintegration von Speichern. Über die Entlastung bei Netzentgelten wird aber in separaten Verfahren entschieden.

Die Festlegungsverfahren laufen noch bis Ende Oktober 2025, Stellungnahmen aus der Praxis – insbesondere von Unternehmen und Verbänden – sind ausdrücklich erwünscht. Insgesamt eröffnet MiSpeL neue Erlösquellen durch Arbitrage, Netzdienstleistungen und optimierte Fahrpläne, was die Wirtschaftlichkeit und Systemintegration großer Batteriespeicher nachhaltig stärkt. Gleichzeitig sollen regulatorische und abrechnungstechnische Barrieren abgebaut werden.

Ein Update zum Thema gibt es in unserem Beitrag: “MiSpeL 2026: Wann gilt die Festlegung und was bedeutet das für BESS-Projekte“.

Der Beitrag MiSpeL: Mehr Markt & Chancen für Großspeicher? erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Die Energiewende steht demnach vor einem Stresstest. Vor allem beim künftigen Strombedarf und den notwendigen Netzausbaukosten liegen die Prognosen im Gegensatz zu anderen Studien weit auseinander, während gleichzeitig die staatlichen Förderungen für Erneuerbare Energien zurückgefahren werden sollen.

Die Bundesregierung setzt dabei auf einen Kurswechsel: weniger klassische Förderung, stattdessen mehr Marktmechanismen und Investitionssicherheit über Differenzverträge. Gleichzeitig sollen neue Gaskraftwerke als Brückentechnologie gebaut werden. Damit stehe die Energiewende an einem Scheidepunkt, so Katharina Reiche.

Der Monitoring-Bericht des BMWK von EWI & BET

Der neue Monitoring-Bericht des Energiewirtschaftlichen Instituts (EWI) und des Beratungsunternehmens BET liefert zentrale Kennzahlen zur Energiewende. Demnach wird der deutsche Stromverbrauch bis 2030 auf 600 bis 700 Terawattstunden (TWh) geschätzt – also deutlich niedriger als in anderen Studien. Bundeswirtschaftsministerin Katharina Reiche rechnet sogar mit einem Bedarf „im niedrigen 600er-Bereich“. Begründet wird diese Einschätzung mit den stagnierenden Verkaufszahlen von E-Autos und Wärmepumpen sowie der schleppenden Elektrifizierung der Industrie.

Ein zweiter Schwerpunkt liegt auf den Kosten für den Netzausbau bis 2045. EWI und BET kalkulieren mit 731 Mrd. €. Dabei entfallen 430 Mrd. € für den Ausbau der Übertragungsnetze und 301 Mrd. € für die Verteilnetze. Damit liegen die Schätzungen rund 176 Mrd. € über den bisherigen Annahmen der Bundesnetzagentur, die von insgesamt nur 555 Mrd. € ausgegangen war. Ausschlaggebend dafür sei vor allem die stärkere Dezentralisierung der Stromerzeugung durch erneuerbare Energien. Wind- und Solarkraftwerke entstünden zunehmend in Regionen, die bislang nicht auf große Mengen Strom ausgelegt waren. Um diese Erzeugungskapazitäten in das Gesamtsystem zu integrieren, sehen die Autoren sowohl beim Übertragungsnetz als auch im Verteilnetz erheblich höheren Investitionsbedarf.

Alternative Studien im Vergleich

Die Einschätzungen von EWI und BET stehen nicht allein, sondern reihen sich in eine Reihe von Analysen ein, die in den vergangenen Tagen veröffentlicht wurden. Dabei wird deutlich, dass sich die Prognosen zum künftigen Stromverbrauch in Deutschland erheblich unterscheiden.

Die Bundesnetzagentur rechnet in ihrer Studie „Versorgungssicherheit Strom“ mit einem Bedarf von 725 Terawattstunden bis 2030. Damit liegt sie deutlich über den Annahmen des Monitoring-Berichts. Noch weiter gehen die Berechnungen von Enervis, das im Auftrag von Greenpeace und Green Planet Energy verschiedene Szenarien untersucht hat. Selbst im Szenario eines verlangsamten Ausbaus erneuerbarer Energien prognostiziert Enervis einen Verbrauch von 758 TWh, während im Referenzszenario Werte von über 800 TWh erwartet werden. Agora Energiewende bewegt sich mit einer Schätzung von 701 TWh im Mittelfeld. Sie betont, dass eine ambitionierte Klimapolitik nur mit einem dynamischen Ausbaupfad für Wind- und Solarenergie erreicht werden kann. Beide Studien warnen vor Risiken einer Verlangsamung des EE-Ausbaus.

Um die Klimaneutralität Deutschlands gemäß Pariser Abkommen zu erlangen, wurde ursprünglich das EEG dahingehend angepasst. Verschiedene Studien gehen von folgenden Werten aus, damit der Zielpfad eingehalten wird:

Vergleicht man nun die aktuellen Studien zur Energiewende aus September 2025, variieren sie doch deutlich und weichen schon für das Berechnungsjahr 2030 voneinander ab.

Gemeinsamkeiten & Unterschiede der Studien zur Energiewende

Trotz der teils erheblichen Unterschiede in den Prognosen für 2030 gibt es zwischen den Analysen von EWI/BET, der Bundesnetzagentur, Enervis und Agora Energiewende einen klaren Konsens. Der EE-Ausbau darf nicht gebremst werden, um die Klimaziele und Versorgungssicherheit zu erreichen. Einigkeit besteht auch darin, dass die Elektrifizierung von Industrie, Verkehr und Gebäuden langfristig zu einem steigenden Strombedarf führt.

Unterschiede zeigen sich vor allem in der Höhe der Verbrauchsprognosen. Während EWI und BET mit 600 bis 700 TWh eher konservativ kalkulieren, gehen Enervis und teilweise auch die Bundesnetzagentur von deutlich höheren Werten bis über 800 TWh aus. Ebenso variieren die Annahmen zur Geschwindigkeit der Elektrifizierung und zu den Effizienzgewinnen in Wirtschaft und Haushalten.

Die politischen Handlungsempfehlungen leiten sich entsprechend unterschiedlich ab. BNetzA, Enervis und Agora drängen daher auf einen beschleunigten EE-Ausbau mit Speichern, um die Versorgungssicherheit aufrecht zu erhalten. Das BMWK argumentiert auf Basis des EWI/BET-Berichts für mehr Gas- und Importstrom und eine Anpassung der Förderinstrumente. Diese seien für den Ausbau erneuerbarer Energien nicht mehr zeitgemäß. Stattdessen sollen die Beihilfen schrittweise zurückgefahren und stärker an den europäischen Rahmen angepasst werden. Im Zentrum steht dabei die Einführung von Differenzverträgen (Contracts for Difference), die künftig eine zentrale Rolle spielen sollen.

Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) als Mittel der Wahl

Um Investitionssicherheit für Erzeuger zu gewährleisten, die Kosten für Verbraucher zu begrenzen und EE-Förderungen an die europäischen Leitlinien anzupassen, möchte Reiche auf Differenzverträge setzen. Diese sollen die gleitende Marktprämie künftig ablösen.

Das Grundprinzip eines CfDs besteht darin, dass ein EE-Kraftwerk bzw. Energieerzeuger einen Festpreis pro erzeugter Kilo- oder Megawattstunde erhält. Dieser Referenzpreis (Strike Price) wird bei der Planung eines EE-Kraftwerkes langfristig, meist im Rahmen eines Ausschreibungsverfahrens, festgelegt und liegt in der Regel höher als der aktuelle Marktpreis. Während des Betriebs erhält der Betreiber einen finanziellen Ausgleich, sobald der Marktpreis unter den Strike Price fällt. Im umgekehrten Fall muss der Betreiber die Differenz zurückzahlen.

Differenzsysteme kommen zurzeit beispielsweise in Großbritannien, Frankreich oder Spanien zum Einsatz und haben üblicherweise Laufzeiten zwischen zwölf bis zu 25 Jahren. Varianten des Modells gibt es auch in Dänemark und Griechenland, wo sie zu einer deutlichen Steigerung des EE-Ausbaus geführt haben. Kritisch diskutiert wird dort die richtige Bemessung von Referenzpreisen und die Gefahr von Überförderung oder Unteranreizen für Innovation.

Wie geht es weiter?

Der Monitoring-Bericht von EWI und BET ist kein Endpunkt, sondern der Auftakt für weitere politische Diskussionen. In den kommenden Monaten werden die Ergebnisse in den zuständigen Fachausschüssen des Bundestages und im Bundesrat beraten. Parallel dazu prüft die Bundesnetzagentur die Zahlen kritisch und gleicht sie mit den eigenen Szenarien ab. Als zunehmend eigenständigere Regulierungsbehörde trägt sie dabei eine Schlüsselrolle, die durch das EuGH-Urteil aus 2021 bekräftigt wurde.

Die BNetzA genehmigt die Netzentwicklungspläne der Übertragungsnetzbetreiber und legt damit fest, welche Investitionen in den kommenden Jahren tatsächlich umgesetzt werden. Auch bei der Ausgestaltung neuer Förderinstrumente wie den Differenzverträgen wird sie eine wichtige Rolle spielen, um deren Vereinbarkeit mit dem bestehenden Markt- und Regulierungsrahmen sicherzustellen.

Offen bleibt zudem, wie sich die tatsächliche Nachfrage nach Strom entwickelt. Sollte die Elektrifizierung in den Bereichen Verkehr, Wärme und Industrie schneller voranschreiten, als es die konservativen Annahmen von EWI und BET unterstellen, könnte der Verbrauch deutlich über die „niedrigen 600er Werte“ hinauswachsen. In diesem Fall müssten Ausbauziele, Netzplanung und Fördermechanismen kurzfristig angepasst werden, um Versorgungslücken und steigende Importabhängigkeit zu vermeiden.

Sicher ist: Die Energiewende bleibt ein dynamischer Prozess, in dem politische Rahmenbedingungen laufend nachjustiert werden müssen. Der Monitoring-Bericht liefert dafür wichtige Daten und Impulse. Wie erfolgreich er in konkrete Maßnahmen übersetzt wird, hängt jedoch nicht nur vom politischen Willen der Bundesregierung ab, sondern auch von der Bewertung durch die Bundesnetzagentur und der Geschwindigkeit des parlamentarischen Gesetzgebungsprozesses.

Der Beitrag Energiewende im Stresstest – Monitoring-Bericht zeigt neue Kosten & Kurswechsel erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Die Untersuchung betrachtet ebenfalls die Entwicklung des deutschen Stromsystems bis 2035. Sie soll frühzeitig Risiken sowie Handlungsbedarf für eine stabile Stromversorgung aufzeigen. Grundlage ist eine modellgestützte Szenarioanalyse, die den Ausbau erneuerbarer Energien, die Elektrifizierung des Energieverbrauchs, die Entwicklung von Flexibilitätspotenzialen und den Netzausbau berücksichtigt. Als zentrale Indikatoren für die Versorgungssicherheit dienen die erwartete Zahl der Stunden mit Stromknappheit pro Jahr (LOLE – Loss of Load Expectation) sowie die nicht gedeckte Energiemenge (EENS).

Szenarien des Berichts Versorgungssicherheit Strom im Überblick

Die BNetzA hat in ihrem Bericht zur Versorgungssicherheit Strom zwei Kernpfade analysiert:

• Zielszenario: Ausbau erneuerbarer Energien, Netze und Flexibilitäten verläuft planmäßig nach den im EEG 2023 definierten Ausbauzielen
• Verzögerungsszenario: Ausbauziele werden später erreicht, Flexibilität und Netzinfrastruktur entwickeln sich langsamer.

Ergänzend wurden Sensitivitätsrechnungen durchgeführt, etwa mit Blick auf reduzierte Nachfrageflexibilität oder Engpässe im Netzausbau.

Kernergebnisse des Zielszenarios

Im Zielszenario kommt die BNetzA zu dem wichtigen Ergebnis, dass die Versorgungssicherheit in Deutschland auch bei ambitioniertem Ausbau der erneuerbaren Energien gewährleistet bleibt – vorausgesetzt, dass

• der Ausbau von Wind- und PV-Anlagen und der Netze wie geplant erfolgt,
• das Flexibilitätspotenzial der neuen Verbraucher wie Wärmepumpen, Elektroautos und Elektrolyseure ausgeschöpft wird,
• und ein substanzieller Zubau steuerbarer Kraftwerkskapazitäten erfolgt, insbesondere Gaskraftwerke, die wasserstofffähig (“H2-ready”) sind.

Bis 2035 wird ein Zubau steuerbarer Kapazitäten von insgesamt 22,4 GW brutto, also ohne Abzug für Stilllegungen, erforderlich. Netto liegt der Wert je nach Szenario in der Spanne von 12,5 bis 25,6 GW. Zugleich steigt der Stromverbrauch durch die Elektrifizierung auf 725 TWh im Jahr 2030 und auf 941 TWh im Jahr 2035. Die installierte Leistung der erneuerbaren Energien, vor allem Wind und PV, wächst weiter stark an. Dies führt zu immer mehr volatil erzeugtem Strom und damit wird Flexibilität des Stromverbrauchs im Gesamtsystem zu einer Schlüsselgröße.

Dabei erzeugen indirekt steuerbare, preissensitive Verbraucher, also unter anderem Industrieprozesse, Elektromobilität und Wärmepumpen in diesem Szenario 79 GW Nachfrageflexibilität bis 2035. Von diesem Potenzial werden ca. 30 GW tatsächlich zur Lastreduktion bei Lastspitzen eingesetzt, was die Notwendigkeit von Backup-Kapazitäten stark senkt. Auch die Indikatoren liegen dabei im Soll. Für 2035 beträgt der LOLE 0,28 h/a und der EENS auf einem sehr niedrigen Niveau.

Kernergebnisse des Verzögerungsszenarios

Im Verzögerungsszenario verschlechtert sich die Versorgungssicherheit deutlich, sobald Ausbauziele für erneuerbare Energien, Netze und Flexibilitäten nicht rechtzeitig erreicht werden. In diesem Fall steigt der Bedarf an steuerbarer Kraftwerksleistung erheblich an. Die BNetzA kalkuliert in ihrem Bericht zur Versorgungssicherheit Strom mit einem Bruttozubau von bis zu 35,5 Gigawatt bis 2035, also deutlich mehr als im Zielszenario. Hintergrund ist, dass ein geringerer EE-Anteil und eine schwächer entwickelte Nachfrageflexibilität größere Lücken im Stromsystem hinterlassen. Diese müssen durch konventionelle Erzeugung abgesichert werden.

Besonders kritisch ist die Entwicklung der Flexibilität. Statt der möglichen 79 Gigawatt werden nur rund 20 Prozent des Potenzials erschlossen. Dies hat zur Folge, dass Lastspitzen weniger gut abgefedert werden können und der Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch häufiger scheitert. Entsprechend verschlechtern sich auch die Versorgungssicherheitsindikatoren. Im Jahr 2030 überschreitet der LOLE mit 4,6 Stunden pro Jahr den geltenden Zuverlässigkeitsstandard von 2,77 Stunden deutlich. Erst 2035 nähert sich der Wert mit 1,77 Stunden wieder einem akzeptablen Niveau.

Die geringere Flexibilität wirkt sich zudem negativ auf die Netzstabilität aus. Zeitweise steigt die Importabhängigkeit spürbar an, während das heimische System nicht genügend Kapazitäten bereitstellt, um Engpässe auszugleichen. Auch die Gefahr von Strompreisspitzen nimmt deutlich zu, da in Knappheitssituationen vermehrt teure Reservekraftwerke eingesetzt werden müssten. Insgesamt zeigt das Verzögerungsszenario, dass ein zögerlicher Ausbau von erneuerbaren Energien, Netzen und Flexibilitäten nicht nur höhere Kosten verursacht, sondern auch die Versorgungssicherheit über Jahre hinweg schwächt.

Kritik am Umgang mit Speichern im Bericht Versorgungssicherheit Strom

Ein zentraler Kritikpunkt am Bericht der BNetzA zur Versorgungssicherheit Strom ist der Umgang mit Stromspeichern. Zwar werden Batteriegroßspeicher in der Zusammenfassung erwähnt, in die Modellrechnungen sind sie jedoch nicht eingeflossen. Statt den bereits zugesagten und in großem Umfang geplanten Zubau zu berücksichtigen, geht die Analyse sogar von rückläufigen Kapazitäten aus, bemängelt der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar).

Weitere Branchenvertreter sehen dadurch auch ein Risiko verzerrter Ergebnisse und warnen, dass die Bedeutung von Speichern für die Versorgungssicherheit massiv unterschätzt wird. Speichertechnologien könnten konventionelle Kraftwerke teilweise ersetzen und sollten in künftigen Szenarien systematisch berücksichtigt werden, um tragfähige politische Entscheidungen zu ermöglichen.

Handlungsempfehlungen der BNetzA

Auf Basis der Szenarioanalysen empfiehlt die Bundesnetzagentur mehrere Maßnahmen, um die Versorgungssicherheit langfristig abzusichern. An erster Stelle steht die zügige Umsetzung der im EEG und im Netzausbauplan definierten Ausbaupfade für erneuerbare Energien und Netze. Parallel dazu müsse das volle Flexibilitätspotenzial neuer Verbrauchergruppen – von Elektromobilität über Wärmepumpen bis hin zu industriellen Lasten – erschlossen werden, um das System in Zeiten hoher Volatilität zu stabilisieren.

Darüber hinaus sieht die Behörde einen erheblichen Bedarf an zusätzlicher steuerbarer Kraftwerksleistung, vorzugsweise in Form von wasserstofffähigen Gaskraftwerken. Dabei berücksichtigt sie jedoch nicht die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten, die durch den erhöhten CO₂-Ausstoß entstehen. Um den Markthochlauf abzusichern, spricht sie sich für die Einführung eines Kapazitätsmechanismus aus, der die Vorhaltung dieser Leistung finanziell honoriert. Ergänzend fordert die BNetzA eine bessere Koordination zwischen Strom- und Gasinfrastruktur sowie die Stärkung europäischer Verbundlösungen, um Versorgungslücken im nationalen System durch Importe abfedern zu können.

Der Beitrag BNetzA zur Versorgungssicherheit Strom: Ausbauziele entscheidend erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Folgen eines verlangsamten Ausbaus

Eine von Greenpeace und Green Planet Energy beauftragte Kurzstudie des Beratungsunternehmens Enervis Energy Advisors analysiert unterschiedliche Entwicklungspfade für den Zeitraum bis 2035. Ausgangspunkt ist das Referenzszenario, das sich an den bisher gesetzten Zielen orientiert. Lt. EEG 2023 sind dies: 215 Gigawatt Photovoltaik-Leistung und 145 Gigawatt Windenergie bis 2030 sowie ein starker Hochlauf bei Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen. Um dies zu erreichen, ist ein jährlicher Zuwachs von 22 Gigawatt Solarleistung geplant. Dieses Szenario vergleicht Enervis mit Varianten, die einen deutlich langsameren Ausbau sowohl bei erneuerbaren Energien als auch bei der Elektrifizierung unterstellen.

Die Ergebnisse zeigen: Während sich die Unterschiede im Stromsektor zunächst noch in Grenzen halten, steigen die CO₂-Emissionen in Verkehr und Wärme deutlich an, sofern man dort länger auf fossile Energien setzt. Bis 2035 summieren sich die zusätzlichen Emissionen auf bis zu 381 Millionen Tonnen. Hinzu kämen noch weiter 62 Millionen Tonnen, wenn der Stromverbrauch steigt und der Ausbau der erneuerbaren Energien stockt. Diesen Wert kalkulieren die Experten bei einer zusätzlichen Stromproduktion von 10 TWh aus Gaskraftwerken. Umgekehrt und ohne zusätzliche Gas- und Kohleverstromung ließen sich sogar rund 76 Millionen Tonnen CO₂ vermeiden.

Neben den Klimawirkungen verdeutlicht die Studie auch die wirtschaftlichen Risiken eines verlangsamten Ausbaues. Allein durch den europäischen Emissionshandel könnten schon 2030 Mehrkosten von bis zu 8,4 Milliarden Euro jährlich entstehen. Die gesellschaftlichen Klimakosten, berechnet auf Basis von Daten des Umweltbundesamts, summieren sich bis 2035 auf bis zu 128 Milliarden Euro.

Kosteneffizienz als politischer Maßstab im Monitoringbericht zur Energiewende

Das BMWK hat den Monitoringbericht zur Energiewende mit einem starken Fokus auf Kosteneffizienz beauftragt. Umweltorganisationen wie Germanwatch kritisieren, dass diese Sichtweise die langfristigen Klimafolgen und gesamtwirtschaftlichen Kosten unzureichend abbildet. Zwar ließen sich durch eine Verlangsamung kurzfristig Investitionen reduzieren, doch würden im Gegenzug Strafzahlungen an die EU, steigende Preise für CO₂-Zertifikate und höhere Abhängigkeiten von fossilen Importen entstehen.

Die Enervis-Studie verdeutlicht diesen Zielkonflikt: Szenarien mit gebremstem Ausbau führen nicht nur zu höheren Emissionen, sondern auch zu zusätzlichen Kosten für Staat, Unternehmen und Verbraucher. Demgegenüber senkt ein ambitionierter Ausbau erneuerbarer Energien langfristig die Importabhängigkeit und schafft Spielräume für sinkende Strompreise.

Analyse von Agora Energiewende

Einen ähnlichen Befund legt die Denkfabrik Agora Energiewende in einer eigenen Untersuchung vor. Sie vergleicht zwei Szenarien für die Entwicklung bis 2030 und hebt vier zentrale Stellschrauben hervor: eine beschleunigte Elektrifizierung, der gezielte Ausbau von Flexibilitäten, eine effiziente Netzplanung sowie der ambitionierte Ausbau erneuerbarer Energien.

Nach Berechnungen von Agora könnten in einem ambitionierten Szenario bis 2030 zusätzlich 36 Millionen Tonnen CO₂ eingespart werden – im Vergleich zu einem Pfad mit gebremstem Ausbau. Gleichzeitig würden sich fossile Energieimporte im Wert von bis zu sieben Milliarden Euro jährlich vermeiden lassen. Darüber hinaus erwartet die Analyse, dass der Ausbau von Wind- und Solarenergie die Strompreise bis 2030 um bis zu 23 Prozent senken könnte.

Damit verbunden ist die Botschaft, dass eine schwächere Stromnachfrage nicht als Begründung für einen langsameren Ausbau erneuerbarer Energien dienen sollte. Vielmehr sei es erforderlich, die Elektrifizierung in den Bereichen Verkehr, Gebäude und Industrie voranzubringen und die Netze frühzeitig fit für den steigenden Strombedarf zu machen.

Ausblick zum Monitoringbericht zur Energiewende

Die anstehenden energiepolitischen Entscheidungen werden maßgeblich darüber bestimmen, ob Deutschland seine Klimaziele erreicht und zugleich seine Wettbewerbsfähigkeit stärkt. Man darf gespannt sein, welche Schlüsse das BMWK aus dem Monitoringbericht zur Energiewende des EWI zieht. Die bereits vorliegenden Studien zeigen jedenfalls, dass ein verlangsamter Ausbau erneuerbarer Energien erhebliche klimapolitische und wirtschaftliche Nachteile hätte. Ein ambitionierter Kurs bei Wind- und Solarenergie bietet dagegen die Chance, Emissionen zu reduzieren, Kosten im Emissionshandel zu vermeiden und die Abhängigkeit von fossilen Importen zu verringern.

Vor diesem Hintergrund erscheint es entscheidend, den Monitoringbericht zur Energiewende nicht allein unter Kostengesichtspunkten zu interpretieren, sondern auch die langfristigen Risiken und Chancen in den Blick zu nehmen.

Der Beitrag Monitoringbericht zur Energiewende: Studien warnen vor Risiken einer Verlangsamung erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Bereits geltende Regelungen & Erleichterungen gemäß Solarpaket I

Einzelne Maßnahmen des Solarpakets sind bereits seit Mai 2024 wirksam und bringen primäre für kleinere PV-Anlagen Erleichterungen:

• Balkonkraftwerke dürfen nun mit bis zu 800 W betrieben werden. Eine Anmeldung beim Netzbetreiber entfällt, es genügt die Registrierung im Marktstammdatenregister.
• Netzanschlussanfragen wurden beschleunigt: Für Anlagen bis 30 kWp gilt eine Vierwochenfrist, nach deren Ablauf der Anschluss als genehmigt gilt.
• Repowering von Dachanlagen wurde grundsätzlich ermöglicht, sofern keine zusätzliche Vergütungssteigerung erfolgt.

Ausstehende beihilferechtliche Genehmigung durch die EU blockiert kritische Punkte

Die EU-Kommission hat bislang keine Genehmigung für die zentralen Förderelemente des Solarpakets I erteilt. Betroffen sind vor allem:

• die Erhöhung der Einspeisevergütung um 1,5 ct/kWh für Anlagen ab 40 kW,
• die Ausweitung der maximalen Gebotsgröße bei Freiflächenanlagen von 20 MW auf 50 MW,
• die erhöhte Einspeisevergütung für Agri-Photovoltaik, Parkplatz-, Moor- und gewerbliche Dachanlagen,
• genaue Ausformulierungen der Regelungen für das Repowering größerer Projekte mit Vergütungssteigerung,
• vereinfachte Regelungen bei Kundenanlagen & Mieterstrom. Dem stehen aktuell immer noch das sog. Kundenanlagenprivileg gemäß § 3 Nr. 24a EnWG in Deutschland im Wege.

Bei vielen dieser offenen Punkte ist die Forderung der Kommission, einen Rückforderungsmechanismus einzuführen, etwa in Form von Contracts for Difference (CfD) im Wege. Damit sollen unerwartete Mehrerlöse in Hochpreisphasen abgeschöpft werden. Da Deutschland diesen Mechanismus bislang nicht umgesetzt hat, verzögert sich die Genehmigung erheblich.

Auswirkungen & Marktreaktion der blockierten Punkte des Solarpaketes I

Die Blockade bei der EU-Genehmigung führt zu erheblichen Unsicherheiten in der Branche, obwohl das laufende EnWG-Gesetzgebungsverfahren bereits Nachbesserungen enthält:

• Betreiber und Investoren können zentrale Förderungen nicht in Anspruch nehmen, da bis auf Weiteres die alte EEG-Regelung von 2023 gültig ist.
• Viele Projekte, insbesondere im Bereich der Agri-PV, liegen auf Eis oder sind trotz Fertigstellung nicht am Netz, da die Kalkulation ohne die neuen Vergütungssätze nicht tragfähig ist.
• Für Projektierer entsteht ein doppeltes Risiko: Verzögerungen bei der Umsetzung und Unklarheit darüber, ob die geplanten höheren Vergütungen überhaupt rückwirkend greifen werden.

In Branchenkreisen ist inzwischen von einer „Hängepartie“ die Rede, die den geplanten Photovoltaik-Ausbau massiv ausbremsen könnte.

Ausblick & Fazit

Ein verbindlicher Zeitplan für die beihilferechtliche Genehmigung durch die EU liegt nicht vor. Die Gespräche zwischen der Bundesregierung und der Kommission gestalten sich zäh, und ein Scheitern gilt zunehmend als möglich. Sollte die EU auf einem CfD-Mechanismus bestehen, wäre eine erneute Gesetzesänderung notwendig.

Damit steht das Solarpaket I zwischen Anspruch und Wirklichkeit: Während kleinere Erleichterungen bereits greifen, bleiben die zentralen finanziellen Anreize blockiert. Für den Photovoltaik-Ausbau in Deutschland bedeutet dies Planungsunsicherheit, verschobene Investitionen und die Gefahr, dass dringend benötigte Projekte nicht rechtzeitig umgesetzt werden können.

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Verteilung & Effekte der Netzentgelt-Entlastung noch unklar

Nach Angaben aus dem Bundeswirtschaftsministerium und dem energiepolitischen Sprecher der Unions-Bundestagsfraktion, Andreas Lenz, sollen die Zuschüsse die Netzentgelte für private Haushalte um rund zwei Cent pro Kilowattstunde verringern. Der Effekt für Unternehmen oder stromintensive Betriebe ist dabei noch nicht abschätzbar, da die Entlastung hauptsächlich über die Netzentgelte oder möglicherweise auch anteilig über andere Umlagen erfolgen soll. Hauptempfänger der Zuschüsse werden offenbar die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Die genaue Verteilung wird noch von der Bundesregierung festgelegt. Inwieweit die Entlastung so über die Verteilnetzbetreiber an ihre Kunden weitergereicht wird, bleibt abzuwarten.

Politisches Signal gegen den drastischen Anstieg der Netzentgelte

Die Maßnahme reagiert auf den drastischen Anstieg der Netzentgelte, die seit 2015 von knapp 16 auf 33 Milliarden Euro gestiegen sind und mittlerweile rd. 40 % des durchschnittlichen Industriestrompreises ausmachen. Nach dem Urteil des Verfassungsgerichts von November 2023, dass die Streichung der Subventionen von 5,5 Milliarden Euro aus dem Wirtschaftsstabilisierungsfonds für die ÜNB für den Bundeshaushalt 2024 untersagte, ist das neue Paket aus Stromsteuerermäßigung für das produzierende Gewerbe und der Streichung der Gasspeicherumlage als industriepolitisches Signal gedacht.

Bewertung & Auswirkungen

• Unternehmen/Industrie: Die Gesamtstromkosten könnten energieintensive Branchen entlasten. Wettbewerbsnachteile im internationalen Vergleich werden jedoch nur leicht gemildert.
• Haushalte: Spürbare, aber eher geringe Entlastung – wenige Euro pro Monat.
• Finanzen: Der Zuschuss deckt gut 20% der Gesamtkosten der Netzentgelte für 2026 ab; er ist damit relevant, aber teuer. Die Belastung des KTF könnte künftig andere Projekte einschränken.
• Strukturproblem: Die Maßnahme nimmt Druck vom Strompreis, ändert aber nichts am langfristig steigenden Finanzierungsbedarf des Netzausbaus.

Was bringt die geplante Netzentgelt-Entlastung ab 2026

Die Bundesregierung möchte mit dem 6,5-Milliarden-Programm ein klares Signal für Standortpolitik und Preisstabilität aussenden. Kurzfristig bringt die Entlastung wahrscheinlich spürbare Effekte für Unternehmen und symbolische Erleichterungen für Privathaushalte. Langfristig bleibt jedoch die Frage offen, wie die strukturell hohen Stromkosten in Deutschland tragfähig gesenkt und die hohen Netzausbaukosten (ca. 700 Milliarden Euro bis 2030) abgefedert werden können.

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Geplanter Nachlass bei Stromkosten für die Industrie

Die EU-Kommission hat Ende Juni 2025 mit dem neuen Beihilferahmen (CISAF) den Mitgliedsstaaten die Möglichkeit eröffnet, zeitlich befristete Zuschüsse zum Strompreis zu gewähren. Diese sollen den Umbau der Industrie hin zu Klimaneutralität unterstützen, ohne Wettbewerbsnachteile im internationalen Vergleich entstehen zu lassen.

Der deutsche Vorschlag sieht vor, dass künftig deutlich mehr Unternehmen profitieren: Die Zahl der begünstigten Betriebe könnte von derzeit rund 350 auf bis zu 2.200 steigen. Grundlage ist die sogenannte KUEBLL-Liste energieintensiver Branchen.

Rahmenbedingungen laut EU-Vorgaben

• Maximal 50 % Nachlass auf den Großhandelsstrompreis
• Gilt höchstens für 50 % des jährlichen Stromverbrauchs eines Unternehmens
• Der effektive Strompreis darf dabei nicht unter 50 Euro/MWh sinken (zum Vergleich: 2024 lag der durchschnittliche Börsenstrompreis bei rund 80 Euro/MWh)
• Die Förderung ist auf drei Jahre begrenzt und muss spätestens bis Ende 2030 auslaufen
• Nur Unternehmen im internationalen Wettbewerb sind förderfähig
• 50 % der eingesparten Kosten müssen in klimafreundliche Investitionen fließen

Kosten und Reichweite des Stromkosten-Nachlasses für die Industrie

Nach Berechnungen des Instituts der deutschen Wirtschaft (IW) belaufen sich die jährlichen Entlastungen auf 1,5 Mrd. Euro in 2025 und 1,4 Mrd. bzw. 1,1 Mrd. Euro in den beiden Folgejahren. Damit summieren sich die staatlichen Zuschüsse auf knapp 4 Milliarden Euro. Profitieren könnten alle Unternehmen mit einem Jahresstromverbrauch ab ca. 20 GWh.

Zeitplan noch offen

Unklar ist derzeit, wann der Nachlass für die Industrie tatsächlich starten kann – ob bereits 2025 oder erst 2026. Möglich wäre auch eine rückwirkende Einführung. Die endgültige Entscheidung hängt vom Gesetzgebungsverfahren sowie der beihilferechtlichen Prüfung durch die EU-Kommission ab.

Energie-Gesetzespaket mit Nachholbedarf bei Netzanschlüssen

Mit dem Energie-Gesetzespaket und der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) will die Bundesregierung bzw. das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie zentrale Rahmenbedingungen für die Energieversorgung modernisieren. Während die Reform wichtige Weichenstellungen etwa bei Genehmigungsverfahren und Netzentgelten vorsieht, bleibt ein Bereich nach Ansicht vieler Branchenvertreter unzureichend berücksichtigt: die Netzanschlussbedingungen für Photovoltaik- und Speicherprojekte.

Kritiker bemängeln, dass Vorschläge zur Vereinfachung, Vereinheitlichung und Digitalisierung von Netzanschlussprozessen nicht in den Entwurf aufgenommen wurden – obwohl hierzu bereits konkrete Konzepte vorliegen. Insbesondere eine bessere Transparenz zur Auslastung der Stromnetze sowie verbindliche Reservierungsmöglichkeiten für Netzkapazitäten gelten als dringend notwendig, um Planungs- und Investitionssicherheit für Projektierer zu schaffen und gleichzeitig Blockaden durch ungenutzte Anschlusszusagen zu vermeiden.

Auch die fehlende Einheitlichkeit von Fristen und eine bislang unzureichende Sanktionsmöglichkeit bei Nichteinhaltung durch Netzbetreiber werden als Schwächen genannt. Ohne entsprechende Anpassungen könnte sich der Ausbau von Photovoltaik- und Speichern verlangsamen – mit Folgen für Energiewendeziele und die Entlastung bei Stromkosten.

Weitere Beschlüsse des Bundeskabinetts im Energie-Gesetzespaket

Neben dem Strompreis-Nachlass und der EnWG-Novelle hat die Bundesregierung zusätzliche Maßnahmen beschlossen:

• Abschaffung der Gasspeicherumlage (0,3 ct/kWh) zur Entlastung von Verbrauchern – Volumen rund 3,4 Mrd. Euro
• Umsetzung von Teilen der EU-Erneuerbaren-Richtlinie (RED III) mit beschleunigten Genehmigungsverfahren, u. a. für Windkraft und Wärmepumpen
• CO₂-Speichergesetz (CCS/CCU): erstmalige gesetzliche Grundlage für Abscheidung, Transport und Speicherung von CO₂ im kommerziellen Maßstab

Ergänzende Stromsteuer-Senkung ab 2026 für die Industrie

Parallel dazu ist bereits im Rahmen der EnWG-Novelle (Solarpaket I) eine deutliche Absenkung der Stromsteuer beschlossen worden. Ab dem 1. Januar 2026 soll für das produzierende Gewerbe sowie Land- und Forstwirtschaft nach § 9b StromStG ein reduzierter Satz von 0,05 ct/kWh gelten. Für Haushalte sowie kleine und mittlere Unternehmen bleibt dagegen weiterhin der Satz bei 2,05 ct/kWh.

Fazit

Mit dem geplanten Preisnachlass für energieintensive Unternehmen, der EnWG-Novelle und dem Energie-Gesetzespaket stellt die Bundesregierung zentrale Weichen für die Energieversorgung der kommenden Jahre. Während einige Unternehmen kurzfristig auf spürbare Entlastungen hoffen, sehen Wirtschaftsvertreter die Wirkung kritisch. Selbst die Deutsche Industrie- und Handelskammer hegt keine großen Erwartungen und betont, dass der Nachlass beim Industriestrompreis keine nachhaltige Verbesserung bringe, da er nur einen Teil des Verbrauchs betreffe und mit zusätzlichen Auflagen verbunden sei.

Der Beitrag Energie-Gesetzespaket im Bundestag mit Reformen für die Industrie erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Dachflächen-PV-Anlage

Die Photovoltaik-Anlage wurde am 14.08.2025 im Rahmen einer symbolischen Feier offiziell eingeweiht. An der Zeremonie nahmen der Geschäftsführer Holger Kiebel, der Leiter Qualität & Umwelt, Lars Petry, der Oberboihinger Bürgermeister, Ulrich Spangenberg, der Geschäftsführer der Südwestmetall Bezirksgruppe Neckar-Fils, Ralph Wurster, sowie Vertreter von CUBE CONCEPTS teil.

Insgesamt wurden 986 Solarmodule auf einer Dachfläche von rund 5.800 m² montiert.

Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH über ihren Weg zur klimaneutralen Produktion am Standort Oberboihingen:

Mit der Dachflächen-Photovoltaik-Anlage von CUBE CONCEPTS will die Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH unabhängiger von steigenden Strompreisen werden. Als weltweit führender Hersteller für Thermostat- sowie Öltemperaturregler für die Automobil- und Nutzfahrzeugindustrie mit der Marke ‚Wahler‘ hat das Unternehmen neben der Produktqualität auch ihren ökologischen Fußabdruck im Blick.

Die PV-Anlage ist neben mehreren Vermeidungs-, Reduktions- und Kompensationsprojekten der letzte Baustein auf dem Weg zur klimaneutralen Produktion am Standort in Oberboihingen. Dem Unternehmen wurde bereits am 7. Juli 2025 die erfolgreiche Umsetzung der CO₂-neutralen Produktion durch die Zertifizierungsstelle der TCS (Technical Certification Services GmbH) bestätigt. Durch die Nutzung des grünen PV-Stroms wird das Werk in Oberboihingen auch zukünftig ein starker Partner für seine Kunden sein und seine Wettbewerbsvorteile weiter ausbauen.

Mit diesem Engagement unterstreicht Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH seine Verantwortung für Umwelt und Gesellschaft und setzt auf innovative Energiepartnerschaften, um die Nachhaltigkeit und Effizienz des Standortes langfristig zu sichern.

Stimmen zum PV-Projekt

Oberboihinger Bürgermeister Ulrich Spangenberg freut sich über die CO₂-neutrale Stromproduktion auf den bestehenden Dachflächen des Oberboihinger Traditionsunternehmens: „Thermal Management Solutions hat mit diesem außerordentlichen Engagement die wohl größte Photovoltaikanlage auf einem Bestandsgebäude in Oberboihingen errichtet. Insbesondere bei energieintensiven Industriestandorten ist die Nutzung der Dachflächen zur Stromproduktion für den Eigenbedarf und zur Einspeisung in das allgemeine Stromnetz ein wichtiger Schritt, um sinnvoll und nachhaltig CO₂ einzusparen“. Er wünscht sich, dass weitere Unternehmen diesem Vorbild folgen. Letztlich, so ist er überzeugt, wird das auch ein wichtiger Faktor hinsichtlich der notwendigen Resilienz gegenüber den Veränderungen am Strom- und Energiemarkt sein.

Ralph Wurster, Geschäftsführer der Südwestmetall-Bezirksgruppe Neckar-Fils, bemerkt: „Gerade in wirtschaftlich herausfordernden Zeiten wie diesen ist es ein starkes Signal, wenn ein Unternehmen nicht nur an den Standort glaubt, sondern auch gezielt in dessen Zukunftsfähigkeit investiert. Die Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH zeigt mit diesem Photovoltaikprojekt, dass sich wirtschaftliches Handeln und nachhaltige Verantwortung nicht ausschließen, sondern gezielt miteinander verbinden lassen. Das Bekenntnis zum Standort Oberboihingen und die Investition in klimafreundliche Technologien sind beispielhaft für eine zukunftsorientierte Industriepolitik im Mittelstand – und ein klares Zeichen dafür, dass Transformation auch im industriellen Umfeld aktiv und erfolgreich gestaltet werden kann.“

Personen v. links: Pascal Pegel (CUBE CONCEPTS), Albrecht Manz (Thermal Management Solutions DE Oberboihingen), Ralph Wurster (Geschäftsführer der Südwestmetall-Bezirksgruppe Neckar-Fils), Dieter Hehl (Thermal Management Solutions DE Oberboihingen), Ulrich Spangenberg (Bürgermeister Oberboihingen), Lars Petry (Thermal Management Solutions DE Oberboihingen) und Holger Kiebel (Geschäftsführer der Thermal Management Solutions DE Oberboihingen)

Mehr zu Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH:

WAHLER, die führende Marke für Thermostate und Öltemperatur-Thermostate. Das Unternehmen bietet mit der Marke WAHLER, unter dem Dach von Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH, ein vielfältiges und besonders breites Produktportfolio an Thermostaten und Öltemperatur-Thermostaten in höchster OE-Qualität. Mit über 120 Jahren Technologieerfahrung und mit jährlich mehr als sechs Millionen verkaufter Produkte weltweit gehört WAHLER zu den führenden Marken für Thermostate und Öltemperatur-Thermostate.

Impressionen der PV-Anlage

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Degressive Abschreibung für PV-Anlagen

Unternehmen – vom Einzelunternehmer bis zur Kapitalgesellschaft – können neu installierte PV-Anlagen künftig degressiv mit bis zu 30 % pro Jahr abschreiben. Diese Regelung ersetzt die bisher übliche lineare Abschreibung und erlaubt eine schnellere steuerliche Entlastung in den ersten Jahren nach der Investition. Dadurch wird die Kapitalbindung gesenkt und es entsteht frühzeitig Liquidität für Folgeinvestitionen.

Für gewerbliche Photovoltaik-Anlagen bedeutet das Investitionssofortprogramm konkret:

• Maximal 15 % Abschreibung jährlich, sofern der dreifache lineare Satz nicht überschritten wird.
• Gilt nur für gewerblich betriebene PV-Anlagen – Anlagen nach § 3 Nr. 72 EStG (z. B. Kleinanlagen im Eigenheimbereich) sind ausgeschlossen.
• Voraussetzung: Die Anlage muss bis Ende 2027 in Betrieb genommen oder wirtschaftlich übergegangen sein.

Sonderabschreibung nach § 7g EStG im Investitionssofortprogramm vorgesehen

Für kleine und mittlere Unternehmen mit einem Jahresgewinn unter 200.000 € besteht zusätzlich die Möglichkeit, eine Sonderabschreibung von bis zu 20 % nach § 7g EStG in Anspruch zu nehmen. In Kombination mit der degressiven AfA sind dadurch im ersten Jahr theoretisch bis zu 55 % der Investitionskosten abschreibbar – ein erheblicher steuerlicher Vorteil, der Investitionen in PV-Projekte beschleunigen kann.

Indirekte Impulse durch E-Mobilitätsförderung

Ergänzend fördert das Gesetz auch betrieblich genutzte Elektrofahrzeuge mit einer Sonderabschreibung von 75 % im ersten Jahr. Diese Maßnahme wird voraussichtlich den Ausbau der Ladeinfrastruktur an Firmenstandorten anstoßen – und damit auch die Nachfrage nach begleitenden PV-Lösungen zur Eigenstromversorgung erhöhen. Das wiederum könnte zusätzliche Impulse für den Ausbau gewerblicher Solaranlagen schaffen.

Wachstumsimpulse durch das Investitionssofortprogramm

Das Investitionssofortprogramm der Bundesregierung stellt einen echten Wachstumsimpuls für den PV-Markt im gewerblichen Bereich dar. Die neuen Abschreibungsmöglichkeiten machen Investitionen in Photovoltaik wirtschaftlich attraktiver und beschleunigen die Amortisation. Besonders für Unternehmen, die Stromkosten senken und gleichzeitig ihre Nachhaltigkeitsziele erreichen wollen, bietet sich jetzt ein besonders günstiges Zeitfenster, um in eigene PV-Anlagen zu investieren.

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Die Stromkosten für Unternehmen steigen – nicht trotz, sondern wegen der Energiewende.

Die Netzentgelte entwickeln sich zum wichtigsten Kostentreiber

Bereits heute machen die Netzentgelte rund ein Drittel des industriellen Strompreises aus. Doch das ist erst der Anfang:

• Über 700 Milliarden Euro beträgt laut aktuellen Schätzungen der Finanzierungsbedarf für den Netzausbau bis 2045.
• Die Universität zu Köln prognostiziert eine mindestens Verdopplung der Netzentgelte bis dahin. Erste Szenarien sprechen von:
  • 15 Cent/kWh für die Mittelspannung
  • über 18 Cent/kWh für die Niederspannung

Das ist eine Verdreifachung gegenüber heutigen Durchschnittswerten in vielen Regionen.

Abschied von der StromNEV – und von allen bekannten Privilegien

Die aktuelle Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) läuft zum 31.12.2028 ersatzlos aus. Besonders betroffen: energieintensive Unternehmen, die bisher von Sonderregelungen wie § 19 StromNEV (Atypische Netznutzung, Bandlast bzw. 7.000-Stunden-Regelung) profitiert haben. Diese Privilegien entfallen bis spätestens 2026 – ohne dass ein neues, verlässliches System bereitstünde.

Die Bundesnetzagentur diskutiert aktuell offen über ein vollständig neues Entgeltsystem. Klar ist dabei:

• Die EU-Kommission untersagt künftig netzentgeltliche Ausnahmen ohne klaren Systemnutzen.
• Rabatte aus rein industriepolitischen Gründen – etwa zur Standortförderung – sind explizit unzulässig.
• Selbst die bisherige „Besondere Ausgleichsregelung“ (BesAR) nach EnFG – mit jährlicher Entlastung von 5 Mrd. € – läuft 2027 aus.

Dazu kommen neue Belastungen & Kompensationen

Stromkostensteigerung ist kein hypothetisches Risiko mehr – sie ist Realität und gesetzlich verankert:

• Neue Umlage durch das Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG): + ca. 2 Cent/kWh
• Wegfall des Spitzenausgleichs (§ 10 StromStG / § 55 EnergieStG): + 1,5 Mrd. €/Jahr Belastung
• Die angekündigte Stromsteuersenkung auf das EU-Minimum (0,05 ct/kWh) ist unklar und soll nur für das produzierende Gewerbe greifen – andere Unternehmen bleiben außen vor.
• Und: Diese Senkung soll befristet sein – im Anschluss droht ein Rückfall auf 2,05 ct/kWh

Was die Bundesnetzagentur plant und was (noch) nicht sicher ist

Seit Mai 2025 diskutiert die Bundesnetzagentur offen über die zukünftige Struktur der Netzentgelte. Im Raum stehen tiefgreifende Veränderungen:

• Abkehr vom reinen Verbrauchsprinzip: Zukünftig könnten pauschale Grundpreise, Kapazitätsentgelte oder netzbezogene Nutzungsgebühren eingeführt werden.
• Einbindung von Einspeisern in die Netzkosten – aktuell zahlen nur Letztverbraucher.
• Dynamische Netzentgelte mit tageszeit- oder ortsabhängiger Bepreisung als Fernziel.
• Spezialregelungen für Speicher und Prosumermodelle.

Doch eines ist klar: Die heutige Netzentgelt-Logik wird es nicht mehr geben. Und ein neues, tragfähiges Modell wird erst ab 2029 greifen – sofern der Reformprozess planmäßig verläuft.

Unternehmen müssen sich auf höhere Stromnebenkosten einstellen

Die nächste große Welle der Strompreissteigerungen kommt – nicht durch den Markt, sondern durch Regulierung. Während viele Unternehmen versuchen, ihre Strombeschaffung zu optimieren, geraten sie bei Steuern, Umlagen und Netzentgelten zunehmend in eine Kostenfalle.

Was Sie jetzt tun sollten:

• Investitionen in Eigenversorgung, Speicher und Flexibilität prüfen
• Strombezug und Netznutzung auf ein Minimum begrenzen
• Stromnebenkosten im Energiecontrolling stärker gewichten
• Ausstieg aus § 19-Vergünstigungen strategisch vorbereiten
• Regulatorische Entwicklungen aktiv beobachten

Der Umbau der Energiewirtschaft ist notwendig – aber er wird nicht kostenlos sein. Für Unternehmen heißt das: Strom wird planbar teurer.

Mehr zum Stand der der Netzentgeltreform in unserem Beitrag AgNes-Zwischenbericht 2026.

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Durchschnittliche Lebensdauer ohne Repowering

Insgesamt sind EE-Anlagen auf eine langfristige Stromerzeugung ausgelegt – doch ihre Lebensdauer ist nicht unbegrenzt. Wie lange eine PV- oder Windkraftanlage tatsächlich wirtschaftlich betrieben werden kann, hängt stark von der Technologie, der Qualität der Komponenten sowie von Wartung und Standortbedingungen ab.

Bei Solaranlagen rechnen Wissenschaftler im Durchschnitt mit einer Lebensdauer von etwa 25 Jahren ohne PV-Modernisierung oder Repowering. Hochwertige Module können sogar 35 bis 40 Jahre lang Strom erzeugen – allerdings mit sinkender Leistung. Nach 25 Jahren liefern viele Module noch etwa 80 % ihrer ursprünglichen Leistung. Bei anderen Systemkomponenten wie beispielsweise den Wechselrichtern rechnen Experten mit einer Lebenszeit von ca. zehn bis 15 Jahre.

Bei Windkraftanlagen liegt die typische Lebensdauer bei etwa 20 Jahren. Mit regelmäßiger Wartung ist auch ein längerer Betrieb möglich. Offshore-Anlagen werden meist für 25 Jahre genehmigt, können aber mit entsprechenden Konzepten bis zu 30 oder 35 Jahre betrieben werden. Trotzdem stehen alle Betreiber spätestens nach 20-25 Jahren vor der Entscheidung: weiterbetreiben, modernisieren oder durch neue Technik ersetzen.

PV-Modernisierung & Repowering gewinnen künftig an Bedeutung

Betreiber von PV-Anlagen sollten nicht erst am Ende der Betriebszeit über PV-Modernisierung oder Repowering nachdenken, sondern frühzeitig Strategien entwickeln. Durch den gezielten Austausch älterer oder leistungsschwacher Komponenten – wie Solarmodule, Wechselrichter oder Verkabelung – lässt sich der Ertrag steigern, die Lebensdauer verlängern und die Wirtschaftlichkeit erhöhen. Auch neue Konzepte, wie beispielsweise die Erweiterung der Anlagen durch Batteriegroßspeicher können den Eigenverbrauch erhöhen und langfristig stabile Erträge garantieren. Als besonders hilfreich gelten außerdem kleine kostengünstigere Maßnahmen, wie die Implementierung eines Monitoring- oder eines gesamtem Energiemanagementsystems.

Boom Mitte der 30er Jahre für PV-Modernisierung & Windkraft-Repowering

Das Repowering bei Windkraftanlagen findet in Deutschland heute bereits in einer jährlichen Größenordnung von 4-5 GW statt. Ab etwa 2030 kommen die ersten PV-Anlagen, die Anfang und Mitte der Zweitausender Jahre errichtet wurden, hinzu. Etwa Mitte der 30er Jahre erreicht ein großer Teil der heute installierten Solaranlagen das Ende ihrer technischen Lebensdauer, sofern bis dahin keine PV-Modernisierung durchgeführt wurde. Experten erwarten, dass zwischen 2030 und 2040 PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von über 35 GW und Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 48 GW in diesem Zeitraum altersbedingt außer Betrieb gehen könnten.

Besonders betroffen durch den Boom Mitte der 30er Jahre sind ältere Photovoltaikanlagen, die zwischen 2009 und 2012 installiert wurden. Viele dieser Anlagen speisen über das EEG in das öffentliche Netz ein und nähern sich dann dem Ende ihrer Förder- und Nutzungszeit. Dies bedeutet aber auch, dass in etwa zehn Jahren die Nachfrage nach Komponenten, Fachkräften und Genehmigungsverfahren steigen wird. Je früher EE-Anlagenbetreiber auf PV-Modernisierungs- oder Windkraft-Repowering-Potenziale prüfen, desto besser lassen sich Engpässe vermeiden und Investitionen strategisch planen.

PV-Modernisierung strategisch planen: Was Betreiber jetzt tun sollten

Die erwartete Erneuerungswelle ab Mitte der 2030er Jahre erfordert vorausschauendes Handeln. Betreiber von PV- und Windkraftanlagen sollten bereits heute prüfen, wie sie ihre Anlagen langfristig wirtschaftlich betreiben können – und ob eine PV-Modernisierung, Nachrüstung oder ein vollständiges Repowering sinnvoll ist.

Folgende Schritte bieten sich jetzt an:

• Bestandsaufnahme und Bewertung: Zustand, Leistung und technisches Alter der Anlage analysieren – insbesondere bei Inbetriebnahmen zwischen 2009 und 2012.
• Modernisierungspotenziale identifizieren: Sind Komponenten wie Wechselrichter, Verkabelung oder Module austauschreif? Gibt es Optimierungsmöglichkeiten durch Monitoring- oder Speichersysteme?
• Wirtschaftlichkeit neu kalkulieren: Lohnt sich ein Weiterbetrieb oder wäre eine technische Erneuerung wirtschaftlicher? Förderende, steigende Wartungskosten oder Stromvermarktung spielen hier eine zentrale Rolle.
• Planung frühzeitig anstoßen: Bis Mitte der 2030er Jahre wird die Nachfrage nach Technik, Fachkräften und Genehmigungen stark steigen. Wer rechtzeitig agiert, sichert sich Kapazitäten und kann Umbauten effizient umsetzen.

Kurzum: Jetzt ist der richtige Zeitpunkt, um die Zukunft der eigenen EE-Anlage strategisch vorzubereiten – bevor Markt und Kapazitäten unter Druck geraten.

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EuGH-Urteil: keine Sonderregelungen für Kundenanlagen & Mieterstrom-Modelle

Der EuGH stellte klar, dass nationale Sonderregelungen wie das deutsche Kundenanlagenprivileg nicht mit der EU-Strombinnenmarktrichtlinie (RL 2019/944) vereinbar sind. Insbesondere sei es unzulässig, Energieinfrastrukturen durch nationale Kriterien aus dem unionsrechtlich definierten Begriff des Verteilnetzes auszunehmen. Damit widerspricht die bisherige deutsche Praxis dem europäischen Rechtsrahmen.

Nach Auffassung des EuGH gelten alle Leitungen, über die Strom an Letztverbraucher geliefert wird, grundsätzlich als Verteilnetze – unabhängig von deren Größe, technischer Struktur oder dem Umstand, dass sie nur ein einzelnes Gebäude oder ein abgegrenztes Areal versorgen. Nationale Sonderkategorien wie die sogenannte Kundenanlage dürfen demnach keine zusätzlichen Merkmale wie die Anzahl der Letztverbraucher, den Stromdurchfluss oder die räumliche Ausdehnung heranziehen, um bestimmte Anlagen von der Regulierung auszunehmen.

In der Praxis bedeutet das: Betreiber solcher Stromversorgungsanlagen sind als Verteilnetzbetreiber anzusehen. Sie unterliegen künftig denselben regulatorischen Anforderungen. Dazu zählen unter anderem die Verpflichtung zur eigentumsrechtlichen und operationellen Entflechtung, die Regulierung der Netzentgelte sowie umfassende Zugangs- und Transparenzpflichten. Ausnahmen von diesen Pflichten sind ausschließlich in den ausdrücklich im Unionsrecht vorgesehenen Fällen möglich – etwa für geschlossene Verteilernetze oder Bürgerenergiegesellschaften.

BGH-Beschluss: Nationale Umsetzung der EuGH-Vorgaben

Der BGH hat nun die Rechtsprechung des EuGH konsequent aufgegriffen, bestätigt und auf ein konkretes Mieterstromprojekt angewendet. Dabei stellte das Gericht klar, das Kundenanlagen und Mieterstrom nur noch im Einklang mit der EU-Strombinnenmarktrichtlinie (2019/944) ausgelegt werden dürfen. In der Praxis bedeutet das: Eine Kundenanlage liegt nur noch dann vor, wenn keine entgeltliche Stromlieferung an Dritte erfolgt.

Im verhandelten Fall plante ein Projektentwickler die Versorgung von 250 Wohnungen über ein eigenes privates Leitungsnetz. Da dabei Strom entgeltlich an mehrere Letztverbraucher geliefert werden sollte, qualifizierte der BGH das Netz als regulierungspflichtiges Verteilernetz. Die bisherige Sonderbehandlung solcher Strukturen über das Kundenanlagenprivileg wurde damit faktisch aufgehoben.

Die rechtliche Folge: Betreiber entsprechender Anlagen unterliegen nun vollständig dem Energiewirtschaftsrecht. Dies beinhaltet beispielsweise die Pflichten zur Zahlung von Netzentgelten, zur Übernahme der Bilanzkreisverantwortung oder zur Einrichtung eines ordnungsgemäßen Messstellenbetriebs. Betroffen sind insbesondere Mieterstrom-Modelle, etwa mit PV-Anlagen, Quartierslösungen mit Kraft-Wärme-Kopplung oder erneuerbaren Energien zur gewerbliche Arealversorgungen – etwa in Industrieparks – sowie gemeinschaftliche Versorgungsmodelle in größeren Gebäuden.

Auswirkungen für Betreiber von Kundenanlagen & Mieterstrom-Modellen

Viele Kundenanlagen- und Mieterstrom-Projekte basieren bislang auf den Privilegien nach § 3 Nr. 24a EnWG. Dies verschaffte ihnen erhebliche wirtschaftliche Vorteile, da weder Netzentgelte, Umlagen oder sonstige regulatorische Pflichten anfielen. Mit der Neueinstufung solcher Anlagen als regulierungspflichtige Verteilernetze entfallen diese Privilegien jedoch, was die Wirtschaftlichkeit zahlreicher Projekte grundlegend infrage stellt.

Besonders problematisch ist die neu entstandene Rechtsunsicherheit für Bestandsanlagen. Da die Einordnung als Kundenanlage bislang in der Regel ohne behördliche Prüfung erfolgte, drohen nun nachträgliche Regulierungsmaßnahmen – etwa Rückforderungen, Umstrukturierungen oder die Pflicht zur Neuanmeldung als geschlossenes Verteilernetz. Dies betrifft nicht nur neue, sondern auch langjährig betriebene Versorgungsstrukturen in Wohnquartieren oder Industriearealen.

Auch bestehende Fördermechanismen wie der Mieterstromzuschlag nach § 21 Abs. 3 EEG geraten unter Druck. Diese Förderung setzt voraus, dass der Strom nicht durch ein Netz der allgemeinen Versorgung geleitet wird. Wird jedoch eine bisher privilegierte Kundenanlage als reguläres Verteilernetz eingeordnet, ist diese Bedingung nicht mehr erfüllt – und der Förderanspruch entfällt. Zahlreiche Projekte wären damit wirtschaftlich nicht mehr tragfähig.

Handlungsdruck für Kundenanlagen & Mieterstrom steigt

Betreiber und Entwickler von Kundenanlagen & Mieterstrom-Projekten sind nach den Urteilen erheblich verunsichert und fordern Neuregelungen durch die deutsche Gesetzgebung. Zurzeit droht eine Entwertung bestehender Projekte und Investitionen in neue Projekte stocken. Unternehmen stehen nun vor der Herausforderung, ihre Energieversorgungsstrukturen regulatorisch neu zu bewerten, anzupassen oder gegebenenfalls als geschlossene Verteilernetze umzustrukturieren. Auf sie kommen ohne Neuregelung neue Pflichten zu – etwa die buchhalterische Entflechtung, die Erhebung und Abführung von Netzentgelten und Umlagen (wie der KWKG-, Offshore- oder § 19-StromNEV-Umlage), die Gewährung von Netzzugang für Dritte sowie umfassende Melde- und Nachweispflichten gegenüber den Regulierungsbehörden. Zudem gibt es nach wie vor Probleme bei der Generierung der Herkunftsnachweise: Die Bürokratie bremst grünen Mieterstrom.

Perspektiven für Betreiber & Impulse für die Gesetzgebung

Betreiber und Projektträger von dezentralen Stromversorgungsmodellen sollten jetzt ihre bestehenden Anlagen einer kritischen Bestandsaufnahme zu unterziehen. Dabei ist zu prüfen, ob die technischen und betrieblichen Ausgestaltungen der Anlagen den Kriterien des EuGH für ein regulierungspflichtiges Verteilernetz entsprechen. Wo dies der Fall ist, müssen bestehende Konzepte entweder angepasst oder durch rechtssichere Alternativmodelle ersetzt werden. Ein möglicher Ansatz hierzu liegt in hybriden Versorgungskonzepten, bei denen Strom nicht exklusiv über ein internes Netz geliefert wird, sondern ergänzend zu einem bestehenden Grundversorgungstarif bereitgestellt wird.

Gleichzeitig ist die deutsche Bundesregierung gefordert, die Netzsystematik an die europäischen Vorgaben anzupassen und gleichzeitig praktikable Lösungen für kleinere, verbrauchernahe Strukturen zu schaffen. Auf EU-Ebene bietet beispielsweise die Strombinnenmarktrichtlinie Spielräume, etwa durch die Anerkennung geschlossener Verteilernetze und Bürgerenergiegemeinschaften, die unter bestimmten Bedingungen von regulatorischen Anforderungen ausgenommen werden können. Auf nationaler Ebene könnten sog. Arealnetze Lösungen bieten. Damit ließe sich eine rechtssichere und wirtschaftlich tragfähige Basis für viele dezentrale Versorgungsmodelle schaffen.

Auch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) müsste angepasst werden: Um den Mieterstromzuschlag weiterhin zu ermöglichen, sollten Modelle mit interner Stromverteilung förderfähig bleiben – vorausgesetzt, Transparenz, Verbraucherschutz und Nichtdiskriminierung sind gewährleistet. Nur durch ein solches Zusammenspiel technischer, regulatorischer und politischer Maßnahmen lassen sich dezentrale Energiekonzepte auch künftig erfolgreich umsetzen.

Neuausrichtung bei Kundenanlagen & Mieterstrom dringend erforderlich

Das EuGH-Urteil und der nachfolgende BGH-Beschluss schaffen Klarheit – und zugleich große Unsicherheit. Die bisherige Regelung in Deutschland zu Kundenanlagen und Mieterstrom ist demnach unionsrechtswidrig. Jetzt ist der Gesetzgeber gefragt, zeitnah praktikable und unionsrechtskonforme Rahmenbedingungen zu schaffen, um die Energiewende im gewerblichen und urbanen Bereich nicht auszubremsen. Ohne rechtssichere Übergangsregelungen und eine zügige Anpassung des Energierechts drohen Investitionsstau, Projektabbrüche und ein Rückschritt bei der dezentralen Energiewende.

Der Beitrag Kundenanlagen & Mieterstrom nach EuGH- und BGH-Urteil unter Druck erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

1. PV-Förderprogramm von Anlagen außerhalb des EEG

Ein zentrales Förderprogramm richtet sich an Unternehmen, die Photovoltaikanlagen außerhalb der klassischen EEG-Vergütung errichten wollen. Konkret werden Floating-Photovoltaikanlagen – also Anlagen auf Gewässern wie Baggerseen – sowie Agri-Photovoltaikanlagen gefördert, bei denen Photovoltaik mit landwirtschaftlicher Nutzung kombiniert wird. Voraussetzung ist eine installierte Leistung von mindestens 100 kWp. Die Anlagen dürfen während ihrer gesamten Betriebsdauer keine Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Anspruch nehmen.

Gefördert werden dabei die Ausgaben für wesentliche Anlagenteile, darunter Photovoltaikmodule, Wechselrichter, Unterkonstruktionen, Montageleistungen, Verkabelung sowie der Netzanschluss. Die Förderung erfolgt als Anteilfinanzierung. Unternehmen können bis zu 25 % der förderfähigen Investitionskosten als Zuschuss erhalten, maximal 1.000.000 Euro pro Vorhaben. Die Auswahl der Projekte erfolgt im Rahmen einer Einzelfallprüfung durch die Bewilligungsbehörde. Grundlage ist eine aussagekräftige Projektbeschreibung.

Der Antrag erfolgt online über das Förderportal des Landes NRW. Wichtig ist, dass der Förderbescheid vor Beginn der Maßnahme vorliegen muss – ein vorzeitiger Projektstart führt zum Ausschluss von der Förderung. Erst nach positiver Entscheidung darf beauftragt und mit der Umsetzung begonnen werden. Die Fördermaßnahme kann bis zum 30. Juni 2027 beantragt werden.

2. PV-Förderprogramm von Beratungsleistungen für den Ausbau

Neben der direkten Investitionsförderung unterstützt das Land NRW auch vorbereitende Planungsleistungen. Unternehmen können Zuschüsse für Machbarkeitsstudien, Potenzialanalysen, Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen oder Umweltgutachten erhalten, die im Zusammenhang mit der Errichtung oder Erweiterung von Freiflächen-Photovoltaikanlagen bzw. Solarparks stehen. Auch Netzanschlussprüfungen, statische Voruntersuchungen oder Dienstleistungen zur Begleitung von Bauleitverfahren sind förderfähig.

Diese Leistungen müssen durch externe, qualifizierte und unabhängige Beratende erbracht werden. Als qualifiziert gelten Beraterinnen und Berater, die in den letzten zwei Jahren fachspezifisch im Bereich industrieller oder energiewirtschaftlicher Anlagen tätig waren und entsprechende Referenzen nachweisen können. Je Netzanschluss und Standort ist nur eine Förderung möglich.

Für Unternehmen beträgt der Zuschuss bis zu 70 % der förderfähigen Beratungskosten, höchstens 35.000 Euro. Auch diese Förderung wird anteilig gewährt und muss vor der Beauftragung der Leistungen beantragt werden. Nach Abschluss der Maßnahme kann der Verwendungsnachweis eingereicht werden, woraufhin die Auszahlung erfolgt. Die Fördermaßnahme läuft ebenfalls bis zum 30. Juni 2027.

Anträge für PV-Förderprogramme rechtzeitig stellen

Für Unternehmen in NRW lohnt sich ein genauer Blick auf die aktuellen PV-Förderprogramme. Wer innovative Anlagentypen ohne EEG-Vergütung realisieren möchte oder größere PV-Projekte sorgfältig vorbereiten will, erhält über die Landesförderung wirkungsvolle finanzielle Unterstützung. In beiden Fällen gilt: Der Förderantrag muss rechtzeitig gestellt und bewilligt sein, bevor mit der Umsetzung begonnen wird.

Die Programme bieten damit nicht nur eine Chance zur Kostensenkung, sondern auch einen strukturierten Einstieg in eine nachhaltige und unabhängige Energieversorgung.

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Weshalb ist die Reform der Stromnetzentgelte notwendig?

Die geltende Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV), die bislang die Bildung der Netzentgelte regelt, tritt zum 31.12.2028 außer Kraft. Bereits im Jahr 2021 hatte der Europäische Gerichtshof entschieden, dass die auf Rechtsverordnungen der Bundesregierung basierende Regulierung gegen europarechtliche Vorgaben – insbesondere die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie – verstößt. Zusätzlich urteilte der EuGH, dass den Regulierungsbehörden der Mitgliedsstaaten mehr Autonomie gewährt werden müsse. Dem kam die Bundesregierung bereits 2024 in einer Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) nach. Die Bundesnetzagentur muss daher eigenständig undunabhängig über die Struktur der Netzentgelte entscheiden.

Gleichzeitig hat sich das Energiesystem in den vergangenen zwei Jahrzehnten grundlegend verändert. Die Integration der erneuerbaren Energien, mit ihrer zunehmenden dezentralen Energieerzeugung, Digitalisierung und Flexibilisierung, stellt neue Anforderungen an das Entgeltsystem. Das bisherige Modell stößt dabei zunehmend an seine Grenzen und die Kosten für den dringend notwendigen Netzausbau beziffern Experten mittleiweile auf fast 700 Milliarden Euro. Ziel der Reform ist es, marktdienliche Anreize zu schaffen, kostengerechte Allokation sicherzustellen und Investitionen effizient zu lenken – insbesondere in einem System mit wachsender Zahl an Prosumern, Speichern, steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und volatiler Einspeisung.

Was steht bei der Reform der Stromnetzentgelte zur Diskussion?

In dem jetzt vorgelegten Diskussionspapier stellt die Bundesnetzagentur zahlreiche Optionen vor, wie das Entgeltsystem künftig gestaltet werden könnte. Der Fokus liegt zunächst auf einer grundlegenden Neustrukturierung der Netzentgelte für Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber. Grundsätzlich stehen dabei auch die bisherigen Sonderregelungen wie individuelle Netzentgelte gemäß § 19 Abs. 2 StromNEV, Entgelte gemäß § 14a EnWG oder vermiedene Netzentgelte nach § 18 StromNEV zur Debatte. In der jetzt startenden Diskussion behält sich die Behörde zwar noch vor, später Sonderrabatte zu gewähren, aber sie hatte bereits angekündigt zumindest das Bandlast-Privileg im Rahmen des Reformvorhabens auslaufen zu lassen.

Weitere Diskussionspunkte sind:

Beteiligung von Einspeisern an Netzkosten: Derzeit zahlen in Deutschland ausschließlich Letztverbraucher Netzentgelte. Die Bundesnetzagentur stellt zur Diskussion, ob auch Betreiber von Erzeugungsanlagen – analog zu anderen europäischen Ländern – künftig zur Finanzierung des Netzausbaus herangezogen werden sollten. Möglich wären einspeiseabhängige Entgelte oder ein pauschales Grundnetzentgelt für Einspeiser.

Einführung neuer Entgeltkomponenten: Derzeit sind alle Entgelte oberhalb der Niederspannung rein verbrauchsabhängig, obwohl der Verbrauch nicht zwangsläufig der Kostentreiber ist. Vorschläge umfassen pauschale Grundpreise, Kapazitätspreise oder eine direkte Bepreisung der bestellten Netzanschlusskapazität.

Stärkere Berücksichtigung von Prosumern: Im Bereich der Niederspannung könnte der Grundpreisanteil für Prosumer erhöht werden, um deren Netznutzung fairer abzubilden und eine angemessene Beteiligung an den Netzkosten zu sichern.

Dynamische Netzentgelte: Die Einführung zeit- und ortsvariabler Entgelte, die sich an der tatsächlichen Netzlast orientieren, wird als langfristige Option betrachtet. Voraussetzung dafür wäre jedoch eine nahezu vollständige Digitalisierung von Netz und Netznutzern. Erste Ansätze existieren in der Festlegung zu steuerbaren Verbrauchseinrichtungen.

Spezifische Regelungen für Speicher: Die Bundesnetzagentur betont, dass Stromspeicher bzw. Batteriegroßspeicher eine wichtige Rolle für die Systemstabilität spielen. Die netzdienliche Einbindung von Speichern soll daher gezielt adressiert werden. Eine differenzierte Entgeltregelung für Speicher ist ebenfalls Teil des Diskussionspapiers.

Warum diese Reform so wichtig ist

Laut Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, geht es bei der Reform um weit mehr als technische Details:

„Erstens wird die Zahl der Nutzer immer kleiner, die in voller Höhe Entgelte zahlen – bei gleichzeitig steigenden Kosten. Zweitens fehlen ausreichend wirksame Signale, wie und wo Anlagen kostengünstig betrieben werden können. Drittens gibt es im System heute keine Anreize, die flexibles Verhalten belohnen – eher im Gegenteil.“

Das Ziel sei ein leistungsfähiges, zukunftstaugliches Netzentgeltsystem, das die Energiewende nicht behindert, sondern aktiv unterstützt. Die Entwicklung dieses Systems soll ergebnisoffen, transparent und unter breiter Beteiligung aller Stakeholder erfolgen.

Wie geht die Reform der Stromnetzentgelte weiter?

Der Reformprozess startet mit einem ersten Branchenworkshop am 2. und 3. Juni 2025. Marktteilnehmer können ihre Stellungnahmen zum Diskussionspapier bis zum 30. Juni 2025 einreichen. Weitere Fachveranstaltungen und Austauschformate sollen folgen. Die Bundesnetzagentur plant, auf dieser Grundlage in den kommenden Jahren eine oder mehrere verbindliche Festlegungen zu erlassen, die die bisherigen Regelungen der StromNEV schrittweise ersetzen.

Mehr zum Stand der der Netzentgeltreform in unserem Beitrag AgNes-Zwischenbericht 2026.

Der Beitrag Reform der Stromnetzentgelte: Bundesnetzagentur eröffnet AgNes-Debatte erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Einschränkungen durch das Ausschließlichkeitsprinzip

Diese enge Auslegung des Ausschließlichkeitsprinzips hatte in der Praxis weitreichende Konsequenzen für die wirtschaftliche Nutzung von Batteriespeichern. Insbesondere galt dies für Batteriegroßspeichern in Kombination mit gewerblichen Photovoltaikanlagen. Betreiber standen vor der grundsätzlichen Entscheidung, ihre großen Speicher entweder für die Optimierung der PV-Einspeisung oder für andere Erlösmodelle einzusetzen. Eine gleichzeitige Mehrfachnutzung („Multi-Use“) war ausgeschlossen.

Konkret bedeutete das: Großspeicher, die durch den eigenen PV-Strom geladen werden, dienten ausschließlich zum internen Peak Shaving und Load Shifting. Gespeicherter überschüssiger Solarstrom konnte dabei beispielsweise in den Abendstunden mit höheren Börsenpreisen wieder inkl. EEG-Förderung ins Netz eingespeist werden. Dies funktioniert allerdings nur, wenn die PV-Anlage kontinuierlich große Strommengen produziert. Sobald in manchen Wintermonaten der grüne Strom dazu nicht ausreicht, muss der Großspeicher mit Graustrom gefüllt werden. Doch genau dieser Netzbezug führte nach alter Rechtslage zum Verlust des gesamten EEG-Förderanspruchs – selbst wenn zuvor grüner Strom eingespeichert wurde.

Neue EEG-Optionen für Großspeicher nach dem Solarpaket I

Mit dem Solarpaket I und dem EEG 2025 ist die Nutzung von Stromspeichern im Zusammenspiel mit erneuerbaren Energien neu geregelt. Ziel war, die Flexibilität im Stromsystem zu erhöhen und Speicher stärker in die Energiewende einzubinden – ohne dabei die Förderlogik des EEG zu gefährden. Für Betreiber von PV-Anlagen mit Batteriegroßspeichern ergeben sich nun drei klar definierte Betriebsoptionen für die Zwischenspeicherung von Strom, insbesondere zur Einspeisung in das öffentliche Netz.

1. Die neue Abgrenzungsoption: Flexibilität mit messtechnischer Trennung

Für große Anlagen mit Großspeichern und Energiemanagementsystemen gibt es jetzt die neue Abgrenzungsoption mit Direktvermarktungspflicht. Sie erlaubt es, den Speicher sowohl mit EE-Strom als auch mit Netzstrom zu beladen – allerdings unter der Voraussetzung, dass die jeweiligen Strommengen messtechnisch eindeutig getrennt werden. Auf dieser Basis wird dann anteilig berechnet, welcher Teil der gespeicherten und eingespeisten Energie tatsächlich förderfähig ist.

Beispiel: Wenn ein Speicher im Jahresverlauf zu 70 % mit Solarstrom und zu 30 % mit Netzstrom geladen wurde, erhält auch nur der entsprechende Anteil der Netzeinspeisung (70 %) die EEG-Förderung.

Diese Option bietet große Flexibilität für Industrie- und Gewerbebetriebe, die sowohl den Photovoltaik Eigenverbrauch steigern als auch netz- oder marktdienliche Speicheranwendungen realisieren möchten – etwa im Rahmen von Multi-Use-Konzepten. Dazu legt die Bundesnetzagentur die Details zur Nachweisführung und Bilanzierung fest.

2. Die Ausschließlichkeitsoption: Klare Trennung – volle Vergütung

Die neue speicherbezogene Ausschließlichkeit gilt fortan als auch Option. Sie entspricht im Kern der bisherigen EEG-Regelung: Der Stromspeicher wird ausschließlich mit erneuerbarem Strom geladen – und niemals mit Netzstrom. Wird diese Bedingung über das gesamte Kalenderjahr eingehalten, gilt der gespeicherte Strom als vollständig grün. Eine Einspeisung ins Netz wird dann mit der vollen EEG-Vergütung belohnt.

Diese Option eignet sich insbesondere für Betreiber, die eine technisch saubere und rechtssichere Lösung suchen, etwa bei Heimspeichern oder kleineren gewerblichen Anlagen, die vollständig auf Eigenversorgung mit EE-Strom setzen. Der Vorteil: Es ist kein komplexes Mess- oder Abrechnungssystem erforderlich – solange der Netzbezug unterbleibt, bleibt der Förderanspruch vollständig erhalten.

3. Die Pauschaloption: Einfach & praxistauglich für kleine Anlagen

Für noch kleinere PV-Anlagen mit Speicher – konkret bis zu 30 kWp Leistung – wurde zusätzlich die Pauschaloption geschaffen. Diese ermöglicht es Betreibern, eine vereinfachte Förderung zu nutzen, ohne ein detailliertes Messkonzept umzusetzen. Voraussetzung ist, dass Speicher und PV-Anlage demselben Betreiber gehören (Steckersolargeräte sind ausgenommen). Dabei erfolgt die Förderung pauschal: Es wird angenommen, dass pro Kilowatt installierter PV-Leistung jährlich 500 KW förderfähiger Strom aus dem Speicher ins Netz fließen.

Diese Regelung richtet sich klar an Privathaushalte oder kleine Gewerbebetriebe, die möglichst unkompliziert von der EEG-Förderung profitieren wollen, ohne in aufwändige Messtechnik investieren zu müssen. Dazu wird der Strom über einen Direktvermarkter abgerechnet, der auch bidirektionales Laden direkt einbeziehen kann.

Übersicht der EEG-Optionen für Großspeicher:

Mehr Flexibilität durch die neuen EEG-Optionen für Großspeicher

Mit den drei neu eingeführten EEG-Optionen für die Netzeinspeisung von Strom aus Speichern wird ein zentraler Hemmschuh der bisherigen Speicherregulierung beseitigt. Insbesondere Batteriegroßspeicher können so wirtschaftlicher und flexibler eingesetzt werden. Die drei neuen EEG-Optionen des Solarpaketes I ermöglichen nun eine differenzierte Speicherbewirtschaftung. Diese reichen von der rein grünen Einspeisung bis hin zur anteiligen Förderung bei gemischter Beladung. Damit wird der Weg frei für Multi-Use-Konzepte, die Stromvermarktung, Netzdienlichkeit und Eigenverbrauch kombinieren können – ohne den Verlust der EEG-Förderung zu riskieren.

Gleichzeitig bleiben einfache Fördermodelle für kleinere Anlagen erhalten. Betreiber großer PV- und Speichersysteme haben darüber hinaus weiterhin die Möglichkeit, ihre Projekte im Rahmen der Innovationsausschreibungen zu vermarkten.

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Was ist der Börsenstrompreis?

Der Börsenstrompreis ist der Preis, zu dem Strom an der Strombörse EEX (European Energy Exchange) in Leipzig oder an der EPEX Spot in Paris gehandelt wird. Er entsteht im sogenannten Day-Ahead-Markt, wo Angebot und Nachfrage für jede Stunde des Folgetages aufeinandertreffen. Das teuerste noch benötigte Gebot bestimmt den Strompreis dieser Stunde – ein Prinzip, das als Merit-Order bekannt ist. Im Intraday Trading können Erzeuger, Energieversorger, Händler, energieintensive Unternehmen oder Banken sogar bis zu fünf Minuten vor Lieferbeginn Strom kaufen oder verkaufen. Einflussfaktoren auf den Börsenstrompreis sind generell die Erzeugungskapazitäten, Wetterbedingungen, Verbrauchsmuster und politische Entscheidungen.

Ursachen für die aktuell starken Schwankungen

Die Zunahme volatiler Börsenstrompreise lässt sich vor allem auf drei Faktoren zurückführen:

1. Anstieg der Erneuerbare Energien im Strommix

Der ansteigende Anteil von Solar- und Windenergie, der bereits bei etwa 60 % liegt, hat die Struktur der Börsenstrompreise grundlegend verändert. Anders als konventionelle Kraftwerke speisen erneuerbare Quellen nicht konstant, sondern wetterabhängig und oft in großen Mengen auf einmal ins Netz ein. Das führt bei Überangebot zu negativen Preisen – insbesondere mittags bei starker Sonneneinstrahlung oder nachts bei starkem Wind.

2. Begrenzte Speicher- und Netzkapazitäten

Stromüberschüsse können mangels ausreichender Speicherinfrastruktur und Netzkapazitäten nicht immer flexibel aufgenommen oder verteilt werden. In der Folge kommt es bei Stromüberschuss zu einem Preisverfall und bei Engpässen zu sprunghaften Anstiegen. Der Ausbau von Speichern und Netzen ist daher entscheidend, um Preisspitzen in beide Richtungen abzufedern und die Integration erneuerbarer Energien zu ermöglichen.

3. Globale, geopolitische & regulative Faktoren

Auch Gaspreise, CO₂-Zertifikate, geopolitische Entwicklungen (z. B. Ukraine-Krieg), die Kraftwerksverfügbarkeit oder Unsicherheiten in der Weltwirtschaft beeinflussen den Börsenstrompreis. So war etwa das Rekordhoch von 871 €/MWh im August 2022 eine direkte Folge der Gaspreisexplosion. Auch regulatorische Eingriffe – etwa Änderungen im EEG oder staatliche Preisdeckel – können kurzfristig massive Auswirkungen auf den Marktpreis haben.

Volatile Börsenstrompreise als Chance für flexible Verbraucher und Unternehmen

Trotz der Herausforderungen bieten die Preisschwankungen am Strommarkt große Chancen – insbesondere für flexible Verbraucher, Prosumer und Unternehmen mit steuerbaren Lasten.

Dynamische Stromtarife

Mit dynamischen Stromtarifen, die sich am aktuellen Börsenstrompreis orientieren, können Verbraucher gezielt Zeiten mit günstigen Preisen nutzen – zum Beispiel zum Laden von E-Autos, Wärmepumpen oder Batteriespeichern.

Batteriespeicher als Schlüsseltechnologie

Gewerbliche Batteriegroßspeicher können Strom in Niedrigpreisphasen aufnehmen und zu Hochpreiszeiten wieder einspeisen – ein Modell, das nicht nur wirtschaftlich attraktiv, sondern auch netzdienlich ist. Der Markt für Großspeicher erlebt deshalb einen regelrechten Boom.

Industrielle Prozesssteuerung

Auch energieintensive Prozesse in Industrie und Gewerbe lassen sich in Preisniedrigphasen verschieben, etwa durch intelligente Laststeuerung, wie beispielsweise der CUBE EfficiencyUnit (Energiemanagementsystem). Besonders mittägliche Solarstromspitzen können heute schon relativ gut prognostiziert und genutzt werden.

Wie Unternehmen den Börsenstrompreis aktiv nutzen können

Unternehmen können ihre Stromkosten optimieren, wenn sie die Mechanismen des Strommarkts verstehen und gezielt nutzen:

• Hedging am Terminmarkt schützt vor langfristigen Preisrisiken.
• Spotmarktnutzung ermöglicht kurzfristige Reaktionen auf Preisentwicklungen.
• Eigenstromerzeugung durch PV-Anlagen senkt die Abhängigkeit von volatilen Preisen.
• Einsatz intelligenter Energiemanagementsysteme ermöglicht automatisierte Reaktionen auf Börsenpreissignale.

Ausblick: Was bringt die Zukunft?

Langfristig wird erwartet, dass Netzausbau, intelligente Steuerungssysteme und mehr Speicher die Preisspitzen glätten. Dennoch bleibt der Börsenstrompreis ein zentrales Signal für das Energiesystem der Zukunft. Er zeigt, wann Strom besonders knapp oder besonders günstig ist – und damit, wann Flexibilität gefragt ist.

Fazit

Die zunehmende Volatilität des Börsenstrompreises ist Herausforderung und Chance zugleich. Wer sie versteht, kann nicht nur Stromkosten senken, sondern auch aktiv zur Energiewende beitragen. Flexible Verbraucher, moderne Speicherlösungen und dynamische Tarife werden deshalb zum Rückgrat eines effizienten, dezentralen Stromsystems.

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Gut 9.000 m² der Dachfläche des imposanten Gebäudes wurden in den vergangenen Monaten durch die Photovoltaik-Experten von CUBE CONCEPTS mit mehr als 4.500 Modulen bestückt. Die Anlage produziert jährlich knapp 1.900 MWh Strom, von dem der Standort einen Großteil direkt nutzt. Dadurch spart das Werk mehr als 850 Tonnen CO₂ pro Jahr ein. Ziel ist es, bis 2026 die Anzahl der PV-Anlagen in Europa weiter auszubauen und bis 2030 weltweit eine nachhaltige Energieversorgung zu etablieren.

Hintergrund: Werk Wilsdruff

Der Standort Wilsdruff ist Teil des Global Footprints von Purem by Eberspächer, einem Spezialisten für Abgas- und Akustiksysteme. Hier werden hocheffiziente Abgasnachbehandlungssysteme entwickelt und produziert, die strengste Emissionsvorgaben wie die Euro-7-Norm erfüllen. Der Standort beliefert führende Nutzfahrzeughersteller in Europa.

Nachhaltigkeit bei Eberspächer

Die Eberspächer Gruppe verfolgt das Ziel, ihre Produktion bis 2030 CO₂-neutral zu gestalten. Bereits heute bezieht das Unternehmen an allen deutschen Standorten und an der Hälfte seiner weltweiten Werke Grünstrom. Bis 2026 sollen weltweit 60 Prozent des Energieverbrauchs aus erneuerbaren Quellen stammen. Photovoltaikanlagen sind dabei ein zentraler Bestandteil der Nachhaltigkeitsmaßnahmen.

Über Purem by Eberspächer

Als einer der weltweit führenden Systemanbieter produziert Purem by Eberspächer Abgasreinigungs- und Akustiksysteme für Pkw, Nutzfahrzeuge und den Non-Road-Bereich. Die innovativen Produkte verbessern weltweit die Luftqualität und verringern Geräuschemissionen nachhaltig. Auf Basis der bestehenden Kernkompetenzen entwickelt Purem by Eberspächer Systeme zur Abgasnachbehandlung von Wasserstoffmotoren und Balance of Plant Komponenten für Brennstoffzellen-Systeme. 

Über die Eberspächer Gruppe

Die Eberspächer Gruppe zählt zu den führenden Systementwicklern und -lieferanten der Automobilindustrie. Das Familienunternehmen mit Sitz in Esslingen am Neckar steht für innovative Lösungen in den Bereichen Abgastechnologie, Thermomanagement und Fahrzeugelektronik für unterschiedliche Fahrzeugtypen.

Bei klassischen Antrieben und in der E-Mobilität sorgen die Eberspächer Komponenten und Systeme für mehr Komfort, höhere Sicherheit und eine saubere Umwelt. Bei der Nutzung von Wasserstoff als Energieträger ist Eberspächer Wegbereiter für zukünftige Technologien.

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Die Kernelemente des EU Clean Industrial Deal

Der EU Clean Industrial Deal verfolgt mehrere zentrale Ansätze, um eine nachhaltige und wettbewerbsfähige europäische Industrie zu gewährleisten. Dazu gehört die Senkung der Energiekosten durch vereinfachte Wettbewerbsregeln und steuerliche Entlastungen. Die EU-Kommission möchte die Investitionen in saubere Technologien mit einem Finanzierungsvolumen von 100 Milliarden Euro aus dem EU-Emissionshandelssystem und einer Erweiterung der Leitinitiative für Forschung und Entwicklung Horizont Europa decken. Zusätzliche 50 Milliarden Euro soll die Aufstockung des InvestEU-Programms für innovative Projekte mobilisieren.

Ein wichtiger Bestandteil des Deals ist der Abbau bürokratischer Hürden. Vereinfachte Genehmigungsverfahren und eine Reform der öffentlichen Auftragsvergabe sollen Unternehmen ermöglichen, nachhaltige Investitionen schneller umzusetzen. Gleichzeitig setzt die EU verstärkt auf Ressourceneffizienz und Recycling, mit dem Ziel, bis 2030 25 % der strategischen Rohstoffe aus Recyclingprozessen zu gewinnen. Das neu zu schaffende EU Critical Raw Material Centre soll dabei helfen, die Nachfrage europäischer Unternehmen nach Rohstoffen zentral zu bündeln, auf dem Weltmarkt effizient zu beschaffen und faire Marktbedingungen zu gewährleisten.

Der Plan beinhaltet zudem starke handelspolitische Maßnahmen, darunter die Vereinfachung und den Ausbau des Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), um fairen Wettbewerb auf globaler Ebene sicherzustellen. Parallel dazu werden neue Handelsabkommen mit internationalen Partnern angestrebt, um Lieferketten zu stabilisieren.

Ein weiterer Fokus liegt auf sozialen Aspekten und Arbeitsplätzen. Der Clean Industrial Deal sieht Programme zur Weiterbildung von Arbeitnehmern vor und fördert durch Bildungsinitiativen wie Erasmus+ die Qualifizierung von Fachkräften in Schlüsselsektoren. Die EU-Kommission erwartet, dass durch diese Maßnahmen 500.000 neue Arbeitsplätze entstehen.

Zeitplan des EU Clean Industrial Deal

Um diese ambitionierten Ziele zu erreichen, hat die Europäische Kommission einen strukturierten Fahrplan erstellt, der die schrittweise Umsetzung der Maßnahmen vorsieht.

Im ersten Quartal 2025 bringt die EU bereits entscheidende legislative Initiativen auf den Weg. Dazu gehören ein Aktionsplan für erschwingliche Energie, die Ausweitung der Gasspeicherverordnung sowie ein Gesetzesentwurf zur Herstellung von kohlenstoffarmem Wasserstoff, der Rechtssicherheit für Elektrolyseure gewährt. Zudem wird die EU die erste Liste strategischer Projekte für kritische Rohstoffe veröffentlichen und mit der Vereinfachung des CBAM beginnen. Auch die Kommission zur Qualifizierung von zusätzlichen Fachkräften soll in Q1 ihre Arbeit aufnehmen.

Im Frühjahr und Sommer 2025 folgt die Einführung staatlicher Beihilferahmen für den Clean Industrial Deal, eine Empfehlung zu Netzentgelten der Mitgliedstaaten und die Verabschiedung des Ecodesign-Arbeitsplans. Eine Pilotauktion des Innovationsfonds sowie eine Überprüfung der CBAM-Änderungen sind für den Herbst geplant.

Bis Ende 2025 gleist die EU ein Gesetz zur Beschleunigung der industriellen Dekarbonisierung auf, das Genehmigungen für industrielle Energienutzung vereinfacht und ein Label für kohlenstoffarme Produkte etabliert. Gleichzeitig werden neue Richtlinien für Horizon Europe veröffentlicht und die transmediterrane Zusammenarbeit im Bereich sauberer Technologien ausgebaut.

Im Jahr 2026 stehen weitere Meilensteine an, darunter der Start der EU Industrial Decarbonisation Bank, die Einführung neuer Legislativvorschläge zur Erweiterung des CBAMs und die Überarbeitung der Richtlinien für das öffentliche Auftragswesen. Die EU wird außerdem das EU-Zentrum für kritische Rohstoffe starten und mit einem Gesetz zur Kreislaufwirtschaft neue Standards setzen. Eine ökologische Mehrwertsteuer-Initiative wird zusätzlich nachhaltige Wirtschaftsmodelle fördern.

Ambitionierte Ziele des EU Clean Industrial Deals

Der EU Clean Industrial Deal verfolgt ambitionierte Ziele. Strategische Investitionen, Bürokratieabbau und neue Marktanreize sollen die europäische Industrie zukunfts- und wettbewerbsfähig machen. Mit der Förderung der Clean-Tech-Industrie, des Ausbaues erneuerbarer Energien und einer stärkeren Elektrifizierung setzt die EU-Kommission auf günstigere Energiepreise, nachhaltige Produktion und die Schaffung europäischer Leitmärkte für grüne Technologien. Zudem sollen Rohstoffe durch Recycling zurückgewonnen und entsprechende Fachkräfte ausgebildet werden. Ob europäische Unternehmen so die grüne Transformation erfolgreich bewältigen, bleibt abzuwarten und hängt maßgeblich von der Umsetzung der Maßnahmen sowie der internationalen Wettbewerbsfähigkeit ab.

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Hintergrund des Solarspitzen-Gesetzes für PV-Anlagen 2025

Hintergrund des Solarspitzen-Gesetzes ist die zunehmende Volatilität der Stromerzeugung durch den massiven Ausbau erneuerbarer Energien, insbesondere der Photovoltaik. In den letzten Jahren haben hohe Einspeisemengen aus Solarstromanlagen dazu geführt, dass in bestimmten Stunden mehr Strom produziert wurde, als tatsächlich verbraucht werden konnte. Diese Überkapazitäten führen an der Strombörse teilweise zu negativen Strompreisen, weil sich viele PV-Anlagen immer noch nicht ferngesteuert abregeln lassen.

Diese Entwicklung belastet nicht nur das Stromnetz, sondern führt auch zu einer steigenden finanziellen Belastung durch das Fördersystem des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Um diesen Problemen entgegenzuwirken, soll nun die Einspeisung marktgerechter gesteuert werden. Betreiber von Solaranlagen, die über keine intelligente Steuerung ihrer Erzeuger, Verbraucher oder Batteriegroßspeicher verfügen, müssen künftig mit Einschränkungen bei der Netzeinspeisung rechnen oder zusätzliche Vorgaben zur Steuerbarkeit ihrer Anlagen erfüllen.

Kernpunkte des Solarspitzen-Gesetzes für PV-Anlagen 2025

Das Solarspitzen-Gesetz bringt weitreichende Änderungen für Betreiber von PV-Anlegen ab 2025 mit sich. Ziel ist es, die Integration von Solarstrom ins Netz zu optimieren, Marktanreize zu verbessern und die Netzstabilität zu sichern. Die wichtigsten Regelungen im Überblick:

 • Keine Einspeisevergütung bei negativen Strompreisen

Betreiber neuer PV-Anlagen ab 7 kWp, die nach dem Inkrafttreten des Gesetzes an das öffentliche Netz angeschlossen werden, erhalten in Stunden mit negativen Strompreisen keine EEG-Vergütung mehr. Diese Maßnahme soll Marktverzerrungen reduzieren und die Eigenverbrauchsnutzung fördern.

 • Kompensationsmechanismus für entgangene Vergütungen

Die entfallenen Stunden werden an die reguläre 20-jährige EEG-Förderung angehängt. Damit verlängert sich der gesamte EEG-Vergütungszeitraum um die Stunden mit negativen Börsenstrompreisen. Damit soll die Wirtschaftlichkeit der Anlagen langfristig sichergestellt werden.

 • Einspeisebegrenzung auf 60 % ohne Funk-Rundsteuerempfänger

Anlagen über 100 kWp dürfen bis zur Installation eines Funk-Rundsteuerempfängers bzw. Smart-Meters nur 60 % ihrer Nennleistung in das öffentliche Netz einspeisen und erhalten keine Kompensation. Bestehende PV-Anlagen können freiwillig in die neue Regelung wechseln und profitieren von einer Erhöhung der Einspeisevergütung um 0,6 Cent/kWh.

 • Pflicht zur Steuerbarkeit und Smart-Meter-Integration

Neue PV-Anlagen ab 100 kWp müssen mit intelligenten Messsystemen ausgestattet sein. Dadurch können Netzbetreiber in kritischen Zeiten steuernd eingreifen und so die Netzstabilität gewährleisten.

 • Erleichterte Direktvermarktung für PV-Anlagen unter 100 kWp

Kleinere PV-Anlagen können leichter in die Direktvermarktung gehen und ihren Strom leichter an der Börse verkaufen, ohne dass dazu eine Pflicht besteht. Erst ab 100 kWp greift die Pflicht zur Direktvermarktung.

 • Technischer “TÜV” für große PV-Anlagen

Für Anlagen ab 100 kWp wird ein verpflichtender technischer Prüfmechanismus eingeführt. Netzbetreiber erhalten zudem das Recht, Testabschaltungen durchzuführen, um die Steuerbarkeit der Anlagen sicherzustellen.

 • Flexiblere Steuerung von Batteriegroßspeichern

Durch eine genaue Messung der Strommengen basierend auf 950 Vollaststunden pro Jahr, die in Viertelstunden umgerechnet und mit einem Faktor von 0,5 multipliziert werden, soll eine neue Abgrenzungsoption geschaffen werden. Doppelte Umlagen für rückgespeicherte Strommengen sollen so ab 2026 vermieden werden.

 • Eigenverbrauch & intelligente Vernetzung im Fokus

Betreiber, die ihren Solarstrom gezielt selbst nutzen, speichern oder flexibel einspeisen, profitieren künftig am meisten.

Insgesamt zeigen Analysen, dass Betreiber ohne Speicher oder intelligentes Energiemanagement mit durchschnittlichen Einbußen von 20 Prozent ihrer Einspeisevergütung rechnen müssen. Investitionen in Speicherlösungen oder dynamische Stromtarife könnten diese Verluste jedoch erheblich reduzieren.

Kritik & Herausforderungen

Das Solarspitzen-Gesetz bring wirtschaftliche Herausforderungen mit sich. Betreiber müssen sich ab 2025 darauf einstellen, dass klassische Einnahmequellen geringer ausfallen könnten. Ohne zusätzliche Maßnahmen wie Batteriegroßspeicher oder ein flexibles Last- oder Energiemanagementsystem (EMS) wie der CUBE EfficiencyUnit drohen finanzielle Einbußen. Gleichzeitig bieten die neuen Regelungen jedoch auch Chancen: Wer frühzeitig in innovative Speicher- oder Eigenverbrauchslösungen investiert, könnte langfristig profitieren.

Die neue Kompensationsmechanismus durch die einfache Verlängerung des EEG-Vergütungszeitraums kann bei der Finanzierung mancher größerer PV-Projekte zu Problemen führen. Obwohl insgesamt die Optimierung des Eigenverbrauchs im Mittelpunkt steht, fehlt eine gezielte Unterstützung für Batteriespeicher. Diese sind jedoch essenziell, um überschüssigen Strom flexibel nutzen und das Netz entlasten zu können. Ohne entsprechende Förderanreize könnten viele Betreiber vor finanziellen Hürden stehen, die eine nachhaltige Investition in Speichertechnologien erschweren.

Ein weiteres kontrovers diskutiertes Thema sind die erweiterte Steuerbarkeit von Energieanlagen durch Netzbetreiber sowie der verpflichtende Smart-Meter-Rollout mit den damit verbundenen administrativen Anpassungen. Während diese Eingriffsmöglichkeit zur Netzstabilisierung beitragen soll, wird dies auch als potenzielle Einschränkung der Eigentumsrechte gesehen. In der Praxis bleibt abzuwarten, wie häufig und in welchem Umfang Netzbetreiber tatsächlich von dieser Maßnahme Gebrauch machen.

Trotz der bestehenden Kritikpunkte bietet das Solarspitzengesetz sowohl Risiken als auch neue Möglichkeiten. Entscheidend wird sein, wie flexibel Betreiber, Netzbetreiber und Gesetzgeber auf die kommenden Herausforderungen reagieren.

Chancen & Perspektiven des Solarspitzen-Gesetzes für PV-Anlagen 2025

Die Notwendigkeit, die Netzstabilität zu gewährleisten, den Marktmechanismen zu stärken und den Eigenverbrauch attraktiver zu machen, geht mit erheblichen Herausforderungen einher. Besonders die Einschränkungen der Einspeisevergütung bei negativen Strompreisen sowie das Kompensationsverfahren könnten die Wirtschaftlichkeit vieler projektierter PV-Anlagen ab 2025 beeinflussen. Gleichzeitig eröffnet das Solarspitzen-Gesetz neue Chancen: Betreiber, die frühzeitig in intelligente Speicher- und Steuerungstechnologien investieren, können sich langfristig wirtschaftliche Vorteile sichern. Ob es die erneuerbare Stromerzeugung effizienter in das Netz zu integrieren, wird sich in der Praxis und der weiteren Ausgestaltung zeigen.

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Anstieg der ⌀-Globalstrahlung um 3,5 kWh/m² jährlich

Seit Beginn der systematischen Messungen im Jahr 1983 ist die Globalstrahlung in Deutschland im Durchschnitt um 3,5 kWh/m² pro Jahr gestiegen. Während in den 1980er-Jahren Werte um 1.005 kWh/m² üblich waren, bewegen sich die Zahlen heute konstant über 1.100 kWh/m² und schwanken stärker. Insgesamt korreliert das Wachstum mit den steigenden Temperaturen und veränderten atmosphärischen Bedingungen, die mit dem Klimawandel in Verbindung gebracht werden.

Räumliche und saisonale Verteilung der Globalstrahlung

Wie in den Vorjahren variierten die Werte regional stark. Die niedrigste Globalstrahlung wurde 2024 mit 1.007 kWh/m² in den Mittelgebirgen und in Schleswig-Holstein gemessen, während in Süd-Bayern mit 1.246 kWh/m² den Höchstwert verzeichnete. Diese Verteilung entspricht dem typischen Muster mit steigender Strahlungsintensität von Nordwesten nach Südosten. Auf monatlicher Basis zeigte sich auch 2024 eine typische Saisonalität mit Maximalwerten in den Sommermonaten und geringeren Werten im Winter. Besonders hervorzuheben ist der August 2024, in dem mit 159,3 kWh/m² das langjährige Mittel von 140,8 kWh/m² um 13 Prozent überschritten wurde. Im Gegensatz dazu fielen die Werte im Februar und Dezember unterdurchschnittlich aus, was auf eine hohe Bewölkung und eine geringe Sonnenscheindauer zurückzuführen ist.

Vergleich der Jahressummen

Mit einer Jahressumme von 1.113 kWh/m² belegt 2024 den achten Platz unter den strahlungsreichsten Jahren seit Messbeginn. Die höchsten Werte wurden 2022 (1.227 kWh/m²), 2018 (1.207 kWh/m²) und 2003 (1.197 kWh/m²) erreicht. Die geringsten Werte hingegen verzeichneten die Jahre 1987 (950 kWh/m²) und 1984 (970 kWh/m²).

Fazit: Globalstrahlung 2024 bleibt auf hohem Niveau

Das Strahlungsjahr 2024 bestätigt den langfristigen Trend einer zunehmenden Globalstrahlung in Deutschland. Trotz moderater Werte im Vergleich zu den Spitzenjahren bleibt die durchschnittliche Strahlungsintensität deutlich über dem langjährigen Mittel. Die Entwicklung der Globalstrahlung ist eine wesentliche Größe für die Klimaforschung und hat direkte Auswirkungen auf die Ertragskraft von Photovoltaikanlagen. Angesichts der anhaltenden Tendenz zu höheren Strahlungswerten könnte auch in den kommenden Jahren mit weiter steigenden Globalstrahlungswerten gerechnet werden.

Der Beitrag Globalstrahlung 2024: Moderate Werte trotz Aufwärtstrend erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

In den letzten Jahren sind die Netzentgelte für Industrie und Gewerbe deutlich gestiegen. Während sie 2023 noch bei etwa 28 % der Stromkosten lagen, erhöhten sie sich 2024 auf 28–31 %. Für 2025 wird ein weiterer Anstieg auf rund 38 % erwartet. Diese Entwicklung ist vor allem auf die steigenden Netzausbaukosten zurückzuführen und gefährdet besonders die energieintensiven Unternehmen in Deutschland spürbar.

Netzentgelte 2025: Regionale Unterschiede bei Industrie und Gewerbe

Durch die neue Verteilung der Netzkosten sinken die Netzentgelte für Industrie und Gewerbe im Durchschnitt um 6,9 %. Die tatsächliche Entlastung oder Mehrbelastung hängt jedoch stark vom Standort und dem individuellen Verbrauchsprofil ab.

Regionen mit sinkenden Netzentgelten

Industriebetriebe und Gewerbekunden in Bundesländern mit hohem Anteil erneuerbarer Energien profitieren am stärksten von der neuen Regelung. Die Netzentgelte sinken im Schnitt voraussichtlich um:

• Schleswig-Holstein: -29 %
• Mecklenburg-Vorpommern: -29 %
• Brandenburg: -21 %
• Bayern: -16 %
• Thüringen: -15 %
• Sachsen & Sachsen-Anhalt: -7 %
• Hessen: -4 %
• Niedersachsen: -4 %
• Baden-Württemberg: -1 %

Regionen mit steigenden Netzentgelten

In einigen Regionen Deutschlands müssen sich Unternehmen hingegen auf höhere Netzentgelte einstellen. Die größten Steigerungen sind in folgenden Bundesländern zu erwarten:

• Berlin: +7 %
• Hamburg: +6 %
• Rheinland-Pfalz: +4 %
• Nordrhein-Westfalen: +2 %
• Saarland & Bremen: +1 %

Auswirkungen auf Unternehmen und Wettbewerbsfähigkeit

Die Reduzierung der Netzentgelte in erneuerbare-Energien-starken Regionen könnte dort ansässige Unternehmen wettbewerbsfähiger machen und Anreize für neue Investitionen schaffen. Besonders energieintensive Industriebetriebe in Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg profitieren von den sinkenden Netzentgelten. Auf der anderen Seite müssen Unternehmen in Ballungsräumen wie Berlin und Hamburg mit steigenden Kosten rechnen, was sich negativ auf deren Standortattraktivität auswirkt.

Fazit: Wie Unternehmen jetzt agieren sollten

Unternehmen sollten ihre individuellen Netzentgelte für 2025 genau prüfen und gegebenenfalls Maßnahmen zur Optimierung ihres Stromverbrauchs ergreifen. Besonders Betriebe in Regionen mit steigenden Netzentgelten sollten durch eine effizientere Nutzung von Eigenstromerzeugung oder eine angepasste Laststeuerung ihre Energiekosten langfristig senken. Die Neuregelung bietet zugleich eine Chance für Unternehmen in entlasteten Regionen, ihre Kostenstruktur zu verbessern und Investitionen in nachhaltige Energiekonzepte voranzutreiben.

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Zusammensetzung der europäischen Industriestrompreise

Die Industriestrompreise werden durch verschiedene Faktoren bestimmt. Der größte Anteil entfällt meist auf die Großhandelspreise an den Spotmärkten, die bei Vertragsabschluss mit Energieversorgern entscheidend sind. Hinzu kommen Netzentgelte, Steuern und Umlagen.

Unternehmen mit hohem Energieverbrauch profitieren oft von speziellen Entlastungen wie Subventionen, Steuervergünstigungen oder reduzierten Netzentgelten, wie beispielsweise in Deutschland das „Bandstrom-Privileg“ oder die „atypische Netznutzung“ nach § 19 Abs. 2 StromNEV. Außerdem erhalten viele Großverbraucher noch immer freie CO₂-Zertifikate im Rahmen des europäischen Emissionshandels und haben Zugang zu individuell ausgehandelten, oft nicht öffentlich bekannten, Sonderverträgen.

Europas Industriestrompreise 2024 im Überblick

Im Jahr 2024 lag der durchschnittliche europäische Industriestrompreis bei 18,7 Cent/kWh bei der Industrie mit einem Jahresverbrauch zwischen 20 MWh und 500 MWh. Eingerechnet sind hierbei die Netzentgelte. Mehrwertsteuer und sonstige Gebühren wurden hingegen nicht berücksichtigt.

Demnach zahlten Unternehmen in Irland mit 25,6 Cent/kWh die höchsten Preise, gefolgt von Zypern (24,5 Cent). Die niedrigsten Preise wurden in Finnland (9,3 Cent), Schweden (9,4 Cent) und Dänemark (9,8 Cent) verzeichnet. Deutschland lag mit 23,3 Cent/kWh etwa 25 % über dem EU-Durchschnitt, wobei Industriekunden mit geringerem Verbrauch (< 20 MWh) in der Mittelspannung nur 16,99 Cent/kWh im Mittel aufwenden mussten. Unternehmen in Polen zahlten 20,8 Cent, was 11 % unter dem Durchschnitt lag, während in Frankreich mit 17,1 Cent fast 27 % weniger verlangt wurde.

Herausforderungen beim Vergleich von Europas Industriestrompreisen

Die Vergleichbarkeit der Industriestrompreise wird durch mehrere Faktoren erschwert:

• Uneinheitliche Kostenstrukturen: Die Zusammensetzung der Strompreise variiert erheblich zwischen den Ländern. Beispielsweise sind die Beschaffungs- und Vertriebskosten in den Niederlanden zwar hoch, dennoch bleibt der Gesamtpreis dort niedriger als in Deutschland.
• Regulatorische Unterschiede: Länder mit hohen Anteilen erneuerbarer Energien haben häufig niedrigere Erzeugungskosten als solche, die stark auf fossile Brennstoffe angewiesen sind. Zudem wirken sich nationale Förderprogramme, Strom- und Mehrwertsteuern unterschiedlich aus.
• Währungs- und Marktunterschiede: Schwankende Wechselkurse, unterschiedliche Marktbedingungen und geopolitische Lagen beeinflussen die Kosten und erschweren direkte Vergleiche.

Entwicklung & Ausblick

Die Industriestrompreise in Europa haben sich 2024 unterschiedlich entwickelt, wobei ein allgemeiner Trend zur Stabilisierung und teilweise Senkung zu beobachten war. In Deutschland fiel der Industriestrompreis um etwa 11 % gegenüber 2023. In einigen Ländern sanken die Strompreise deutlich, beispielsweise in Rumänien (-55 %), den Niederlanden (-43 %), Belgien (-23 %) und Litauen (-18 %). Andere Länder verzeichneten jedoch Preissteigerungen, darunter Irland (+51 %), Spanien (+34 %) und Frankreich (+20 %). Diese Entwicklungen spiegeln regionale Unterschiede in der Stromerzeugung und -beschaffung wider.

Die Beschaffungskosten sind ein wesentlicher Bestandteil der Industriestrompreise. Unternehmen können durch strategische Beschaffungskonzepte ihre Kosten beeinflussen. Festpreisbeschaffung bietet Stabilität, während Spotmarktbeschaffung Flexibilität und potenzielle Einsparungen ermöglicht. Die eigene Stromerzeugung durch den Einsatz erneuerbarer Energien und innovative Ansätze reduzieren dabei immer die Kosten und ermöglichen langfristig stabile Preise.

Entspannung bei Europas Industriestrompreisen in 2024

Die Industriestrompreise in Europa haben sich 2024 teilweise entspannt, doch große Unterschiede zwischen den Ländern bestehen weiterhin. Deutschland rutscht im Ranking aufgrund hoher Abgaben und Umlagen weiter nach oben, wie unser Artikel von Ende 2023 “Industriestrompreise im europäischen Vergleich” zeigt. Insgesamt bleibt ein stabiler und bezahlbarer Industriestrompreis entscheidend, um die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen und europäischen Wirtschaft langfristig zu sichern. Unternehmen können durch strategische Beschaffung und eine verstärkte Nutzung erneuerbarer Energien ihre Kosten senken und gleichzeitig zur Dekarbonisierung beitragen.

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Zweck & Vorteile von ZEREZ

Seit dem 1. Februar 2025 ist die Nutzung von ZEREZ gesetzlich verpflichtend. Ziel ist es, die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Energieversorgung zu stärken, indem Netzanschlussverfahren effizienter und transparenter gestaltet werden. Dies betrifft insbesondere auch alle Einheiten und Komponenten nach den technischen Anschlussregeln der VDE (VDE-AR-N 4105, 4110 und 4120) für das gesamte Anlagenzertifikat. Die wichtigsten Vorteile im Überblick:

• Hersteller können ihre Zertifikate sicher und zentral veröffentlichen.
• Zertifizierungsstellen können unkompliziert Änderungen vornehmen und die Aufsichtspflicht wahrnehmen.
• Netzbetreiber erhalten schnellen und einfachen Zugriff auf alle erforderlichen Zertifikatsdaten.

Die Registereinträge erleichtern den Netzanschlussprozess, da alle relevanten Informationen wie Leistungswerte und Parameter über die eindeutige ZEREZ-ID bereitgestellt werden. Planer und Betreiber dezentraler Energieanlagen sparen dadurch Zeit und Aufwand.

Gesetzliche Grundlagen & Nutzung

Die gesetzliche Grundlage für ZEREZ ist im § 49d des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) sowie der Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung (NELEV) verankert. Bereits seit einigen Monaten können Hersteller und Zertifizierungsstellen ihre Zertifikate freiwillig einpflegen. Seit Februar 2025 ist der Registereintrag obligatorisch. Der Anschluss von Anlagen ohne gültiges Zertifikat an das öffentliche Stromnetz ist dann nicht mehr möglich.

Funktionsweise des Zertifikate-Registers

ZEREZ listet alle Zertifikate, die die elektrischen Eigenschaften von Erzeugungseinheiten und Komponenten belegen. Diese Nachweise stellen nur akkreditierten Zertifizierungsstellen aus. Die wichtigsten Funktionen umfassen:

• Eindeutige Identifikation durch die ZEREZ-ID: Jedes Zertifikat erhält eine Registriernummer.
• Zugriff für berechtigte Stellen: Netzbetreiber können die notwendigen Zertifikate für die Netzanschlussprüfung einsehen.
• Datensicherheit und Effizienz: Die digitale Plattform ersetzt die bisherige postalische Übermittlung von Dokumenten und ermöglicht ein Vier-Augen-Prinzip zwischen Herstellern und Zertifizierungsstellen.

Verpflichtend seit Februar 2025

Seit Februar 2025 dürfen zertifizierungspflichtige Anlagen und Einheiten nur mit einem im ZEREZ hinterlegten Zertifikat ans Stromnetz angeschlossen werden. Dies betrifft insbesondere:

• Photovoltaikanlagen (Wechselrichter und zusätzliche Komponenten)
• Batteriespeichersysteme bzw. Batteriespeicher
• Blockheizkraftwerke und andere Stromerzeugungseinheiten

Netzbetreiber werden die Vollständigkeit der Zertifikate anhand der ZEREZ-ID prüfen, bevor eine Inbetriebnahme erfolgt.

ZEREZ erweitert um Zertifikate für netzbildende Eigenschaften

Mit der Weiterentwicklung des Momentanreserve-Marktes wurde auch der Funktionsumfang von ZEREZ erweitert. Seit Juni 2026 können Hersteller und Zertifizierungsstellen im Register zusätzlich Einheiten- und Komponentenzertifikate mit netzbildenden Eigenschaften hinterlegen und verwalten.

Die Erweiterung betrifft Zertifikate, die den Anforderungen des VDE FNN-Hinweises „Technische Anforderungen an netzbildende Eigenschaften inklusive der Bereitstellung von Momentanreserve“ entsprechen. Damit reagiert ZEREZ auf die steigenden Anforderungen an die Systemstabilität und die zunehmende Bedeutung netzbildender Technologien im deutschen Stromsystem.

Die neue Funktion steht für Anlagen in der Mittel-, Hoch- und Höchstspannung gemäß den technischen Anschlussregeln VDE-AR-N 4110, 4120 und 4130 zur Verfügung. Insbesondere Betreiber von Batteriespeichern und anderen leistungselektronischen Erzeugungsanlagen profitieren von einer standardisierten und transparenten Dokumentation ihrer netzbildenden Eigenschaften.

Wie bei allen anderen Zertifikaten bleiben die hinterlegten Daten über die digitale Schnittstelle von ZEREZ abrufbar. Netzbetreiber, Zertifizierungsstellen und weitere Marktakteure können die Informationen automatisiert nutzen, wodurch sowohl Zertifizierungs- als auch Netzanschlussprozesse weiter vereinfacht werden.

ZEREZ als digitale Lösung

Mit ZEREZ hat die Energiewirtschaft eine zentrale und digitale Lösung erhalten, die sowohl die Netzanschlussverfahren vereinfacht als auch die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromnetzes verbessert. CUBE CONCEPTS begrüßt das längst überfällige online Zertifikate-Register. Die freiwillige Nutzung in der Übergangszeit endete im Februar 2025 und gab allen Beteiligten Zeit, sich auf die neuen Prozesse vorzubereiten.

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PV-Zubau auch in 2024 im Fokus

Zwei Drittel der neu installierten Photovoltaikanlagen wurden auf Hausdächern oder an Fassaden errichtet, ein Dritte auf Freiflächen. Bayern führte mit einem Zubau von 4,0 GW das Bundesländer-Ranking an, während die größte Einzelanlage in Sachsen mit einer Leistung von 162 MW ans Netz ging. Die Bundesnetzagentur registrierte 435.000 Balkonkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 400 MW, was einem Anteil von 2,6 % am Photovoltaik-Zubau entspricht. Dies ist eine Verdoppelung im Vergleich zum Vorjahr. Der tatsächliche Bestand an Balkonanlagen dürfte jedoch höher sein, da viele nicht gemeldet wurden. Obwohl sich der PV-Zubau in Deutschland nicht wie in 2023 verdoppelte, nähert er sich immer mehr an das jährliche Ausbauziel. Ab 2025 sollen nämlich im Jahr 22 GW installiert werden, um im Jahre 2030 rund 215 Gigawatt PV-Leistung in Deutschland zu erreichen.

Batteriespeicher bei PV-Zubau immer beliebter

Die Kombination mit einem Batteriespeicher spielt bei dem PV-Zubau zunehmend eine wichtigere Rolle. Die durchschnittliche Bruttoleistung dieser Speicher stieg leicht an. Dabei stieg die installierte Speicherkapazität von Großspeichern von 1,4 GWh im Jahr 2023 auf 2,6 GWh im Jahr 2024. Hinzu kommen noch die Kapazitäten von Photovoltaik-Heimspeichern und gewerblichen Batteriespeichern. Nach einer Analyse waren allein im ersten Halbjahr 2024 1,51 Millionen Heimspeicher installiert, die über eine Kapazität von insgesamt etwa 13 GWh verfügen. Die Kapazität der der gewerbliche Batteriespeicher von rund 1,1 GWh. Damit summiert sich die installierte Speicherkapazität in 2024 auf knapp 16 GWh. Für 2025 sind bereits weitere Großspeicher geplant.

Beitrag der Erneuerbaren zur Stromerzeugung in 2024

Die erneuerbaren Energien übernahmen 2024 eine Schlüsselrolle in der Stromerzeugung: 62,7 % der Nettostromproduktion stammten aus erneuerbaren Quellen, mit 275,2 TWh produzierter Energie. Der Anteil der Solarenergie an der Stromproduktion wuchs um 18 % und machte 14 % der Gesamterzeugung aus. Der Rückgang bei der Kohleverstromung und der Wegfall der Kernenergie wurden vollständig durch erneuerbare Energien kompensiert.

Beschleunigte Verfahren bei Windkraft und hoher PV-Zubau

Der Ausbau der erneuerbaren Energien profitierte von beschleunigten Genehmigungsverfahren, was Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck als zentralen Erfolgsfaktor hervorhob. Neben dem weiterhin hohen PV-Zubau zeigte auch die Windkraft Potenzial, da 2024 Genehmigungen für Anlagen mit einer Kapazität von 15 GW erteilt wurden, was in den kommenden Jahren einen weiteren Ausbau erwarten lässt. Der Boom bei der Photovoltaik setzt zudem wichtige Impulse für die Energiewende und die langfristige Dekarbonisierung des Energiesektors.

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Der SAIDI-Wert als Index für die Versorgungssicherheit

Der SAIDI-Wert zeigt an, wie viele Minuten ein durchschnittlicher Stromverbraucher im Jahr ohne Elektrizität bleibt. Gemessen in Minuten pro Jahr, liefert der Index einen wichtigen Indikator für die Versorgungssicherheit im deutschen Stromnetz. Auf Basis von § 52 EnWG (Energiewirtschaftsgesetz) melden die Netzbetreiber jährlich ihre Daten zur Versorgungsqualität, welche die Bundesnetzagentur im Anschluss aggregiert. Mit 12,8 Minuten liegt der kumulierte Wert geringfügig über den 12,2 Minuten aus 2022 (10 Mittelspannung + 2,2 Niederspannung), bleibt aber im internationalen Vergleich immer noch sehr niedrig. Dies unterstreicht die hohe Versorgungssicherheit, obwohl der Anteil der erneuerbaren Energien am deutschen Strommix in 2023 bereits über 50 % gestiegen ist.

Deutschland unter den Spitzenreitern in internationalen Vergleich

Deutschland gehört somit nach wie vor zu den Spitzenreitern in Europa in Bezug auf die Versorgungssicherheit. Mit jährlichen Stromunterbrechungen von 12,8 Minuten ist das deutsche Stromnetz im Vergleich zu Ländern wie den USA (78 Minuten), Australien (60 Minuten) oder Kanada (55 Minuten) äußerst stabil. In Europa erreichen nur wenige Länder wie die Schweiz und Finnland ähnliche oder geringere Ausfallzeiten. Diese geringe durchschnittliche Ausfalldauer spricht für die hohen Standards im deutschen Stromnetz. Eine Übersicht der verschiedenen länderspezifischen SAIDI-Indizes aus 2022 gibt es im Bericht “SAIDI: Deutsches Stromnetz weiterhin stabil“.

Messung der Versorgungssicherheit mittels SAIDI-Wert

Die Bundesnetzagentur erfasst jährlich alle Versorgungsunterbrechungen, die über drei Minuten andauern und ordnet sie verschiedenen Ursachen zu. Nur ungeplante Unterbrechungen, die durch atmosphärische Einflüsse, Einwirkungen Dritter oder Netzbetreiberstörungen verursacht werden, fließen in den SAIDI-EnWG-Wert ein. Diese klare Differenzierung garantiert eine gezielte Bemessung und Bewertung der Versorgungssicherheit. Netzbetreiber sind gesetzlich verpflichtet, diese Daten nach § 52 EnWG zu melden, was eine konsistente und verlässliche Berechnung des SAIDI-Indexes gewährleistet.

Stabilität trotz wachsender Anforderungen der Energiewende

Die Energiewende stellt das deutsche Stromnetz vor neue Herausforderungen, doch die Versorgungssicherheit bleibt trotz steigender Netzbelastung hoch. Durch die Möglichkeit zur temporären Höherauslastung des Stromnetzes gemäß § 49b EnWG, die als Reaktion auf die gestiegenen Anforderungen eingeführt wurde, lässt sich die Netzstabilität trotz der Volatilität erneuerbarer Energien wie Wind- und Solarenergie erhalten. Diese Regelung wurde 2023 als Teil des Solarpakets verlängert und unterstützt die Energiewende, ohne offenbar die Versorgungssicherheit zu gefährden. Eine Studie des Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE) und des Fraunhofer IEE von September 2024 empfiehlt daher die Netzverknüpfungspunkte zum Anschluss erneuerbarer Energien noch weiter auszureizen und die vorhandene Infrastruktur effizienter zu nutzen.

Ausblick: Versorgungssicherheit und stabile Stromnetze

Die Zahl der registrierten Störungen im Stromnetz stieg im Jahr 2023 leicht auf knapp 160.000 Fälle an, ein Anstieg von gut 1.000 Fällen im Vergleich zu 2022. Um die hohe Versorgungssicherheit langfristig zu sichern, werden zukünftig intelligente Netzlösungen, fortschrittliche Speicher- und Wasserstofftechnologien weiterentwickelt. Diese Technologien sowie der beschleunigte Netzausbau werden entscheidend sein, um die Versorgungssicherheit in einem Stromnetz mit zunehmend dezentralen und erneuerbaren Energiequellen aufrechtzuerhalten.

Die Daten der Bundesnetzagentur bestätigen erneut, dass Deutschland – trotz der Umstellung auf eine klimafreundliche Energieversorgung – ein außergewöhnlich hohes Niveau an Versorgungssicherheit bietet. Dies sendet ein positives Signal an private Verbraucher und Unternehmen und unterstreicht die Bedeutung des deutschen Stromnetzes als eine der zuverlässigsten Infrastrukturen weltweit.

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Durch die Förderung soll eine effiziente Integration von erneuerbaren Energiequellen in das Stromnetz ermöglicht werden. Der nicht rückzahlbare Zuschuss trägt dazu bei, die Kosten für die Anschaffung und Installation von Energiespeichersystemen zu verringern und so die Nutzung grüner Energie zu fördern.

Gegenstand des Batteriespeicher-Förderprogramms

Gefördert werden Investitionen in stationäre, elektrochemische Batteriegroßspeicher mit einer Speicherkapazität ab 30 kWh, die mindestens 75 % Strom aus erneuerbaren Quellen speichern. Dies umfasst sowohl die Speichersysteme selbst als auch das notwendige Batterie-Managementsystem sowie den Speicher-Wechselrichter. Auch Planungsleistungen, die bis zu 20 % der Gesamtausgaben ausmachen können, werden bezuschusst.

Bis zu 50 % Förderung möglich

Das Batteriespeicher-Förderprogramm in Sachsen-Anhalt sieht eine gestaffelte Förderquote vor, die sich an der Unternehmensgröße orientiert. Kleine Unternehmen erhalten einen Zuschuss von 50 % der förderfähigen Kosten, mittlere Unternehmen werden mit 40 % unterstützt, und große Unternehmen sowie juristische Personen des öffentlichen Rechts erhalten eine Förderung von 30 %.

Auswahlkriterien des Batteriespeicher-Förderprogramms

Generell können private und öffentliche Unternehmen sowie andere juristische Personen, wie Kommunen, Förderanträge stellen. Die Auswahl der geförderten Vorhaben erfolgt anhand mehrerer Kriterien, wobei der größte Schwerpunkt auf dem Beitrag zur Minderung der CO₂-Emissionen liegt. Weitere Auswahlkriterien sind die Fördereffizienz, die Unternehmensgröße sowie der Bezug zu erneuerbaren Energien und Aspekten der Nachhaltigkeit und des Umweltschutzes. Damit sollen Projekte bevorzugt werden, die besonders wirkungsvoll zur Erreichung der Klimaziele beitragen.

11 Mio. Euro stehen für das Batteriespeicher-Förderprogramm bereit

Die Gesamtsumme des Batteriespeicher-Förderprogramms beläuft sich auf 11 Millionen Euro, die noch bis zum 29. November 2024 beantragt werden können. Interessierte Unternehmen und Kommunen sollten sich mit der Antragstellung demnach beeilen. Besonders wichtig ist es, die Fördervoraussetzungen genau zu beachten. Dazu zählen insbesondere die Mindestanforderungen an die Speicherkapazität und der Anteil des gespeicherten Stroms aus erneuerbaren Quellen.

Jetzt Anträge zum Batteriespeicher-Förderprogramm stellen

Unternehmen und Kommunen in Sachsen-Anhalt sollten jetzt schnell Handeln und die Chancen des Förderprogramms „Sachsen-Anhalt STROMSPEICHER“ nicht ungenutzt lassen. Die Bereitstellung von bis zu 50 % Förderung für Investitionen in Speichertechnologien bietet eine attraktive Möglichkeit, die eigene Energieeffizienz zu steigern und gleichzeitig einen bedeutenden Beitrag zum Klimaschutz zu leisten. Der ohnehin schon kurze ROI von Batteriespeichern verkürzt sich so um die Hälfte.

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Die Vermarktung von Primärregelleistung (PRL) – auch Primärregelreserve genannt – war traditionell die lukrativste Option für Batteriespeicher. Ihre Hauptaufgabe ist es, äußerst kurzfristige Schwankungen im Stromnetz auszugleichen und die Frequenz des Stromnetzes auf einem stabilen Wert (in Europa 50 Hertz) zu halten. Aber auch die Vermarktung der Sekundärregelleistung (SRL), die normalerweise innerhalb von 30 Sekunden bis 5 Minuten nach einer Frequenzabweichung für die Stabilisierung der Stromnetze sorgt, rückt zunehmend in den Focus von industriellen Batteriebetreibern.

Steigende Batteriespeichererlöse im Stromhandel und auf Regelenergiemärkten

Im Jahr 2021 konnten Betreiber von Speichersystemen mit 1 MW Leistung und 1 MWh Speichertiefe rund 136.000 Euro am PRL-Markt erzielen. Diese Zahl stieg im Jahr 2022 auf etwa 180.000 Euro und bis zum Herbst 2024 konnten Betreiber eines Zwei-Stunden-Speichersystems sogar innerhalb von zwölf Monaten durch eine tägliche und marktübergreifende Optimierung etwa 195.000 Euro pro Megawatt erwirtschaften. All diese Zahlen weisen auf eine anhaltend starke Nachfrage und volatile Märkte hin.

Im Vergleich dazu hätte eine exklusive Vermarktung in der Primärregelleistung oder Sekundärregelleistung nur etwa 125.000 Euro pro Megawatt gebracht. Im Stromhandel gab es im gleichen Zeitraum etwa 145.000 Euro pro Megawatt. Diese Zahlen verdeutlichen die Ertragsdynamik, die durch die Kombination verschiedener Vermarktungsstrategien entsteht.

Märkte, Batteriesysteme und der richtige Mix sind entscheidend

Die Zusammensetzung der Erlöse variiert je nach Speicherdauer: Bei Zwei-Stunden-Systemen stammen die Einnahmen überwiegend aus der Sekundärregelleistung und dem Stromhandel. Ein Ein-Stunden-Systeme hingegen erzielen eine relativ gleichmäßige Verteilung der Erlöse zwischen Primärregelleistung, Sekundärregelleistung und Handel. Diese Unterschiede betonen, wie stark die Einsatzstrategie und Speicherkapazität die Rentabilität beeinflussen können. 

Der Primärregelleistungsmarkt (PRL) hat sich von 2021 auf 2022 als stabil wachsend erwiesen. Doch seit 2023 zeigt sich eine Angleichung mit dem SRL-Markt, die den PRL als Einkommensquelle relativiert. Besonders Ende 2022 und Anfang 2023 näherten sich auch die Erlöse des Spotmarkts jenen des PRL-Marktes an, was eine stärkere strategische Flexibilität bei der Vermarktung von Speicherkapazitäten möglich macht.

Das Erlöspotenzial des Spotmarkts ist 2022 und 2023 ebenfalls gestiegen. In einigen Monaten generierte der Spotmarkt sogar höhere Erlöse als der PRL-Markt, was für Speicherbetreiber zusätzliche Optionen für Arbitragegeschäfte bei Strom-Trading eröffnete. Der Spotmarkt profitierte dabei vor allem von den steigenden Spreads im Day-Ahead– und Intraday-Markt, wodurch Batteriespeicher eine attraktive Ergänzung zum klassischen Regelleistungsmarkt wurden.

Marktangleichung & Einflussfaktoren auf die Erlösentwicklung

Die fortschreitende Angleichung der Erlöspotentiale für Batteriespeicher hat Speicherbetreibern mehr Flexibilität in der Vermarktung verschafft und neue Arbitragemöglichkeiten im Intraday-Handel eröffnet. Verschiedene Faktoren haben diese Entwicklung begünstigt:

• Steigende Volatilität: Besonders bei Intraday Trading ermöglichte eine erhöhte Volatilität profitable Arbitragegeschäfte, die von Speichern effektiv genutzt werden konnten.
• Fossile Brennstoffpreise: Die hohe Schwankung der Brennstoffpreise beeinflusste maßgeblich die täglichen Strompreis-Spreads und damit die Erlöspotenziale von Batteriespeichern.
• Zunehmender Wettbewerb: Die wachsende Anzahl an Großbatteriespeichern in Deutschland erhöhte den Wettbewerbsdruck, insbesondere im PRL-Markt. Dieser Wettbewerbszuwachs führte zur Annäherung der Preise im PRL- und Spotmarkt und machte den Stromhandel profitabler.

Neuer Index für Batteriespeichererlöse im deutschen Markt

Ein neuer Index ermöglicht jetzt eine Bewertung der Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern in den deutschen Energiemärkten. Er erfasst täglich die Erlöse aus Stromhandel, PRL sowie SRL und liefert Einblicke in die durchschnittliche Preisentwicklung des letzten Jahres. Derzeit sind spezifische Indizes für ein- und zweistündige Speichersysteme und den aktuellen Markttrends verfügbar. Dabei geht die Berechnung von bis zu zwei vollständige Zyklen pro Tag bei einem AC/AC-Wirkungsgrad von 90 % aus. Die verschiedene Vermarktungsoptionen auf dem deutschen Strommarkt und den PRL- sowie den SRL-Märkten werden ebenso abgebildet, wie eine Strategiekombination und die tägliche Optimierung.

Der neue Index für Batteriespeichererlöse basiert auf der Annahme, dass die optimale Tagesstrategie im Voraus bekannt ist und angewendet wird. Daher könnten die tatsächlichen Erlöse in der Praxis niedriger ausfallen, da Unvorhersehbarkeiten und kurzfristige Marktbewegungen nicht berücksichtigt werden. Trotz dieses Hintergrundes halten Experten die berechneten Erlöse für durchaus realistisch.

Fazit

Die kontinuierlich steigenden Batteriespeichererlöse seit 2020 und die Angleichung der Erträge auf verschiedenen Märkten unterstreichen die wachsende Attraktivität von Energiespeicherprojekten. Der Index für Batteriespeichererlöse bietet Investoren und Projektentwicklern wichtige Anhaltspunkte zur Einschätzung und Planung von Projekten, indem er eine Analyse der potenziellen Erträge ermöglicht. Die Methodik des Index erlaubt zudem projektspezifische Anpassungen, wodurch Faktoren wie Wirkungsgrad, Zyklenzahl und Degradation berücksichtigt werden können. Diese Transparenz und Anpassungsfähigkeit unterstützen fundierte Investitionsentscheidungen und tragen dazu bei, die Rentabilität und Wirtschaftlichkeit von Speicherprojekten präziser zu bewerten.

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EEG-Finanzierungsbedarf & Abzugsbetrag für 2025

Die ÜNB haben den EEG-Finanzierungsbedarf für das Jahr 2025 auf 17,03 Milliarden Euro festgesetzt. Dabei ist der EEG-Kontostand, der zum 31.12.2024 auf etwa 0,5 Milliarden Euro prognostiziert wird, noch nicht inbegriffen. Der Gesamtbetrag wird zur Förderung der erneuerbaren Energien in Deutschland eingesetzt, um langfristig eine klimafreundliche und unabhängige Energieversorgung sicherzustellen.

Die EEG-Förderung unterstützt dabei den Ausbau erneuerbarer Energien, indem sie den Anbietern feste Vergütungspreise garantiert, die über das EEG-Konto abgerechnet werden. Betreiber von Anlagen wie Windkraft oder Solarenergie erhalten eine feste Vergütung pro eingespeiste Kilowattstunde. Die ÜNB verkaufen diesen Strom an der Börse, wobei die Erlöse meist unter den gezahlten Vergütungen liegen. Die Differenz wird durch Subventionen ausgeglichen. Ab 2025 wird diese Förderung aus dem Bundeshaushalt finanziert, sodass Verbraucher durch Steuergelder indirekt beteiligt sind.

Der Abzugsbetrag nach § 53 Abs. 4 EEG für ausgeförderte Anlagen wurde für 2025 auf 0,715 ct/kWh festgelegt. Dieser reduzierte Satz ermöglicht es bestimmten Anlagenbetreibern, die bereits aus der EEG-Förderung gefallen sind, ihre selbst erzeugte Energie kostengünstiger zu verbrauchen. Die Regelung entlastet Betreiber, die ihre Stromversorgung eigenständig und mit erneuerbaren Energiequellen decken.

Weitere Umlagen & Abgaben der Strompreisbestandteile 2025

Zusätzlich zur EEG-Umlage tragen weitere Umlagen zur Finanzierung und Stabilisierung der Energieversorgung bei:

• KWKG-Umlage: Die Umlage zur Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung (KWKG) beträgt 0,277 ct/kWh. Die KWKG-Umlage unterstützt den Ausbau von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die sowohl Strom als auch Wärme erzeugen und daher besonders effizient arbeiten. Diese Technologie spielt eine wesentliche Rolle für die Energieeffizienz und Versorgungssicherheit, insbesondere in Städten und Ballungsräumen.
• Offshore-Netzumlage: Die Offshore-Netzumlage beträgt im Jahr 2025 0,816 ct/kWh und deckt die Kosten für die Anbindung von Offshore-Windparks. Die Anbindung von Windkraftanlagen in Nord- und Ostsee ist ein bedeutender Faktor für die Erreichung der deutschen Klimaziele. Dies trägt durch die Einspeisung großer Mengen erneuerbaren Stroms zur Netzstabilität und Versorgungssicherheit bei.
• Aufschlag für besondere Netznutzung: Der Aufschlag für besondere Netznutzung wurde auf 1,558 ct/kWh festgelegt. Diese Abgabe betrifft Netzbetreiber, die durch einen überproportionalen Ausbau der erneuerbaren Energien besonders belastet sind. Laut einer Festlegung der Bundesnetzagentur (BNetzA) mussten bis zum 15. Oktober 2024 alle Netzbetreiber ermitteln, ob sie von einem überdurchschnittlichen Ausbau erneuerbarer Energien betroffen sind. Hierfür wird eine Kennzahl verwendet, die die angeschlossene Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien ins Verhältnis zur Verbrauchslast im Netzgebiet setzt.

Netzbetreiber mit überdurchschnittlich Belastung erhalten einen finanziellen Ausgleich. Diese Entlastungsbeträge finanziert der neue bundesweite „Aufschlag für besondere Netznutzung“. Dieser Aufschlag wird erstmals 2025 für die Neuregelung bei der Verteilung der Netzkosten erhoben. Damit sollen alle Stromverbraucher fair an den regional unterschiedlichen Netzausbaukosten beteiligt, die durch die besonderen Anforderungen und Belastungen in bestimmten Netzgebieten entstehen.

Strompreisbestandteile 2025: Auswirkungen auf Verbraucher & Industrie

Die Gesamtheit dieser Umlagen und Abgaben führt zu einer Erhöhung des Strompreises, ist jedoch auch ein zentrales Mittel zur Finanzierung der deutschen Energiewende. Die EEG-Umlage und der reduzierte Abzugsbetrag für Eigenversorger schaffen Anreize für eine verstärkte Nutzung erneuerbarer Energien und reduzieren die Abhängigkeit von fossilen Energiequellen. Die KWKG-Umlage fördert die effiziente Erzeugung von Strom und Wärme, während die Offshore-Netzumlage und der Aufschlag für besondere Netznutzung gezielt den Ausbau der Infrastruktur und die Netzstabilität unterstützen.

Stabilität für das Stromnetz durch Strompreisbestandteile 2025

Die 2025 festgelegten Umlagen und Abgaben spiegeln die umfassenden Bemühungen wider, eine nachhaltige und widerstandsfähige Energieversorgung in Deutschland sicherzustellen. Der EEG-Finanzierungsbedarf in Höhe von 17,03 Milliarden Euro und die ergänzenden Umlagen stärken den Ausbau erneuerbarer Energien und die Netzanbindung. Sie tragen entscheidend zur Modernisierung der Energieinfrastruktur bei, die für eine nachhaltige, zuverlässige und kosteneffiziente Stromversorgung notwendig ist.

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Im ersten Schritt hat die BNetzA in den letzten Monaten 178 der etwa 900 Verteilnetzbetreiber identifiziert, die von dem neuen sog. Wälzmechanismus betroffen sind. Dazu wird ein Aufschlag auf den Stromverbrauch aller Verbraucher in Deutschland erhoben und durch einen neuen Verteilschlüssel zurückgegeben. Die Verteilung der rund 2,4 Milliarden Euro wird sich ab dem Jahr 2025 danach richten. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW beziffern den Aufschlag für besondere Netznutzung auf 1,558 ct/kWh. Dieser Betrag, der für nicht-privilegierte Letztverbraucher anfällt, wird auf die betroffenen Verteilnetzbetreiber umgelegt. Er gleicht die entgangenen Erlöse aus, die durch die reduzierten Netzentgelte in bestimmten Regionen entstehen. Er wird somit fester Strompreisbestandteil 2025.

Die Aufschläge ähneln der bisherigen § 19 StromNEV-Umlage, die dazu dienen, Netzkosten zwischen allen Stromverbrauchern zu verteilen. Sie werden in der Stromrechnung als ct/kWh-Betrag ausgewiesen und hängen von verschiedenen Faktoren ab. Dies sind z. B. den entgangene Erlöse der Netzbetreiber und den prognostizierte Stromverbräuche.

Hintergrund des neuen Branchenmodells

In den vergangenen Jahren hat der Ausbau erneuerbarer Energien, insbesondere in Nord- und Ostdeutschland, zu erheblichen Netzausbaukosten geführt. Regionen wie Brandenburg, Schleswig-Holstein, Sachsen-Anhalt und Mecklenburg-Vorpommern, die durch Windkraft und großflächige Solaranlagen viel Strom erzeugen, mussten hohe Kosten für den Ausbau und die Anpassung der Netzinfrastruktur tragen. Diese Kosten hatte man bisher weitgehend regional umgelegt. Dies führte dazu, dass Verbraucher und Unternehmen in diesen Gebieten deutlich höhere Netzgebühren zahlen mussten. Jetzt soll das neue Branchenmodell dafür sorgen, dass die Mehrkosten gerechter umverteilt werden.

Verschiedene Verteilnetzbetreiber hatten bereits vor der Ankündigung der Höhe des Aufschlags für besondere Netznutzung Strompreisreduktionen für private Haushalte von bis zu 200 Euro pro Jahr angekündigt. Inwieweit auch Unternehmen bzw. Großverbrauchen in diesen Regionen davon profitieren werden, bleibt abzuwarten. Auf der anderen Seite könnten Regionen mit geringerer Belastung durch den Ausbau erneuerbarer Energien, wie etwa Nordrhein-Westfalen, Hamburg oder Bayern, in 2025 leichte Erhöhungen der Netzgebühren verzeichnen.

Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, betonte im Vorfeld, dass mit dieser neuen Regelung “faire Netzentgelte” geschaffen werden sollen. Dies sein notwendig, um die Menschen und Unternehmen in den betroffenen Regionen zu unterstützen. Zudem wird gehofft, dass durch die gerechtere Verteilung der Kosten die Akzeptanz für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien gesteigert wird.

Mechanismus der Neuregelung bei der Verteilung der Netzkosten

Der zugrunde liegende Mechanismus basiert auf einem mehrstufigen Modell, das kontinuierlich aktualisiert wird. Zunächst wird ermittelt, ob ein Netzbetreiber von besonderen Kosten durch den Ausbau erneuerbarer Energien betroffen ist. Dies geschieht durch eine Kennzahl, die auf der ans Netz angeschlossenen Erzeugungsleistung basiert. Wenn die Kennzahl eines Netzbetreibers einen bestimmten Schwellenwert überschreitet, kann er einen Teil der durch die Integration erneuerbarer Energien entstandenen Kosten bundesweit verteilen.

Ein weiterer Aspekt des Mechanismus betrifft kleinere, nachgelagerte Netzbetreiber, wie z. B. Stadtwerke. Diese profitieren indirekt von den sinkenden Netzentgelten der größeren Regionalversorger, an deren Netz sie angeschlossen sind, auch wenn sie selbst nicht von der Kostenverteilung betroffen sind. So wird beispielsweise der Regionalversorger E.DIS Netz GmbH in Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern entlastet, was wiederum auch auf die kleineren angeschlossenen Netzbetreiber in der Region durchschlägt.

Das gestufte Modell bei der Neuregelung bei der Verteilung der Netzkosten

Die neue Regelung basiert auf einem gestuften Modell, das auch künftig ständig angepasst werden soll:

• Ermittlung der Belastung. Im ersten Schritt wird ermittelt, ob ein Netzbetreiber von besonderen Kosten durch den Ausbau erneuerbarer Energien betroffen ist. Hierfür wird eine Kennzahl entwickelt, die das Verhältnis zwischen der installierten Leistung erneuerbarer Energien und dem Stromverbrauch in der jeweiligen Region misst.
• Finanzieller Ausgleich für Netzbetreiber. Netzbetreiber, die eine hohe Belastung nachweisen können, erhalten einen finanziellen Ausgleich, um die durch den Ausbau erneuerbarer Energien entstandenen Mehrkosten zu decken.
• Bundesweite Verteilung der Kosten: Die finanziellen Ausgleichszahlungen an diese Netzbetreiber werden dann bundesweit auf alle Stromverbraucher umgelegt. Dadurch tragen alle Stromverbraucher in Deutschland die Kosten für den Netzausbau, nicht nur die in Regionen mit hohem EE-Ausbau.

Aufschlag für besondere Netznutzung zur gerechteren der Verteilung der Netzkosten

Die Neuregelung bei der Verteilung der Netzkosten ab 2025 soll die bislang ungleich verteilten finanziellen Lasten des Netzausbaus für erneuerbare Energien deutschlandweit fairer auf alle Stromverbraucher verteilen. Regionen mit hohem Anteil an Wind- und Solarenergie, die bislang stark belastet waren, sollen dadurch entlastet werden, während in anderen Gebieten, wie Bayern oder Nordrhein-Westfalen, leichte Erhöhungen der Netzgebühren möglich sind. Der zugrunde liegende Mechanismus sieht eine bundesweite Umlage der Kosten vor, die über einen Aufschlag für alle Verbraucher realisiert wird. Ziel der Reform ist es, eine ausgeglichenere Verteilung der Netzausbaukosten zu erreichen. Langfristig soll so auch die Akzeptanz für den Ausbau erneuerbarer Energien steigen.

Die Neuregelung soll bis 2029 abgeschlossen sein und ist unter dem Namen AgNes bekannt.

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Die Zuschüsse aus dem aktuellen Freiflächen-PV-Förderprogramm gelten für Planungs- und Beratungsleistungen sowie für die Gesamtinvestitionskosten und können auch einzeln beantragt werden. Für beide Fördertypen erfolgt das Antragsverfahren online und und beginnt mit dem Einholen eines Kostenvoranschlags. Die Anträge müssen bis spätestens 30. Juni 2027 eingereicht werden. Nach positiver Prüfung erhalten die Antragsteller einen Zuwendungsbescheid und können die Maßnahme beauftragen, die erst nach Genehmigung gestartet werden darf.

Freiflächen-PV-Förderprogramm für Planungs- und Beratungsleistungen

Im Rahmen des Gesamt-Förderprogramms sind auch Planungs- und Beratungsleistungen wie beispielsweise Machbarkeitsstudien, Potenzialanalysen, Konzept-Erstellungen, Umweltgutachten und weitere Planungsdienstleistungen förderfähig. Dabei variiert die Förderquote: Unternehmen können bis zu 70 % der Kosten, maximal 35.000 Euro, erstattet bekommen. Öffentliche Einrichtungen und Kommunen erhalten bis zu 90 % der förderfähigen Kosten, mit einer Obergrenze von 50.000 Euro. Die Studien müssen unabhängig und durch qualifizierte Berater durchgeführt werden, die nachweislich im Bereich industrieller oder energiewirtschaftlicher Anlagen tätig sind.

Freiflächen-PV-Förderprogramm für Investitionskosten

Neben der Förderung für Planungs- und Beratungsleistungen wird auch die Realisierung von solchen PV-Anlagen bezuschusst. Die förderfähigen Kosten umfassen Photovoltaikmodule, Wechselrichter, Montage, Unterkonstruktion, Kabel und Netzanschluss. Die Förderung beträgt bis zu 20 % der Ausgaben für Freiflächen-PV ohne Eigenversorgung und bis zu 15 % mit Eigenversorgung. In beiden Fällen ist die Förderhöhe pro Projekt auf maximal 500.000 Euro beschränkt. Floating- und Agri-PV-Anlagen können bis zu 25 % gefördert werden, mit einer Maximalförderung von 1 Million Euro.

Großes Förderpotenzial noch ungenutzt: Jetzt Zuschüsse sichern

Trotz der attraktiven Fördermöglichkeiten wurde bisher nur ein geringer Teil der zur Verfügung stehenden Mittel in Anspruch genommen – erst ca. 5-6 % des Fördertopfes sind ausgeschöpft. Dies bedeutet, dass noch erhebliche Fördergelder verfügbar sind, um den Ausbau von Photovoltaikanlagen in Nordrhein-Westfalen weiter zu unterstützen. Aktuell umsetzungswillige Unternehmen haben somit eine hervorragende Gelegenheit, von den Zuschüssen für Planung, Beratung und Investition zu profitieren. Angesichts der ambitionierten Ziele zur Verdopplung der PV-Leistung bis 2030 bietet das Programm sowohl finanziellen Anreiz als auch Planungssicherheit für zukunftsweisende Solarprojekte.

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Dringender Investitionsbedarf bei den Verteilnetzen

Die aktuellen Planungen verdeutlichen den immensen Bedarf an Netzbetriebsmittelkosten für den Stromnetzausbau bis 2045:

• Hochspannungsleitungen sollen um 34.500 km ausgebaut werden, was einem Anstieg von 48 % entspricht.
• Mittelspannungskabel werden um 262.000 km erweitert, ein Plus von 51 %.
• Niederspannungskabel sollen um 526.000 km verlängert werden, ein Anstieg von 45 %.
• Die Zahl der Hochspannungs- und Mittelspannungstransformatoren muss um 68 % auf insgesamt 5.500 steigen.
• Bei den Mittelspannungs- und Niederspannungstransformatoren wird eine Zunahme von 78 % auf 494.000 Einheiten benötigt.

Weshalb der Bedarf für den Stromnetzausbau bis 2045 so hoch ist

Die umfassenden Erweiterungen sind notwendig, um das bestehende Stromnetz den künftigen Anforderungen anzupassen. Einer der Hauptgründe für den hohen Bedarf ist das Erreichen der Lebensdauer vieler aktueller Netzkomponenten. Zahlreiche bestehenden Leitungen und Transformatoren sind bereits seit Jahrzehnten im Einsatz und müssen nun ersetzt werden. Gleichzeitig zeigt eine Studie, dass das bestehende Stromnetz jetzt eigentlich schon stärker belastet werden könnte, als oft angenommen, wenn die Netzverknüpfungspunkte besser genutzt werden. Der enorme Investitionsbedarf resultiert auch noch aus weiteren Modernisierungen.

Ein wesentlicher Treiber ist die zunehmende Elektrifizierung, die mit der grünen Transformation einhergeht. Der Stromverbrauch in Deutschland wird in den kommenden Jahrzehnten erheblich steigen, insbesondere durch den verstärkten Einsatz von Elektroautos und Wärmepumpen sowie der Elektrifizierung von Prozessen in der Industrie. Neue Verbrauchergruppen und Verfahren benötigen große Mengen an elektrischer Energie, die das Stromnetz bewältigen muss. Gleichzeitig wird der Anteil erneuerbarer Energien, vor allem aus Wind- und Solaranlagen, kontinuierlich wachsen. Diese Anlagen speisen dezentral und volatil ins Netz ein, was das Stromnetz vor neue Herausforderungen stellt. Es muss nicht nur mehr Strom transportiert werden, sondern auch flexibel auf die schwankende Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen reagieren.

Etwa 200 Mrd. Euro für den Stromnetzausbau der Verteilnetze bis 2045

Die Investitionskosten für den Ausbau der Verteilnetze steigen dabei kontinuierlich. Nach aktuellen Schätzungen der Bundesnetzagentur müssen bis 2045 rund 200 Milliarden Euro in den Ausbau der Verteilnetze investiert werden. Diese Summe liegt deutlich über den früheren Schätzungen, was vor allem auf höhere Materialkosten, gestiegene Arbeitskosten und juristische Verzögerungen bei der Umsetzung von Bauprojekten zurückzuführen ist. Neben Kabeln und Transformatoren sind zusätzlich auch intelligente Steuerungssysteme erforderlich, die sowohl die Effizienz als auch die Stabilität der Netze sicherstellen. Experten warnen dabei vor knappen Verfügbarkeiten aller notwendigen technischen Komponenten und einem globalen Wettbewerb, der die Kosten für den Stromnetzausbau bis 2045 noch weiter ansteigen lassen könnten. Eine Förderung zum Aufbau einer eigenen deutschen Produktion wird von ihnen dringend angeraten.  

Besonders teuer ist zusätzlich die Entscheidung, verstärkt Erdkabel anstelle von Freileitungen zu verlegen. Diese politische Vorgabe wurde getroffen, um den Widerstand in der Bevölkerung zu verringern, da unterirdische Kabel weniger sichtbar und damit ästhetisch unauffälliger sind. Allerdings sind Erdkabel im Bau und in der Wartung erheblich teurer als Freileitungen. Experten schätzen, dass allein durch den verstärkten Einsatz von Freileitungen bis zu 35,3 Milliarden Euro eingespart werden könnten. Trotz dieser Einsparmöglichkeiten wird die Rückkehr zu Freileitungen politisch abgelehnt, da man befürchtet, dass dadurch weitere Verzögerungen und zusätzliche Kosten entstehen könnten.

Solider Stromnetzausbau bis 2045 ist unverzichtbar

Die Herausforderungen beim Ausbau der Verteilnetze sind groß, doch der Ausbau ist für die Versorgungssicherheit unerlässlich. Die grüne Transformation, die zunehmende Elektrifizierung und der wachsende Anteil erneuerbarer Energien machen es notwendig, das bestehende Stromnetz umfassend zu modernisieren. Dabei ist nicht nur eine erhebliche finanzielle Investition erforderlich, sondern auch eine flexible Planung, die den sich wandelnden technologischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen gerecht wird. Nur so kann sichergestellt werden, dass das deutsche Stromnetz auch in Zukunft stabil, effizient und nachhaltig bleibt.

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Berechnung der Gestehungskosten

Die Forscher haben für die Studie den LCOE (Levelized Cost of Electricity) der verschiedenen Energieträger-Technologien analysiert und dabei verschiedene Entwicklungs- und Preispfade berücksichtigt. Miteingeflossen sind auch spezifische Kostenparameter im europäischen Wirtschaftskontext sowie die energiepolitische Planung des deutschen Energiesystems.

Bei der Berechnung der Gestehungskosten für PV-Batteriesysteme haben die Forscher die Kosten für die Speicher auf die Nutzkapazität inklusive Installationskosten bezogen. Die technische und finanzielle Lebensdauer für PV-Anlagen wurde mit 30 und die der Batteriespeicher mit 15 Jahren angesetzt. Die Analyse hat dabei zwei typische Verhältnisse für Großspeicher in Verbindung mit gewerblichen PV-Anlagen untersucht, nämlich ein Verhältnis von 2:1 für dachinstallierte Großanlagen und ein Verhältnis von 3:2 für Freiflächenanlagen.

Ergebnisse des Gestehungskosten-Vergleichs inkl. PV-Batteriesysteme

Wie schon die letzte Auswertung der Zahlen aus 2022 gezeigt hatte, lagen die PV-Stromgestehungskosten im Vergleich zu anderen Energiequellen weit vorne. Laut der neuen Studie des Fraunhofer ISE konnten sie ihren Vorsprung jetzt sogar noch weiter ausbauen.

Die günstigsten Varianten der Stromerzeugung sind nach wie vor Solarparks. Sie liegen aktuell zwischen 4,1 und 6,9 Cent pro Kilowattstunde. Bis 2045 könnten diese Kosten auf 3,1 bis 5,0 Cent pro Kilowattstunde sinken, sagen die Forscher voraus. Photovoltaik auf Dachflächen produzieren zurzeit in Süddeutschland zwischen 5,7 und 8,8 Cent und in Norddeutschland wischen 7,8 und 12 Cent pro Kilowattstunde Strom. Auch diese Werte könnten in 20 Jahren auf 4,9 bis 10,4 Cent pro Kilowattstunde sinken.

Neu ist die Erkenntnis, dass jetzt schon die Gestehungskosten für PV-Anlagen kombiniert mit Batteriegroßspeichern niedriger sind als konventionelle Kraftwerke. Die Forscher berechneten bei größeren PV-Batteriesystemen einen aktuellen Preis zwischen 7,3 und 16,0 Cent pro Kilowattstunde. Bei der Kombination von Freiflächenanlagen und Batteriespeichern liegen die Kosten bei 6,0 bis 10,8 Cent pro Kilowattstunde.

Sollten die Speicherpreise auf die prognostizierten Preise von 180 bis 700 Euro pro Kilowattstunde bis 2045 sinken, rechnet das Fraunhofer Institut gar mit Gestehungskosten bei Dach-PV-Batteriesystemen zwischen 4,9 und 10,4 und Freiflächen-PV-Batteriesystemen zwischen 3,1 und 5,0 Cent. Insgesamt zeigen die Ergebnisse jedoch, dass die Kosten mit der Größe der PV-Anlage und dem Verhältnis von PV-Leistung und Batteriespeicher variieren.

Im Vergleich dazu sind die Gestehungskosten für fossile Kraftwerke heute deutlich höher: Braunkohlekraftwerke kosten 15,1 bis 25,7 Cent, Steinkohlekraftwerke 17,3 bis 29,3 Cent, GuD-Kraftwerke 10,9 bis 18,1 Cent und flexible Gaskraftwerke 15,4 bis 32,6 Cent pro Kilowattstunde. Kernkraftwerke liegen bei 13,6 bis 49,0 Cent pro Kilowattstunde. Bei einer Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff im Jahr 2035 ergeben sich Kosten von 20,4 bis 35,6 Cent pro Kilowattstunde.

Ausbaufähig: PV-Batteriesysteme in der Industrie

Die meisten Speicher, die heute zur Gesamtspeicherkapazität in Deutschland beitragen, sind entweder Heimspeicher mit einer Kapazität von bis zu 30 kWh oder Großspeicher ab 1.000 kWh. Speicher mit einer Kapazität zwischen 5 und 10 kWh machen 45% der Gesamtkapazität aus, während Speicher mit 10 bis 20 kWh 28% ausmachen. Großspeicher über 1 MWh tragen 13% bei, und kleine Speicher unter 5 kWh haben einen Anteil von 7%. Speicher im Bereich von 30 bis 1.000 kWh, die typischerweise im Gewerbe- und Industriebereich verwendet werden, spielen bisher hingegen nur eine untergeordnete Rolle.

Dabei können Batteriesysteme gerade in diesem Bereich ihre Vorteile für energieintensive Unternehmen ausspielen. Möglich ist dies durch Peak Shaving, Load Shifting und intelligentem Lastmanagement. Netzentgeltreduktionen winken beispielsweise auch bei einer atypischen Netznutzung oder durch konstante Verbrauchswerte. Darüber hinaus eignen sich Batteriespeicher zur Eigenverbrauchsoptimierung der selbst erzeugten Energie, Stabilisierung des eigenen Firmennetzes oder als zusätzliche Einnahmequelle auf dem Regelenergie-Markt.

PV-Batteriesysteme rechnen sich und Gestehungskosten sinken

Die Gestehungskosten für erneuerbare Energien, insbesondere Photovoltaik, entwickeln sich weiter positiv, auch wenn Speicher integriert sind. Laut der Studie sind neue Solaranlagen, selbst mit Speichern, im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken wettbewerbsfähig. Die Kosten für Solarstrom, der in Batterien zwischengespeichert wird, liegen je nach Systemgröße zwischen 6 und 22,5 Cent pro Kilowattstunde. Gleichzeitig steigen die Batteriespeichererlöse kontinuierlich.

Ohne Speicher liegen die Kosten noch niedriger. Auch bis 2045 werden die Kosten für Solar- und Windkraft weiter sinken, während konventionelle Kraftwerke teurer werden. Speicherlösungen bleiben wichtig, um die wetterabhängige Stromproduktion auszugleichen, aber sie treiben die Kosten geringfügig in die Höhe. Trotz dieser zusätzlichen Kosten bleiben erneuerbare Energien günstiger als fossile Alternativen, mit Ausnahme von Erdgas. Technologien wie Wasserstoff und Biomasse bieten Flexibilität, sind jedoch kostenintensiver.

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18.000 km neue Trassen für den Stromnetz-Ausbau

Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber rechnen damit, dass sich der Stromverbrauch in Deutschland bis 2045 verdoppeln wird. Zusätzlich werde der Anteil der erneuerbaren Energien bis dahin auf etwa 700 GW jährlich steigen, prognostizieren sie. Das aktuelle, rund 37.000 km lange, deutsche Stromnetz ist heute bereits komplett überlastet. Um dem künftigen Bedarf gerecht zu werden, soll das Stromnetz demnach um 18.000 km erweitert werden. Geplant sind dazu drei neue Nord-Süd-Trassen und zwei neue Ost-West-Trassen mit einer Gesamtlänge von 4.800 km. Darüber hinaus rechnen die Experten mit 8.500 km neuer Trassen für die Anbindung von Offshore-Windparks. Die restlichen 4.700 km dienen der Verstärkung vorhandener Verbindungen.

Kostentreiber für Stromnetz-Ausbau

Die Schätzungen der Investitionskosten für den Stromnetz-Ausbau steigen aus verschiedenen Gründen ständig weiter. Ein wesentlicher Treiber sind nachgereichte oder veränderte Projekte sowie der globale Wettbewerb um elektrotechnische Komponenten. Die große weltweite Nachfrage nach speziellen Produkten, die für den Stromnetz-Ausbau benötigt werden, lassen die Preise steigen. Zudem erfordert die zunehmende Einspeisung dezentraler Stromerzeuger wie Wind- und Solaranlagen sowie der rasant wachsende Stromverbrauch durch Wärmepumpen und Elektroautos erhebliche Investitionen in den Ausbau und die intelligente Steuerung der Verteilnetze.

Die Energiewende verlangt umfangreiche Leitungsnetze, insbesondere um grünen Strom aus dem Norden Deutschlands in den Süden zu leiten. Zusätzlich muss er von den dezentralen EE-Anlagen zu den Verbrauchern transportiert werden. Hierbei tragen Inflation, höhere Material- und Personalkosten sowie juristische Auseinandersetzungen zu den gestiegenen Kosten bei.

Die Entscheidung aus dem Jahr 2015, die unterirdische statt oberirdische Stromtrassen bevorzugt, hat ebenfalls zu erheblichen Kostensteigerungen geführt. Der Bau von Erdkabeln ist teurer, komplizierter und wartungsintensiver. Das Veto Bayerns verzögerte Projekte wie Südlink und Südostlink signifikant, wodurch auch die Akzeptanz der Öffentlichkeit für die Energiewende gefährdet wurde. Die Bundesnetzagentur schätzt, dass 35,3 Milliarden Euro eingespart werden könnten, wenn stattdessen Freileitungen verwendet würden. Obwohl einige Bundesländer und politische Parteien eine Rückkehr zu den günstigeren Freileitungen fordern, lehnt Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck eine Änderung der Regelung ab, um weitere Verzögerungen und zusätzliche Planungskosten zu vermeiden.

Unklare Kostenverteilung des Stromnetz-Ausbau

Die Kosten für den Stromnetz-Ausbau werden hauptsächlich durch die Stromnetzentgelte der Verbraucher gedeckt. Diese Entgelte haben sich im letzten Jahr für private Haushalte bereits von 3,12 auf 6,43 Cent pro Kilowattstunde mehr als verdoppelt und müssten vermutlich künftig weiter steigen. Noch sind die politischen Entscheidungen zur Finanzierung des Stromnetz-Ausbaus nicht endgültig getroffen. Alternativ zu Netzentgelt-Erhöhungen könnte die Bundesregierung einen Teil der Kosten aus Steuermitteln finanzieren oder die Energiekonzerne verpflichten, die Kosten selbst zu tragen. Für Förderungen und Subventionen müsste sie allerdings Haushaltsmittel zur Verfügung stellen.

Netzbetreiber und Energieunternehmen haben auch die Möglichkeit, privatwirtschaftliche Investitionen über langfristige Finanzierungsmodelle wie Kredite oder Anleihen abzusichern. Dazu bieten sich beispielsweise Public-Private-Partnerships (PPP) oder Grüne Anleihen (Green Bonds) an. Internationale Entwicklungsbanken wie die Europäische Investitionsbank (EIB) können ebenfalls Finanzierungshilf durch Kredite und Darlehen bieten. Diese sind durch langfristige Verträge und stabile Einnahmequellen abgesichert und bieten besonders für Projekte mit starkem öffentlichen Interesse Finanzierungshilfe an.

Insgesamt erfordert die Finanzierung des Stromnetz-Ausbaus in Deutschland einen Mix aus verschiedenen Quellen, um die erheblichen Kosten zu decken und gleichzeitig sicherzustellen, dass die Finanzierung tragfähig und gerecht verteilt ist. Dabei ist sowohl eine langfristige Planung als auch eine Anpassungsfähigkeit an sich ändernde wirtschaftliche und technologische Rahmenbedingungen entscheidend.

Fazit

Die Finanzierung des Stromnetz-Ausbaus in Deutschland stellt eine erhebliche Herausforderung dar, da die Kosten kontinuierlich steigen. Aktuelle Schätzungen der Bundesnetzagentur belaufen sich bis 2045 auf 327,7 Milliarden Euro für die Übertragungsnetze und rund 200 Milliarden Euro für die Verteilnetze. Kostentreiber sind veränderte Projekte, der globale Wettbewerb um elektrotechnische Komponenten, der erhöhte Bedarf durch erneuerbare Energien, Wärmepumpen und Elektroautos sowie die Entscheidung für teurere unterirdische Trassen.

Ob sich die aktuelle höhere Kostenschätzung des Stromnetz-Ausbaus aufgrund der wirtschaftlichen und technologischen Veränderungen überhaupt für eine langfristige Planung eignet, wird sich zeigen. Bisher wurden die Zahlen immer nur nach oben korrigiert.

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Weshalb ist die Reform der Netzentgeltrabatte notwendig?

Der bestehende Ansatz zur Berechnung der Netzentgelte basiert auf einem Stromsystem, das von konstanter Stromerzeugung durch Kohle- und Atomkraftwerke geprägt ist. Bisher erhalten Industrieunternehmen Rabatte auf ihre Stromnetzentgelte, wenn sie ihren Stromverbrauch stabil halten oder zu Zeiten mit geringer Netzbelastung steigerten. Die Bundesnetzagentur empfiehlt daher, die Bandlast und Bandstrom Regelung (auch bekannt als “7.000-Stunden-Regel”) sowie die Vergünstigungen bei der atypischen Netznutzung auslaufen zu lassen. Von diesen Netzentgeltrabatten nach § 19 Abs. 2 StromNEV profitierten zurzeit gut 4.500 Unternehmen und sparen dabei insgesamt eine Milliarde Euro jährlich.

Mit dem zunehmenden Anteil der volatilen erneuerbarer Energien im deutschen Strommix, der im Jahre 2024 bereits auf fast 60 Prozent gestiegen ist, passen diese starren Regeln jedoch nicht mehr, ist die Ansicht der Bundesnetzagentur. Insgesamt müsse der Verbrauch der Industrie flexibler und die Residuallast minimiert werden. Grundsätzlich wird es weiterhin Netzentgeltprivilege geben. Diese werden aber künftig nur an Unternehmen vergeben, die ihre Stromverbräuche dynamisch und aktuell anpassen können.

Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, betont, dass „die alten Netzentgeltrabatte nicht mehr den Anforderungen eines Stromsystems entsprechen, das von hohen Anteilen erneuerbarer Stromerzeugung geprägt ist“. Daher ist ein Übergang von einem starren zu einem flexiblen System notwendig, das sich an das aktuelle Stromangebot anpasst.

Reformeckpunkte der Netzentgeltrabatte für die Industrie

Die Reform sieht demnach vor, dass stromintensive Unternehmen ihre Netzentgelte senken können, wenn sie ihren Verbrauch an das aktuelle Stromangebot anpassen. Maßstab soll dabei der ständig schwankende Börsenstrompreis sein. Das bedeutet, dass Unternehmen ihre Netzentgelte senken können, wenn sie ihren Stromverbrauch zu dem Zeitpunkt erhöhen, an dem viel erneuerbarer Strom im Netz verfügbar ist, und umgekehrt. Diese Regelung soll Anreize schaffen, die Produktion in Zeiten eines hohen Stromangebots zu erhöhen und in Zeiten knappen Angebots zu drosseln. Hauptparameter der neuen Netzentgeltrabatte wird demnach die Höhe der individuellen Lastveränderung nach den gestaffelten Day-ahead Stundenpreisen an der Strombörse.

Simone Peter, Präsidentin des Bundesverbands Erneuerbare Energie (BEE), lobt diesen Ansatz der Reform der Netzentgeltrabatte für die Industrie. Sie meinte, „durch die Netzentgelte sollen Signale an industrielle Verbraucher gesendet werden, sich marktdienlich und systemisch zu verhalten.“ Dies könne Preisschwankungen am Strommarkt reduzieren, die Netze entlasten und Kosten senken.

Umsetzung und Herausforderungen für die Neuregelung der Netzentgeltrabatte

Wie ein technisches System entwickelt werden kann, das es der Industrie ermöglicht, flexibel auf Strommengen- und Preisentwicklungen zu reagieren, wird in den kommenden Monaten erörtert. Die Bundesnetzagentur möchte im ersten Schritt die Industrie dabei nicht überfordern und wird auch Übergangsfristen gewähren. Anfangs möchte sie auf diese Weise vielmehr Impulse schaffen, um die Verbräuche agiler steuern zu können. Das trägt mittel- und langfristig dazu bei, die Stromnetze zu entlasten und die Kosten für den Netzausbau zu reduzieren. Dazu hat die Bundesnetzagentur auch vorgesehen, regionale Ausnahmen zu schaffen, wo nötig, und Übergangsregelungen zu gewähren, um eine schrittweise Anpassung zu ermöglichen.

Die Reform als Baustein der neuen deutschen Energiestrategie

Die Reform der Netzentgeltrabatte für die Industrie durch die Bundesnetzagentur ist ein wichtiger Schritt zur Flexibilisierung des Stromverbrauchs und damit zur Unterstützung der Energiewende in Deutschland. Indem sie Anreize für ein systemdienliches Verbrauchsverhalten schafft, kann sie dazu beitragen, die Herausforderungen eines Stromsystems mit hohen Anteilen erneuerbarer Energien zu meistern.

In die gleiche Richtung stößt die neue Debatte um einen deutschen Kapazitätsmarkt im Rahmen der Wachstumsinitiative oder das geplante Kraftwerkssicherheitsgesetz. Bausteine der neuen Strategie zur Sicherung der künftigen Stromversorgung finden sich auch in dem jüngst neu aufgelegten Programm „Nutzen statt abregeln 2.0“. Aber auch dieses, kann den dringend notwendigen Netzausbau nicht ersetzen, sondern nur abfedern.

Wie geht es mit den Netzentgeltrabatten weiter?

Die öffentliche Konsultation des Eckpunktepapiers läuft noch bis zum 18. September 2024. Nach den Eingaben der verschiedenen Verbände und energieintensiven Industrien erfolgt die gesetzliche Ausarbeitung. Die endgültigen Regelungen sollen Anfang 2029 in Kraft treten. Mehr zum Stand der der Netzentgeltreform in unserem Beitrag AgNes-Zwischenbericht 2026.

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Allein im Jahr 2023 wurden Erneuerbare-Energien-Anlagen in Deutschland im Rahmen von Redispatch-Maßnahmen um 10 TWh abgeregelt. Das machte etwa 4 % der gesamten Erzeugung aus Erneuerbaren Energien aus. Diese Abregelung führt nicht nur zum Verlust von klimaneutralem Strom, sondern auch zu steigenden Redispatch-Kosten. Basierend auf der ursprünglichen Strategie wurde daher Ende 2023 ein neuer Entwurf namens „Nutzen statt Abregeln 2.0“ abgestimmt und in §13k EnWG aufgenommen. Dieser bezieht nun auch den Einsatz modernster Technologien und neue regulatorische Maßnahmen vor.

An den Konsultationen beteiligten sich insgesamt 21 Verbände, Interessengruppen und Unternehmen. Trotzdem wies Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, am Ende eindringlich darauf hin, dass das neue Instrument kein Ersatz für einen schnellen und bedarfsgerechten Netzausbau darstellt.

Ziele von „Nutzen statt abregeln 2.0“

„Nutzen statt abregeln 2.0“ verfolgt das Ziel, die Integration erneuerbarer Energien in das deutsche Stromnetz zu optimieren und die Effizienz des gesamten Energiesystems zu steigern. Das zentrale Anliegen ist die Reduzierung der Abregelung von Wind- und Solaranlagen aufgrund von Netzengpässen. Überschüssiger Strom soll durch eine zusätzliche Stromnachfrage, die ohne dieses Instrument nicht stattgefunden hätte, sinnvoll genutzt werden. Mittels Prognosen und Zuteilungsverfahren möchte man die Nachfrage an die Zeiten hoher Erzeugung anpassen und regional steuern.

Funktionen und Kernpunkte von „Nutzen statt abregeln 2.0“

„Nutzen statt Abregeln 2.0“ sieht vor, zunächst die abgeregelten Strommengen günstig an die zusätzlichen Verbraucher abzugeben. Nach dieser ersten Testphase, bei der ein vereinfachtes Zuteilungsverfahren greift, wird der Überschussstrom später in einem Auktionsverfahren an zuschaltbare Verbrauchsanlagen in Entlastungsregionen versteigert. Dazu erlaubt der neue § 13k EnWG den vier Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), Strom zu einem vergünstigten Preis an Betreiber zuschaltbarer Lasten zu vergeben. Tennet, Amprion, 50Hertz und Transnet BW veröffentlichen dazu täglich eine 24-Stunden-Prognose der überschüssigen Strommengen in den jeweiligen Entlastungsregionen. Dadurch können zugelassene Verbraucher ihren Stromverbrauch so planen, dass es am Folgetag nicht zu Netzengpässen kommt.

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) und die ÜNB haben bis Mitte 2024 spezifische Kriterien für die Teilnahme an „Nutzen statt Abregeln 2.0“ konzipiert und festgelegt. Demnach dürfen im ersten Schritt Betreiber von Anlagen, die elektrisch Wärme erzeugen oder netzgekoppelte Speicher einsetzen, teilnehmen. Teilnahmeberechtigt sind auch Elektrolyseure und Großwärmepumpen. Später soll das Teilnehmerspektrum um weitere Sektorenkopplungstechnologien ausgedehnt werden.

Erprobungsphase und künftige Entwicklungen

Ab dem 1. Oktober 2024 starten die Übertragungsnetzbetreiber eine zweijährige Erprobungsphase mit dem vereinfachten Zuteilungsverfahren. Ab dem 1. April 2025 sollen auch Verteilnetzbetreiber das Instrument nutzen können. Parallel dazu wird das wettbewerbliche Ausschreibungsverfahren entwickelt.

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Gründe für das Kraftwerkssicherheitsgesetz

Deutschland muss die Lücke schließen, die durch den Ausstieg aus der Kohleverstromung entsteht. Erdgas-Kraftwerke sind zwar eine Alternative, verursachen jedoch weiterhin CO₂-Emissionen und werden daher wirtschaftlich immer unattraktiver. Zusätzlich werden sie künftig durch den wachsenden Anteil erneuerbarer Energien immer seltener gebraucht. Aus diesen Gründen wird zurzeit kaum ein wirtschaftlich orientierter Konzern in solche Kraftwerke als Brückentechnologie investieren. Das Kraftwerkssicherheitsgesetz soll dies durch Ausschreibungen und Subventionen ändern.

Arten und Standorte der neuen Kraftwerke

Die Bundesregierung setzt vor allem auf Wasserstoff-Kraftwerke, die mit grünem Wasserstoff aus erneuerbaren Energien oder blauem Wasserstoff aus Erdgas betrieben werden, wobei das CO₂ gespeichert wird. Auch Biomasse-Kraftwerke sind eine Option. Insgesamt sollen 12,5 GW neue Kapazitäten entstehen. Davon werden 5 GW H2-ready-Gaskraftwerke und 2 GW Modernisierungen ausgeschrieben, die spätestens acht Jahre nach Inbetriebnahme auf Wasserstoff umgestellt werden. Zusätzlich sind 0,5 GW reine Wasserstoffkraftwerke und 0,5 GW Speicher vorgesehen. Eine weitere Ausschreibung für 5 GW Gaskraftwerke folgt, die 2045 klimaneutral sein müssen. Die neuen Anlagen sollen überwiegend in Süddeutschland entstehen, um Netzstabilität zu gewährleisten und Redispatch-Kosten zu senken.

Finanzierung und Kosten des Kraftwerkssicherheitsgesetzes

Ein sog. Kapazitätsmechanismus wird eingeführt, um die spätere Finanzierung sicherzustellen. Dieser Mechanismus soll ab 2028 greifen und beinhaltet eine Umlage auf den Strompreis. Die Bundesregierung kalkuliert für den gesamten Förderzeitrum mit Kosten von etwa 20 Milliarden Euro. Ein Teil der Finanzierung soll über den Klima- und Transformationsfonds bzw. über den Bundeshaushalt und der andere Teil über die Umlage erfolgen. Laut Schätzungen von Experten könnten die Zusatzkosten die Kilowattstunde Strom um 0,5 bis 1 Cent verteuern.

Generelle Entwicklung des Strommarkts

Ab 2028 plant die Bundesregierung eine Umstellung des deutschen Strommarktes von einem reinen Vergütungssystem auf einen Kapazitätsmarkt. In diesem neuen Modell soll nicht nur die tatsächlich produzierte Energie, sondern auch die Bereitstellung von Kapazitäten vergütet werden, selbst wenn diese nicht genutzt wird. In Großbritannien, Belgien oder Polen werden heute schon reine Energiekapazitäten in dieser Form gehandelt bzw. versteigert. Ziele sind die Erhöhung der Versorgungssicherheit und Stabilisierung des Stromnetzes, insbesondere in Zeiten, in denen wenig Wind und Sonne zur Verfügung stehen.

Zeitschiene für das Kraftwerkssicherheitsgesetz

Die erste Ausschreibung für Anlagen ist für Ende 2024 oder Anfang 2025 geplant. Nach Konsultationen und Genehmigungen sollen die ersten Projekte bis 2026 starten. Parallel arbeitet das BMWK an einem Optionenpapier für die Gestaltung des Kapazitätsmechanismus, der bis 2028 voll funktionsfähig sein soll.

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Förderung von Erneuerbare Energien

Es ist geplant, die Förderung der Erneuerbaren Energien (EE) auslaufen zu lassen, sobald der komplette Kohleausstieg erfolgt ist, der deutsche Strommarkt sich stabilisiert hat und ausreichend Stromspeicher installiert wurden. Ab dann will man EE-Projekte primär über die Investitionskosten förderen, um unverzerrte Preissignale zu gewährleisten. Zusätzlich besteht die Absicht, die Förderung für Neuanlagen bei negativen Strompreisen grundsätzlich ab 2025 auszusetzen. Hiervon sind kleine Anlagen zunächst ausgeschlossen. Die Pflicht zur Direktvermarktung von Strom möchte die Bundesregierung ebenfalls ab 2025 schrittweise auf Anlagen ab einer Größe von 25 kWp senken.

Stromspeicher als wichtiger Baustein der Wachstumsinitiative

Ein weiteres Ziel der Wachstumsinitiative für den Energiemarkt ist die Optimierung der Rahmenbedingungen für die Nutzung von Strom- bzw. Batteriespeichern, einschließlich unverzerrter Preissignale und zeitvariabler regionaler Netzentgelte. Dabei sollen vor allem die Planungs- und Genehmigungsprozesse für Speicherprojekte beschleunigt werden, um die volatilen erneuerbaren Energien besser nutzen zu können.

Netzkosten, Netzentgelte & Stromsteuer

Die Netzkosten sollen gesenkt und die Netzentgelte im Rahmen der Wachstumsinitiative stabilisiert werden, um Unternehmen und private Haushalte zu entlasten. Dazu sollen zeitvariable Netzentgelte und Maßnahmen zur Nutzung von Überschussstrom sowie der Einsatz virtueller Leitungen und netztechnischer Betriebsmittel eingeführt werden. Die Stromsteuersenkung für den bisherigen Kreis der Begünstigten bleibt dauerhaft auf dem EU-Minimum von 0,05 ct/kWh. Dazu möchte die Ampelkoalition die Strompreiskompensation (SPK) bis 2030 verlängern und auf weitere Wirtschaftssektoren ausweiten.

Kapazitätsmechanismus gemäß der Wachstumsinitiative

Ein gestaffelter Kapazitätsmechanismus soll eingerichtet werden, um die Stromversorgung langfristig zu sichern. Geplant sind Ausschreibungen für zusätzliche Kraftwerkskapazitäten, darunter fünf Gigawatt für neue Erdgaskraftwerke und fünf Gigawatt für wasserstofffähige Gaskraftwerke. Konkretisiert werden diese Maßnahmen in einem neuen Kraftwerksicherheitsgesetz.

Marktdesign für Kraftwerke & EE priorisieren

Ein neues Marktdesign für Kraftwerke soll Erneuerbare und Flexibilität priorisieren, mit dem Ziel, bis 2030 einen Anteil von mindestens 80 Prozent Erneuerbarer Energien an der Stromversorgung zu erreichen. Alle Hemmnisse auf Angebots- und Nachfrageseite sollen abgebaut werden, um einen flexibleren Strommarkt zu schaffen, der von günstigen Strompreisen bei viel Wind und Sonne profitiert.

Weitere Maßnahmen

Zusätzliche Maßnahmen umfassen die Beschleunigung des Wasserstoffhochlaufs, die Evaluierung der Offshore-Windausschreibungen, den gestaffelten Netzausbau zur Kostensenkung, die Sicherung und Diversifizierung der Gasversorgung, die Förderung der Fusionsenergie und die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung.

Reaktionen und Bedenken zur Wachstumsinitiative

Viele Experten und der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) begrüßen die neue Flexibilität im Strommarkt. Sie warnen jedoch vor einem abrupten Wechsel von der Marktprämie zu Investitionskostenzuschüssen, da dies zu Verunsicherung und Investitionszurückhaltung führen könnte. Die geplante Abschaffung der Absicherung bei negativen Preisen für EE-Neuanlagen ab 2025 wird vom BEE als “fatales Zeichen” bezeichnet.

Wie ist die Wachstumsinitiative für den Energiemarkt zu bewerten?

Die Bundesregierung plant umfangreiche Reformen zur Modernisierung des Energiemarktes, zur Förderung der Erneuerbaren Energien und zur Steigerung der Flexibilität des Strommarktes. Dies soll langfristig zu einer sicheren und kosteneffizienten Energieversorgung beitragen und die wirtschaftliche Dynamik stärken. Der Erfolg und die praktische Umsetzung dieser Maßnahmen werden jedoch von der Finanzierbarkeit und politischen sowie praktischen Durchführbarkeit abhängen.

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Höhere Kosten durch Finanzierungen der privaten Kapitalmärkte

Die niederländische Regierung hatte den Verkauf angestrebt, da sie die notwendigen Milliardeninvestitionen scheut, die größtenteils in Deutschland anfallen würden. In den nächsten zehn Jahren plant Tennet Investitionen von bis zu 160 Milliarden Euro, wovon der Großteil in Deutschland benötigt wird. Der niederländische Finanzminister Steven van Weyenburg zeigte sich enttäuscht über das Scheitern der Verhandlungen und betonte, dass die deutsche Regierung alternative Lösungen unterstützen werde. Tennet plant, öffentliche oder private Kapitalmärkte zur Finanzierung zu nutzen und erhält Unterstützung durch ein niederländisches Gesellschafterdarlehen von 25 Milliarden Euro.

Reaktionen auf den gescheiterten ÜNB-Verkauf

Wirtschaftsminister Robert Habeck bedauerte das Scheitern des Deals, da eine Übernahme die Stromkosten hätte senken und Synergien hätte schaffen könnte. Der FDP-Energiepolitiker Michael Kruse sieht darin ein Alarmsignal für das Investitionsklima in Deutschland und fordert eine Wirtschaftswende. Trotzdem wird Tennet einer der vier wichtigsten Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland bleiben, die eine Schlüsselrolle bei der Energiewende spielen. Der Ausbau des Netzes, insbesondere für den Transport von Windstrom vom Norden in den Süden Deutschlands, ist unerlässlich und erfordert Milliardeninvestitionen. Dabei hält der Bund auch Anteile an den drei übrigen UNBs zwischen 20 und 25 %.

Fehlende Mittel aus dem KTF sorgen jetzt für Verzögerungen

Trotz intensiver Verhandlungen zwischen der niederländischen und deutschen Regierung sowie der KfW, kam es zu keiner Einigung. Ursprünglich sollte die KfW das Netz übernehmen und teilweise an private Investoren weiterverkaufen, wobei der Bund eine Sperrminorität behalten hätte. Das geplante Geschäft scheiterte jedoch aufgrund der finanziellen Schwierigkeiten Deutschlands, verschärft durch das Desaster um den Klima- und Transformationsfonds (KTF). Das Scheitern des Deals verzögert notwendige Investitionen in die deutsche Energiewende erheblich. Alternativen wie der Verkauf an Infrastrukturfonds sind zeitaufwendig und kompliziert. Diskussionen über kostengünstigere, aber langwierigere Alternativen wie Freileitungen statt Erdverkabelung tragen weiter zur Verzögerung bei.

Auswirkungen des gescheiterten ÜNB-Verkaufs von Tennet

Politiker und Experten rechnen nun mit verschiedenen Auswirkungen, die der gescheiterte ÜNB-Verkauf von Tennet mit sich bringen wird. Dazu zählen:

• Verzögerungen bei der dringenden Modernisierung der Stromnetze. Das Scheitern des Deals hemmt die Umsetzung notwendiger Projekte, wie den Bau von HGÜ-Leitungen und Umspannwerken, die für den Transport von Windstrom vom Norden in den Süden Deutschlands unerlässlich sind. Die gefährdet die fristgerechte Erreichung der Klimaziele und führt langfristig zu höheren Kosten.
• Die drohende Finanzierungslücke von bis zu 160 Milliarden Euro in den nächsten zehn Jahren, muss nun durch alternative Finanzierungsmodelle gedeckt werden. Dabei werden nicht nur höhere Kosten anfallen, sondern der ganze Prozess wird komplizierter und zeitaufwendiger.
• Ohne die geplanten Synergien und Kosteneinsparungen, die eine Übernahme durch den Bund gebracht hätte, werden die Kosten für den Netzausbau höher ausfallen. Die fehlende Koordination zwischen den verschiedenen Netzbetreibern wird zu Ineffizienzen führen.
• Das Scheitern des Deals wird als Alarmsignal für das Investitionsklima in Deutschland angesehen. Wenn selbst demokratische Staaten zögern, in die deutsche Infrastruktur zu investieren, wird dies potenzielle Investoren abschrecken und die Attraktivität des Standorts Deutschland mindern.
• Politische Unsicherheit: Die fehlende Einigung zwischen den beteiligten Regierungen und die finanziellen Schwierigkeiten des deutschen Haushalts werfen ein schlechtes Licht auf die politische Stabilität und die Fähigkeit der Regierung, große Infrastrukturprojekte voranzutreiben. Dies wird das Vertrauen in die deutsche Energiepolitik untergraben.

Fazit zum gescheiterten ÜNB-Verkauf von Tennet

Das Scheitern des Verkaufs des ÜNB Tennet an den Bund wird erhebliche Folgen für den Netzausbau und die Energiewende in Deutschland haben. Die Verhandlungen wurden aufgrund von Haushaltsproblemen beendet, was zu Verzögerungen bei wichtigen Infrastrukturprojekten führt und die Gesamtkosten bzw. die Netzentgelte für alle erhöht. Tennet muss nun alternative Finanzierungsmodelle finden, was zusätzliche Zeit und Komplexität mit sich bringt. Die fehlende Übernahme durch den Bund verhindert die erhofften Synergien und Kosteneinsparungen, was zu weiteren Ineffizienzen führen wird.

Dieses Ereignis sendet ein besorgniserregendes Signal über das Investitionsklima in Deutschland und könnte potenzielle Investoren abschrecken. Die politische Unsicherheit und die finanziellen Schwierigkeiten Deutschlands beeinträchtigen das Vertrauen in die Fähigkeit der Regierung, große Infrastrukturprojekte erfolgreich umzusetzen. Insgesamt gefährdet das Scheitern des Deals die fristgerechte Erreichung der Klimaziele und stellt eine ernsthafte Herausforderung für die zukünftige Energiepolitik des Landes dar.

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Antragsberechtigte und Differenzierung

Antragsberechtigt sind Unternehmen der gewerblichen Wirtschaft, kommunale Unternehmen, Einzelunternehmer und Freiberufler mit einem Firmensitz in Deutschland. Unterschieden wird dabei zwischen KMU (mit mind. 9 und max. 249 Mitarbeitenden und einem max. Jahresumsatz von 50 Mio. Euro) sowie GU (Großunternehmen).

Förderfähige Batteriespeicher, Schnelladepunkte und Anschlüsse

Gefördert werden der Kauf und die Installation von stationären Batteriepufferspeichern und von neuen Schnellladepunkten mit einer Nennladeleistung ab 50 kW. Dazu zählen auch die notwendigen Netzanschlüsse, deren Auslegung zur Integration von PV-Anlagen angepasst werden kann, sowie die Tiefbauarbeiten und Energie- bzw. Lademanagementsysteme. Ausgeschlossen sind jedoch Planungsleistungen Dritter, Eigenleistungen sowie Leasing- und Mietausgaben.

Zuwendungen im Förderprogramm für Batteriespeicher & Schnelladepunkte

Jedes Unternehmen kann einen Antrag stellen und die Zuwendungen sind auf 5 Mio. Euro begrenzt. Die Förderung erfolgt als Zuwendung mit Anteilsfinanzierung: KMU mit 40 % und GU mit 20 %. Dabei sind die förderfähigen Ausgaben pro Ladepunkt auf einen Höchstbetrag begrenzt, der von der maximalen Ladeleistung dieses Ladepunktes abhängig ist. Ladepunkte von 50 bis 149 kW für KMUs werden mit max. 14.000 Euro und für GUs mit max. 7.000 Euro gefördert. Größere Ladepunkte von mehr als 150 kW werden mit höchstens 30.000 bzw. 15.000 Euro bezuschusst.

Bedingungen und Umsetzungszeitraum des Förderprogramms

Die Schnellladepunkte und Batteriespeicher müssen in Deutschland installiert werden und mind. zwei Jahre im Besitz des Antragstellers verbleiben. Darüber hinaus muss der Strom aus erneuerbaren Energiequellen stammen und es darf nur eine Förderung für das Gesamtprojekt in Anspruch genommen werden. Zur Realisierung der Maßnahmen stehen dem Unternehmen 18 Monate zur Verfügung, nachdem der positive Förderbescheid zugestellt wurde.

Fazit zum Förderprogramm für Batteriespeicher & Schnelladepunkte

Das Förderprogramm für Schnellladepunkte und Batteriespeicher bietet eine sehr gute Gelegenheit für Unternehmen, in nachhaltige und zukunftsorientierte Technologien zu investieren. Durch die finanzielle Unterstützung können die hohen Anfangskosten erheblich reduziert werden. Unternehmen sollten diese Chance nutzen, um ihre Ladeinfrastruktur auszubauen oder ihre Energiekosten mit Batteriespeichern zu senken. In beiden Fällen leisten Sie einen wichtigen Beitrag zur Energiewende.

Informieren Sie sich noch heute bei CUBE CONCEPTS über die Fördermöglichkeiten und stellen Sie Ihren Antrag, um den CO₂-Ausstoß und die Energiekosten zu reduzieren.

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Hintergrund und Ziele des NZIA

Die Europäische Kommission schlug den Net-Zero Industry Act (NZIA) bereits am 16. März 2023 vor. Der NZIA zielt darauf ab, die europäische Fertigungskapazität für Netto-Null-Technologien zu stärken und Hindernisse für den Ausbau dieser Kapazitäten zu überwinden. Die Maßnahmen in der Verordnung sollen die Wettbewerbsfähigkeit der industriellen Basis für Netto-Null-Technologien erhöhen und die Energieversorgung der EU verbessern. Diese Vorschläge unterstreichen Europas Engagement, eine führende Rolle im Übergang zu Netto-Null-Technologien zu spielen. Dabei sollen die Ziele von „Fit-for-55“ und REPowerEU erreicht werden.

Überblick über den Net-Zero Industry Act

Die NZIA-Verordnung ist Teil des „Green Deal Industrial Plan“, und möchte für Unternehmen ein planbares und vereinfachtes regulatorisches Umfeld schaffen. Sie fördert Investitionen in die Produktionskapazität von Produkten, die entscheidend sind, um die Klimaneutralitätsziele der EU zu erreichen. Der Net-Zero Industry Act soll die Wettbewerbsfähigkeit und Resilienz der EU-Industriebasis für Netto-Null-Technologien erhöhen. Sie sollen das Rückgrat eines erschwinglichen, zuverlässigen und nachhaltigen sauberen Energiesystems bilden. Die Hauptziele sind die Abhängigkeit von externen fossilen Brennstoffen zu minimieren und Schlüsseltechnologien und -komponenten für die grüne Wende zu fördern.

Maßnahmen und zentrale Punkte des Net-Zero-Industry-Acts

Der NZIA unterscheidet zwischen Netto-Null-Technologien und strategischen Netto-Null-Technologien. Der Unterschied liegt hauptsächlich in der Art und Weise, wie sie in der Planung und Umsetzung von Klimaschutzmaßnahmen betrachtet und eingesetzt werden. Strategische Netto-Null-Technologien sind spezifische technologische Ansätze, die gezielt in langfristige Klimaschutzstrategien integriert und priorisiert werden, um systematische und weitreichende Veränderungen zu bewirken. Diese Technologien sind in umfassende Maßnahmenpläne eingebettet und erhalten besondere politische und wirtschaftliche Unterstützung.

Netto-Null-Technologien hingegen umfassen alle technologischen Lösungen, die zur Reduzierung oder Neutralisierung von CO₂-Emissionen beitragen, ohne notwendigerweise in eine übergeordnete Strategie eingebunden zu sein. Sie werden flexibel und in vielfältigen Kontexten angewendet, von kleinen lokalen Projekten bis hin zu großen industriellen Anwendungen.

Generell werden Projekte nach dem technologischen Reifegrad, ihren Beitrag zu Dekarbonisierung und Wettbewerbsfähigkeit und ihrer Resilienz des Energiesystems ausgewählt. Die Liste der Technologien ist lang. Sie umfasst Photovoltaik, Solarthermie, Windenergie an Land und See, Batterie- und Speichertechnologien oder Geothermie. Wärmepumpen, Elektrolyseure und Brennstoffzellen, Biogas-/Biomethantechnologien, Technologien zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS) oder Energieeffizienz-, E-Mobility- und Netztechnologien, gehören auch dazu. In der Liste sind ebenfalls grüner Wasserstoff, Brennstoffzellen, nachhaltige Landwirtschaft, Recycling oder Abfallvermeidung zu finden.

Schaffung von Investitionsbedingungen durch NZIA

Der NZIA schafft die notwendigen Bedingungen, um Investitionen in Projekte zur Herstellung von Netto-Null-Technologien zu erleichtern, und macht es für Projektträger einfacher, eine Netto-Null-Industrieproduktion aufzubauen. Dies wird durch Maßnahmen erreicht wie:

• Verringerung der administrativen Belastung durch die Straffung administrativer Anforderungen und die Erleichterung von Genehmigungsverfahren
• Sicherstellung des Zugangs zu Informationen
• Erleichterung des Marktzugangs bei öffentlichen Beschaffungsverfahren und Auktionen sowie Unterstützung privater Nachfrage durch Verbraucher
• Unterstützung von Innovationen durch regulatorische Freiräume

Förderbeispiele durch NZIA

Konkret fördert und unterstützt NZIA beispielsweise Projekte in grüne Infrastruktur, wobei Gelder in den Ausbau der Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge und die Modernisierung von Stromnetzen fließen. Regulatorische Maßnahmen, wie strengere Emissionsgrenzwerte und die Verpflichtung zur Nutzung klimafreundlicherer Verfahren, sollen sicherstellen, dass Unternehmen ihre Emissionen reduzieren.

Der NZIA vereinfacht zum Beispiel auch das Genehmigungsverfahren für strategische Projekte und erleichtert den Marktzugang für strategische Technologieprodukte, insbesondere im öffentlichen Beschaffungswesen oder bei der Versteigerung erneuerbarer Energien. Zur Unterstützung der Arbeitskräfte wird deren Qualifikation durch Netto-Null-Industrieakademien und Industriegebiete mit hoher Konzentration („Valleys“) verbessert.

Auf dem Gebiet der EU soll es bis 2030 Speicherkapazitäten für die geologische Verpressung von mindestens 50 Millionen Tonnen CO₂ jährlich geben. Forschung und Innovation in diesem Bereich werden ebenfalls gefördert, um sicherzustellen, dass Europa weltweit führend bleibt.

Der Schutz der Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie ist ein weiteres Ziel des NZIA. Dabei sollen besondere Maßnahmen sicherstellen, dass europäische Unternehmen im globalen Wettbewerb nicht benachteiligt werden, weil sie strengere Umweltauflagen erfüllen müssen. Ein Beispiel hierfür ist CBAM, das CO₂-Grenzausgleichssystem. Der Übergang zu einer klimaneutralen Industrie soll auch zur Schaffung neuer Arbeitsplätze in grünen Technologien und Industrien führen.

Die Fortschritte bei der Verwirklichung der Ziele des Gesetzes werden anhand von zwei Richtwerten gemessen. Erstens muss die Produktionskapazität für Netto-Null-Technologien wie Photovoltaikmodule, Windturbinen, Batterien und Wärmepumpen 40 Prozent des Einsatzbedarfs der EU erreichen. Zweitens wird ein konkretes Ziel für einen höheren EU-Anteil dieser Technologien angestrebt, um bis 2040 einen Anteil von 15 Prozent an der Weltproduktion zu erreichen.

Fazit

Der Beschluss zu dem Net-Zero Industry Act (NZIA) ist ein bedeutender Schritt der EU, um den industriellen Einsatz von Netto-Null-Technologien zu fördern und die Klimaziele zu erreichen. Durch gezielte Anreize und Investitionen in grüne Projekte sowie regulatorische Maßnahmen schafft der NZIA ein planbares und vereinfachtes Umfeld für Unternehmen. Die Verordnung unterstützt die Entwicklung und den Einsatz von Technologien zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen und stärkt Europas Wettbewerbsfähigkeit im globalen Rennen um grüne Technologien.

Die Maßnahmen des NZIA zielen darauf ab, Hindernisse für den Ausbau der Produktionskapazitäten in Europa zu überwinden. Der Act fördert die Qualifikation der Arbeitskräfte und sichert die Schaffung neuer Arbeitsplätze in grünen Industrien. Durch die Einrichtung geologischer CO₂-Speicherkapazitäten und die Unterstützung strategischer Technologien wird die Resilienz und Nachhaltigkeit des europäischen Energiesystems gestärkt.

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Der neue Vertrag unsers Partners Olympus Power mit der ADE, einem renommierten Investor in nachhaltige Energielösungen, umfasst eine Kombination von Betriebsanlagen und einer Pipeline von mehr als 50 MW an Aufdach-Solaranlagen für Gewerbe- und Industriekunden in Großbritannien und ganz Europa.

Durch die Zusammenarbeit können Olympus Power und ADE die Umsetzung erneuerbarer Energieprojekte beschleunigen, indem sie langfristige Finanzierungen für Stromlieferverträge (PPA) bereitstellen, die Unternehmen eine einfache und kostengünstige Dekarbonisierung ermöglichen. Dabei nutzt die Partnerschaft die aktuelle Marktdynamik für gewerbliche Solaranlagen und bietet Unternehmen mittels PPAs langfristige, erschwingliche erneuerbare Energie ohne Investitionen. Kunden können so problemlos ihre Energiekosten und CO₂-Emissionen senken.

Simon Nicholls, CEO von Olympus Power, sagt: „Die Zusammenarbeit mit ADE wird dazu beitragen, dass britische Unternehmen verstärkt in erneuerbare Energien investieren und den Übergang zu einer Netto-Null-Wirtschaft beschleunigen.“

John Behan, Gründer und CEO von ADE, fügte hinzu: „Wir freuen uns auf die Zusammenarbeit mit Olympus Power. Diese Partnerschaft ermöglicht uns, erhebliches Kapital durch einen erfahrenen Entwickler zu investieren. Unser Ziel ist es, Net Zero für Geschäftskunden durch innovative und nachhaltige Finanzierungslösungen zu vereinfachen.”

Wir beglückwünschen Olympus Power zu dieser wichtigen Kooperation und sind stolz darauf, Teil dieser wegweisenden Entwicklung im Bereich der erneuerbaren Energien zu sein.

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Im Gegensatz dazu zeigt ein beschleunigtes Energiewende-Szenario, dass ein verstärkter und schnellerer Ausbau erneuerbarer Energien sowie eine raschere Modernisierung von Strom- und Wärmenetzen Deutschland helfen, sein Ziel der Klimaneutralität bis 2045 zu erreichen. Die Gesamtkosten für dieses Szenario werden auf 13,2 Billionen Euro geschätzt und könnten langfristig sogar günstiger sein, da nach 2045 keine weiteren Investitionen erforderlich wären und die Energiekosten sinken würden. Daher empfehlen die Autoren, den Ausstoß von Treibhausgasen rasch zu reduzieren und schlagen Maßnahmen wie staatlich subventionierte Kredite vor, um die Akzeptanz der Energiewende zu steigern.

PwC-Studie: Energiekosten bilden den Löwenanteil

Die PwC-Studie hebt hervor, dass die Energiekosten den größten Teil der Gesamtkosten der Energiewende ausmachen, zwischen 60 und 80%, während der Anteil der Investitionskosten nur zwischen 20 und 40% liegen. Im beschleunigten Szenario belaufen sich die Investitionen in Verbrauchssektoren wie Privathaushalte, Industrie, Verkehr und andere auf etwa 5,3 Billionen Euro, im Vergleich zu rund 3,9 Billionen Euro im Szenario “Weiter-wie-bisher”. Die aggregierten Energiekosten bis 2050 betragen im beschleunigten Szenario etwa 7,9 Billionen Euro, im anderen Szenario 9,4 Billionen Euro. Durch die steigende Energieeffizienz sinkt der Gesamtenergiebedarf und damit reduzieren sich auch die Kosten. Die Energiekosten im beschleunigten Szenario liegen etwa eine Billion Euro unter denen des “Weiter-wie-bisher”-Szenarios.

Vorteile durch beschleunigten Ausbau

Der volkswirtschaftliche Vorteil des beschleunigten Szenarios nimmt mit zunehmender Betrachtungsdauer zu, da die positiven Effekte einer emissionsneutralen Energieversorgung verstärkt werden. Dieses Szenario fördert neue Geschäftsmodelle, mehr Investitionen und zukunftsfähige Arbeitsplätze im Bereich grüner Technologien, was Deutschland im globalen Standortwettbewerb attraktiver macht. Obwohl die Ergebnisse in den einzelnen Wirtschaftssektoren variieren, überwiegt insgesamt der volkswirtschaftliche Vorteil des beschleunigten Szenarios deutlich. Die Investitionskosten liegen hauptsächlich in der Energiewirtschaft, insbesondere für erneuerbare Energien und Strom- und Wärmenetze.

PwC-Studie berücksichtigt Investitions-Rückfluss

Die Investitionskosten werden durch Commodity-Preise, Netzentgelte und Umlagen an andere Sektoren weitergegeben, was in die Gesamtkosten für deren CO₂-Neutralität einfließt. Im privaten Haushaltssektor erfordert die Dekarbonisierung hauptsächlich Maßnahmen wie etwa klimafreundliche Wärmeversorgung und verbesserte Gebäudeeffizienz. Im beschleunigten Szenario wird bei der PwC-Studie eine emissionsfreie Energieversorgung angestrebt, wobei etwa die Hälfte der Haushalte dezentralen Strom und 40% zentrale Wärme wie Fernwärme nutzen. Die Gesamtkosten steigen bis 2050 im Vergleich zum “Weiter-wie-bisher”-Szenario um etwa 0,5 Billionen Euro, wobei die Energiekosten jedoch vergleichsweise weniger stark sinken, da sich die Investitionen bis dahin noch nicht amortisiert haben.

Langfristige Investitionen zahlen sich in der Industrier aus

Verschiedene andere Studien haben bereits mögliche Transformationsmaßnahmen für die Industrie aufgezeigt, die in diese Analyse eingeflossen sind. Diese reichen von einem Wechsel des Energieträgers bis hin zur CO₂-Abscheidung und -Nutzung. Im beschleunigten Szenario wird die Prozesswärme der Industrie größtenteils über Strom und grünen Wasserstoff gedeckt. Die Gesamtkosten der Industrie steigen im beschleunigten Szenario langsamer und liegen 2050 knapp darunter, hauptsächlich aufgrund erhöhter Energieeffizienz. Die Energiekosten werden voraussichtlich steigen, können jedoch durch umfassende Energieeffizienzmaßnahmen ausgeglichen werden, wodurch sie im beschleunigten Szenario ab 2045 sinken. Investitionen in beschleunigten Klimaschutz sind also langfristig für die Industrie wirtschaftlich günstiger als das Festhalten am Status quo.

E-Mobilität sowie Prozess- und Gebäudeeffizienz fördern

Die Dekarbonisierung des Verkehrssektors wird durch Elektromobilität, öffentliche Verkehrsmittel und Schienengüterverkehr vorangetrieben. Zusätzliche Investitionen sind nötig, um den Elektromobilitätsanteil bis 2040 auf 80% zu erhöhen und das Mobilitätsverhalten zu ändern. Bis 2045 sind die Gesamtkosten im beschleunigten Szenario geringer als im “Weiter-wie-bisher”-Szenario, vor allem aufgrund der Elektrifizierung, die zu erheblichen Energiekosteneinsparungen führt. Klimaschutzinvestitionen im Verkehrssektor sind langfristig rentabel, da sie zu niedrigeren kumulativen Gesamtkosten führen und sich schnell amortisieren. Im Sektor Gewerbe, Handel, Landwirtschaft und Kommunen liegt der Fokus auf der Gebäudewärme, der Steigerung der Prozess- und Gebäudeeffizienz sowie auf dem Umstieg auf Elektrizität.

Fazit zu den Ergebnissen der PwC-Studie

Die PwC-Studie beleuchtet die Energiewende in Deutschland aus ökologischer und ökonomischer Perspektive. Sie zeigt, dass ein beschleunigtes Vorgehen bei der Umstellung auf erneuerbare Energien und der Modernisierung von Energieinfrastrukturen langfristig beträchtliche wirtschaftliche Vorteile bietet. Dies nicht nur gesamtwirtschaftlich, sondern auch für einzelne Unternehmen. Im Vergleich zum “Weiter-wie-bisher”-Szenario könnten die Gesamtkosten zwar ähnlich ausfallen, jedoch würden die Energiekosten im beschleunigten Szenario erheblich niedriger sein, was zu dieser positiven wirtschaftlichen Bilanz führt.

Neue Geschäftsmodelle, vermehrte Investitionen und die Schaffung zukunftsfähiger Arbeitsplätze im Bereich grüner Technologien würden Deutschland auch im globalen Standortwettbewerb stärken. Trotz sektorspezifischer Unterschiede überwiegt der volkswirtschaftliche Vorteil des beschleunigten Szenarios deutlich. Daher ist es empfehlenswert, Maßnahmen zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen zu beschleunigen und zinsgünstige staatliche Kredite anzubieten, um die Akzeptanz der Energiewende zu fördern.

Weitere Informationen dazu in unserem Whitepaper Neue Pflichten für Unternehmen: EU-Klimaschutzgesetz.

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19 TWh gingen 2023 aufgrund von Netzengpässen verloren

Im Jahr 2023 wurden Windräder vermehrt abgeregelt, da die Netze nicht genug Kapazität hatten, um den Strom aus dem Norden in den Süden zu leiten. Diese Netzengpässe führten dazu, dass etwa 19 Terawattstunden Strom verloren gingen, was ungefähr vier Prozent der gesamten deutschen Stromerzeugung entspricht. Insbesondere Windparks waren durch den Redispatch betroffen, während Kohle- und Gaskraftwerke im Süden zusätzlichen Strom erzeugen mussten, um die Nachfrage zu decken.

Seit 2020 steigen die Redispatch-Kosten rapide

Die Kosten des Redispatchs inklusive Einspeisemanagement betrugen im Jahr 2023 rund 2,35 Milliarden Euro, im Vergleich zu 2,7 Milliarden Euro im Jahr 2022. Das bedeutet einen Anstieg um 2.345 Prozent gegenüber 2013. Die Auswertung von Daten der Bundesnetzagentur zeigt, dass Ausgleichsmaßnahmen zum Engpassmanagement immer häufiger notwendig sind. So ist der gesamte Regelungsbedarf von 2022 im Vergleich zu 2021 um 19 Prozent auf 32.772 GWh angestiegen. Die Kosten hierfür beliefen sich in 2022 auf 4,2 Milliarden Euro, wovon mit 2,7 Milliarden Euro allein zwei Drittel auf den Redispatch zurückzuführen sind. Besonders zwischen Juli 2021 und Juli 2023 schwankten die Kosten stark und bewegten sich je nach Monat zwischen 32 und 477 Millionen Euro. Ein weiterer ausschlaggebender Faktor wird in 2024 auch der Wegfall der geplanten Subventionen von 5,5 Milliarden Euro für die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sein, der im Zuge der Haushaltsneugestaltung im Dezember 2023 notwendig war.  

Gründe für die steigenden Redispatch-Kosten

Verschiedene Faktoren tragen zu den steigenden Kosten bei, darunter die Verzögerung des Netzausbaus und der unzureichende Ausbau erneuerbarer Energien im Süden. Während Engpässe im Übertragungsnetz vor allem im Süden auftreten, wird im Norden mehr Ökostrom durch Windkraftwerkle produziert als benötigt, was zu zusätzlichen Herausforderungen bei der Stromübertragung führt. An einem windstarken, aber bedeckten Tag wird beispielsweise im Norden viel Strom erzeugt, während im Süden weniger fließt. Es bräuchte also eine hohe Leitungskapazität, um den Strom vom Norden in den Süden zu transportieren. Diese ist jedoch noch nicht ausreichend vorhanden, insbesondere in Bayern.

Die fehlenden Übertragungskapazitäten sind auch ein Problem für den Klimaschutz, da die Kraftwerke, die meistens im Zuge des Redispatch hochgefahren werden, fossile Brennstoffe verfeuern. Zwar gilt grundsätzlich der Einspeisevorrang für Erneuerbare, aber zur Stabilisierung des Stromnetzes kommen meistens Kohle- und Gaskraftwerke weiter zum Einsatz, wenn nicht genügend erneuerbarer Strom vorhanden ist.

Damit das Stromnetz nicht überlastet, müssen die ÜNB demnach immer öfter eingreifen. Diese Vorgänge und die sog. Regelenergie treiben die Redispatch-Kosten in die Höhe. Je nach Tageszeit und Wetterlage schwankt die volatile Stromerzeugung der erneuerbaren Energien in Deutschland zurzeit zwischen 3 und 55 Gigawatt. In guten Monaten reichen dazu etwa 300 Eingriffe und in wechselhaften Monaten müssen bis zu 4.500 Abweichungen ausgeglichen werden.

Direkte Auswirkungen auf den Strompreis

Die Auswirkungen der steigenden Redispatch-Kosten sind weitreichend. Zunächst fließen sie in die bundesweit einheitlichen Berechnungen der vier deutschen ÜNB ein, die sie anschließend an die rund 900 regionalen Verteilnetzbetreiber weitergeben. Ab hier variieren die Kosten für die Nutzung des Stromnetzes je nach Region und Anbieter erheblich und es können Preisunterschiede von bis zu 300 Prozent bei den Stromnetzentgelten entstehen. Die Redispatch-Kosten schlagen sich bei Privathaushalten in der Regel direkt in Netzentgelterhöhungen nieder. Bei energieintensiven Gewerbe- und Industriekunden in der Mittelspannung, die üblicherweise äußerst individuelle Stromlieferverträge abschließen, kommt die Erhöhung meist erst etwas später an.

Fazit

Die aktuellen Herausforderungen im deutschen Energiesektor erfordern dringend Lösungen, um den Netzausbau voranzutreiben und gleichzeitig die Stromkosten zu senken. Eine grundlegende Reform der Netzentgelte könnte eine gerechtere Verteilung der Kosten ermöglichen und Anreize für eine flexiblere Stromnutzung schaffen. Zudem sollten Maßnahmen ergriffen werden, um die Übertragungskapazitäten zu erhöhen und den Einsatz fossiler Kraftwerke zu reduzieren. Eine konzertierte Aktion auf politischer und wirtschaftlicher Ebene ist erforderlich, um diese Herausforderungen anzugehen und die Energiewende erfolgreich voranzutreiben.

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75,9 TWh aus Erneuerbaren Energien im ersten Quartal 2024

Die verschiedenen erneuerbaren Energiequellen trugen unterschiedlich zur Stromerzeugung bei. Naturgemäß dominierten in den Monaten Januar, Februar und März vor allem Wind- und Wasserkraft sowie Biomasse. Hier die Zahlen für das erste Quartal 2024:

Windkraft: Mit 39,4 TWh lieferte die On-shore-Windkraft den größten Beitrag zur erneuerbaren Stromerzeugung und die Off-shore-Windparks produzierten zusätzlich 8,7 TWh.

Biomasse: Mit 12,8 TWh trug die Biomasse ebenfalls erheblich zur Deckung des Strombedarfs bei.

Solar: Die Photovoltaikanlagen generierten 9,6 TWh und spielen eine zunehmend wichtigere Rolle bei der Energieversorgung in den dunklen Monaten.

Wasserkraft: Mit 5,3 TWh trug die Wasserkraft aufgrund der reichlich gefüllten Stauseen und Speichern ebenfalls signifikant zur Stromerzeugung bei.

Zubau stieg um 18 Prozent in 2024

Besonders bemerkenswert ist der Zubau von Wind- und Solarkraftwerken im ersten Quartal 2024. Mit einem Gesamtzuwachs von 4.400 Megawatt stieg die installierte Kapazität insgesamt um 18 % im Vergleich zum Vorjahresquartal. Der Zubau bei Solarkraft betrug dabei 3.731 Megawatt, während die Windkraftanlagen um 718 Megawatt erweitert wurden. Das Ausbauziel für Windkraft wurde trotzdem um 2,8 GWh verfehlt. Dafür liegt der Ausbau von Photovoltaik stolze 7,9 GWh über Plan.

Die aktuellen Zahlen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im ersten Quartal 2024 in Deutschland zeigen einen erfreulichen Fortschritt auf dem Weg zu einer nachhaltigen Energieversorgung. Besonders ermutigend ist das starke Wachstum der Photovoltaik, aber auch andere erneuerbare Energien wie Wind- und Wasserkraft sowie Biomasse haben zur Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien am Stromverbrauch beigetragen. Die beschleunigten Genehmigungsverfahren durch das Solarpaket I für Windkraftanlagen und Solarparks werden den kontinuierlichen Ausbau vorantreiben und die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen weiter verringern. Die dringend notwendige Infrastrukturplanung und -umsetzung ist allerdings noch eine besondere Herausforderung, an der jetzt mit Hochdruck gearbeitet werden muss.

Trotzdem zeigt die aktuellen Entwicklungen, dass Deutschland auf dem richtigen Weg ist, seine ehrgeizigen Ziele im Bereich der erneuerbaren Energien zu erreichen. Mit weiteren Anstrengungen und einer konsequenten Umsetzung von Maßnahmen können die Herausforderungen gemeistert und eine nachhaltige Energiezukunft verwirklicht werden.

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Das Gesetzgebungsverfahren nahm erst wieder Geschwindigkeit auf, als sich die Ampelkoalition am 15. April 2024 auf den Entwurf des Solarpaket I einigen konnten. Die Ratifikationen durch den Bundestag und den Bundesrat fanden am 26. April 2024 statt. Jetzt gehen alle Änderungen in die Ausarbeitung und später an den Bundespräsidenten zur Unterschrift. Anfang / Mitte Mai ist es dann voraussichtlich gültig.

Einfluss nehmen wird das Solarpaket I auf das EEG und andere Gesetze der Energiewirtschaft sowie auf weitere Richtlinien und Verordnungen. Im Gegensatz zu unserem Bericht vom August 2023 zum Solarpaket I steht nun der gesamte Maßnahmenkatalog fest. Hier ein Überblick über die wichtigsten Änderungen:

Solarpaket I: Allgemeine Maßnahmen

Kein „Resilienzbonus“. Die heimische Solarindustrie forderte eine höhere Einspeisevergütung für Solaranlagen, bei denen europäische Komponenten verbaut sind. Dies ist nicht mehr Bestandteil des Solarpaketes.

Keine einzelnen Sektorenziele. Jeder Sektor sollte ursprünglich ein eigens gesetztes Klimaziel verfolgen und daran gemessen werden. Laut Solarpaket I werden jetzt alle Sektoren zu einem Gesamt-CO₂-Ausstoßwert kulminiert. Sollten einzelne Sektoren dabei ihre gesetzten Klimaziele nicht erreichen, müssen sie für das nächste Jahr Sofortprogramme für weitere Reduktionsmaßnahmen einreichen.

Ständige Kontrolle der Klimaziele. Der CO₂-Ausstoß der Sektoren wird ständig bzw. fortlaufend kontrolliert und nicht wie in der Vergangenheit rückwirkend ausgewertet, so dass schneller auf Entwicklungen reagiert werden kann.

Klimaziele werden verpflichtend. Deutschland verpflichtet sich, die Treibhausgasemissionen bis 2030 um mindestens 65% und bis 2040 um mindestens 88% zu senken (im Vergleich zu 1990). Dazu sollen die Förderbedingungen verbessert und die Fördersätze bei der Solarenergie erhöht werden. Das Ausbauziel bis 2030 für Photovoltaik liegt bei mindestens 80 GW in Deutschland.

Freiflächen Photovoltaik: Bürokratieabbau und schnellere Verfahren

Solarparks: Die Förderfähigkeit wird von 20 auf 50 MWp aufgestockt und es wird Erleichterungen bei der Zulassung in „benachteiligten Gebieten“ geben. Dazu wird die EU-Notfallverordnung zum beschleunigten Zulassungsverfahren, die im Jahr 2024 auslaufen sollte, um ein Jahr verlängert. Geförderte Solarparks müssen allerdings naturschutzfachliche Mindestkriterien erfüllen. Zusätzlich wird die Ausschreibungsmenge schrittweise auf 2.075 MW erhöht. Zur Verlegung der notwendigen Anschlusskabel soll eine vereinfachte Wegenutzung im öffentlichen Raum greifen, ähnlich wie bei Telekommunikationskabel oder Hochspannungsleitungen. Die geplante Duldungspflicht auf privatem Grund wurde jedoch wegen verfassungsrechtlicher Bedenken der CDU/CSU und der FDP nicht durchgesetzt. Ausgenommen sind hier auch die Liegenschaften der Bundeswehr.

Argi-PV & Solar-Carports: Bei Ausschreibungen wird es künftig ein neues Segment geben, bei der die Aufständerung durch einen höheren Maximalwert berücksichtigt wird. Bisher wurden die aufwendigeren Montagesysteme (ab 2,1 Metern) großer Solar-Carports, bei Argi-PV, Floating-PV oder bei Mooren nämlich nicht berücksichtigt.

Maßnahmen bei größeren Photovoltaikanlagen auf Dachflächen

Zertifizierungen für Anlagen bis 500 kW installierter Anlagenleistung: Sofern solche PV-Anlagen mit einer maximalen Einspeiseleistung von 270 kW betrieben werden, sind sie von der Anlagenzertifizierung nach VDE-AR-N 4110 befreit. Ein Anlagenzertifikat wird somit nicht mehr ab 135 kW, sondern erst ab 500 kW installierter Anlagenleistung notwendig.

Anlagen bis 400 kW installierter Anlagenleistung: für gemeinschaftliche Gebäudeversorgung: Laut EEG müssen alle PV-Anlagen zwischen 100 bis 400 kW installierter Anlagenleistung in die Direktvermarktung gehen. Sofern solche größeren Anlagen auf Wohngebäuden auf die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung optimiert sind, kann diese Pflicht entfallen. Sie dürfen dann unentgeltlich ihren Überschussstrom in das öffentliche Netz einspeisen. Dies ist oft günstiger als die Beauftragung eines Direktvermarkters für geringe Reststrommengen.  

Höhere Einspeisevergütung: Bei Solaranlagen zwischen 40 kWp bis 750 kWp sind höhere Vergütungssätze für die Einspeisung geplant. Im Gespräch ist eine zusätzliche Förderung in Höhe von 1,5 Cent pro kW, um die Attraktivität zu steigern.

Absenkung der Ausschreibungsgrenze: Die verpflichtende Teilnahme an Auktionen für Gewerbedächer soll von aktuell 1 MWp auf 0,75 MWp herabgesenkt werden. Solche Anlagen müssen also eine Marktprämie erhalten, wenn sie eine Förderung in Anspruch nehmen möchten. Dabei soll das Volumen der PV-Dachausschreibungen etwa verdoppelt werden.

Vereinfachtes Repowering: Das Repowering von PV-Anlagen und die Direktvermarktung von Solarstrom aus Dach- und Freiflächen-Anlagen sollen vereinfacht werden. Beide Anlagentypen verlieren durch solche Maßnahmen nicht mehr ihren EEG-Vergütungsanspruch.

Neue Regelungen für Stromspeicher im Solarpaket I

Strom-/Batteriespeicher: Sie sollen nun nicht ausschließlich als Zwischenspeicher für erneuerbare Energien dienen. Strom-/Batteriespeicher sind jetzt auch förderfähig, wenn sie als Zwischenspeicher für konventionellen bzw. grauen Strom aus dem Netz eingesetzt werden. Dieser sog. Multi-Use-Einsatz soll zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen. Das ehemalige „Ausschließlichkeitsprinzip“ wird also gekippt, so dass alle Batteriespeicher von der EEG-Vergütung profitieren.

Maßnahmen für kleinere PV-Anlagen

Vereinfachter Netzanschluss für Anlagen bis 30 kWp: Der vereinfachte Netzanschluss für PV-Anlagen, der bisher für Anlagen bis 10,8 kWp zulässig war, gilt künftig für Anlagen bis 30 kWp. Für Betreiber bedeutet dies, dass ihre Solaranlage als genehmigt gilt, wenn sie ihre neue Anlage beim Netzbetreiber angemeldet und binnen vier Wochen keine Rückmeldung erhalten haben. Dies gilt auch für Mieter von Wohngebäuden und den angrenzenden Nebengebäuden, sofern der erzeugte Strom nicht durch das öffentliche Netz geleitet wird. In diesem Zuge sollen auch die Abrechnungsmöglichkeiten unkomplizierter werden.

PV-Anlagen bis 25 kWp: Sie können jetzt auch ohne Fernsteuerung in die Direktvermarktung wechseln. Die Fernsteuerbarkeit für solche Kleinanlagen ist demnach nicht mehr notwendig.

Balkonkraftwerke: Die Anmeldung und der Betrieb von Balkonkraftwerken sollen vereinfacht werden. Dazu entfällt eine Anmeldung beim Netzbetreiber und es reicht eine einfache Anmeldung im Stammdatenregister. Zudem wird die zulässige Größe von 600 auf 800 Watt erhöht und die Stromzähler müssen vor einer Installation nicht mehr zwingend getauscht werden.

Neue Regelungen für Windkraftwerke im Solarpaket I

Die Errichtung von Windkraftwerken soll ebenfalls beschleunigt werden. Dazu zeichnen die Behörden Beschleunigungsgebiete nach europäischem Recht aus. Die Bundesregierung verspricht sich hierdurch schnellere Verfahren und Bürokratieabbau bei Windparks. Auch Flugwindkraftanlagen benötigen künftig kein aufwendiges Standortgutachten mehr. Ihre Förderfähigkeit nach dem EEG wird durch neue Ertragsreferenzwerte bewertet.

Fazit

Das Solarpaket I stellt notwendigen und überfälligen Schritt auf dem Weg zu einer nachhaltigen Energiezukunft dar. Die vielfältigen Maßnahmen treiben der Ausbau der Solarenergie und die Energiewende in Deutschland weiter voran. Mit einer klaren Zielsetzung und verbesserten Rahmenbedingungen schafft das Gesetz einen Anreiz für Investitionen in erneuerbare Energien und trägt zur Reduzierung von CO₂-Emissionen bei.

Der Beitrag Solarpaket I: Neue Impulse für die Energiewende erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Im Vergleich zum deutschen Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG) geht die CSDDD deutlich weiter – sowohl in der Tiefe der Anforderungen als auch bei Haftungsrisiken.

Was ist die CSDDD einfach erklärt?

Die CSDDD ist eine EU-Richtlinie, die Unternehmen dazu verpflichtet:

• Risiken für Menschenrechte und Umwelt zu identifizieren
• Maßnahmen zur Vermeidung und Minimierung umzusetzen
• ihre gesamte Wertschöpfungskette zu überwachen
• regelmäßig öffentlich Bericht zu erstatten

Ziel: Nachhaltigkeit verbindlich in Geschäftsmodelle integrieren – nicht nur freiwillig.

Welche Unternehmen sind von der CSDDD betroffen?

Die finale Fassung wurde jetzt deutlich eingeschränkt. Aktuell gilt:

• > 5.000 Mitarbeitende
• > 1,5 Mrd. € Jahresumsatz weltweit
• Gilt auch für Nicht-EU-Unternehmen mit entsprechendem EU-Umsatz

Start: 26. Juli 2029 (einheitlich für alle betroffenen Unternehmen)

Wichtig: Auch kleinere Unternehmen sind indirekt betroffen – über Lieferketten großer Konzerne („Trickle-down-Effekt“).

Was verlangt die CSDDD konkret von Unternehmen?

1. Risikoanalyse & Prävention

Unternehmen müssen systematisch prüfen:

• Wo entstehen Risiken für Umwelt und Menschenrechte?
• Welche Lieferanten sind besonders kritisch?

2. Maßnahmen & Integration

• Anpassung von Geschäftsprozessen
• Integration in Compliance- und Risikomanagementsysteme
• Umsetzung konkreter Präventionsmaßnahmen

3. Klimaplan (1,5°-Ziel)

Unternehmen müssen sicherstellen:

• Geschäftsmodell ist mit dem Pariser Klimaabkommen kompatibel
• Konkrete Transformationspläne werden erstellt

4. Monitoring & Berichterstattung

• Jährliche Offenlegung
• Transparenz über Maßnahmen und Fortschritte

5. Zivilrechtliche Haftung

Einer der größten Unterschiede: Unternehmen können auf Schadensersatz verklagt werden

Unterschied zwischen CSDDD und LkSG (Deutschland)

Die CSDDD ist deutlich umfassender und rechtlich schärfer:

Welche Auswirkungen hat die CSDDD auf Unternehmen?

Direkt betroffene Großunternehmen:

• Aufbau komplexer Due-Diligence-Systeme
• Höherer Compliance- und Reporting-Aufwand
• Neue Haftungsrisiken

Indirekt betroffene Unternehmen (KMU):

• ESG-Anforderungen von Kunden steigen
• Nachhaltigkeitsnachweise werden zur Voraussetzung
• Wettbewerbsdruck nimmt zu

Besonders relevant für:

• Industrie
• Energieintensive Unternehmen
• Zulieferer großer Konzerne

Welche Rolle spielen Energie & Photovoltaik im Kontext der CSDDD?

Die Richtlinie verstärkt den Druck zur Dekarbonisierung:

• CO₂-Reduktion wird Teil der Sorgfaltspflicht
• Energieversorgung rückt in den Fokus der Compliance
• Unternehmen müssen ihre Emissionen aktiv senken

Konkrete Maßnahmen:

• Einsatz von Photovoltaik-Anlagen
• Abschluss von Power Purchase Agreements (PPA)
• Nutzung von Batteriegroßspeichern und Energiemanagement

Ergebnis: Energie wird vom Kostenfaktor zum strategischen ESG-Hebel

Welche Sanktionen drohen bei Verstößen?

• Bußgelder (abhängig vom Umsatz)
• Zivilklagen durch Betroffene
• Reputationsschäden
• Auftragsverlust: Ausschluss aus Lieferketten großer Unternehmen

Wie sollten sich Unternehmen jetzt vorbereiten?

Auch wenn die CSDDD erst 2029 greift, ist frühzeitiges Handeln entscheidend:

1. Lieferketten analysieren

• Transparenz über Zulieferer schaffen
• Risikobewertung durchführen

2. ESG-Strategie entwickeln

• Nachhaltigkeit in Geschäftsprozesse integrieren
• CO₂-Reduktionsstrategie definieren

3. Energiestrategie optimieren

• Eigenversorgung durch PV prüfen
• Stromkosten und Emissionen reduzieren

4. Prozesse digitalisieren

• Monitoring- und Reporting-Systeme aufbauen
  

Fazit: CSDDD als strategischer Wendepunkt

Die CSDDD ist mehr als nur Regulierung – sie markiert einen Paradigmenwechsel in der Unternehmensführung.

• Nachhaltigkeit wird verpflichtend
• Lieferketten werden transparent
• Energie wird zum zentralen Steuerungsfaktor

Unternehmen, die frühzeitig handeln, profitieren doppelt:

• Rechtssicherheit
• Wettbewerbsvorteile

Besonders im Energiebereich liegt enormes Potenzial: Wer heute in Photovoltaik, PPAs und Energiemanagement investiert, erfüllt nicht nur regulatorische Anforderungen – sondern sichert langfristig Wirtschaftlichkeit und Zukunftsfähigkeit.

Der Beitrag CSDDD (Corporate Sustainability Due Diligence Directive): Pflichten, Auswirkungen & Unterschiede zum LkSG erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

LSME-Nachhaltigkeitsberichte

Demnach haben kapitalmarktorientierte KMU („Listed Small and Medium-sized Enterprises“), deren Wertpapiere in der EU gehandelt werden, spätestens ab 2028 die Pflicht, ihre ESG-Auswirkungen in einem öffentlichen LSME-Bericht darzulegen. Betroffen wären zurzeit rund 1.100 Unternehmen in Europa und davon etwa 100 in Deutschland. Die vereinfachte Struktur der LSME- Nachhaltigkeitsberichte sieht im Entwurf zunächst allgemeine ESG-Angaben, Anforderungen, Grundsätze, Maßnahmen sowie Ziele vor und verlangt die entsprechenden Kennzahlen des Unternehmens. Auch einige Offenlegungsanforderungen sind nicht so scharf, wie bei den CSRD-Berichten.

VSME-Nachhaltigkeitsberichte

VSME-Berichte („Voluntary Small and Medium-sized Enterprises“) sind dagegen freiwillig. Sie sollen nicht kapitalmarktorientierten KMU ermöglichen, ihre Nachhaltigkeitsziele und -projekte einfacher zu dokumentieren. Gerade dies wird nämlich in der Praxis von kleinen und mittleren Zulieferbetrieben immer öfter von ihren Auftraggebern, Stakeholdern oder Kreditgebern verlangt. CSRD-berichtspflichtige Unternehmen versenden hierzu jetzt schon vermehrt individuellen Fragebögen an ihre Zulieferer und setzen sie damit unter Druck. Ein VSME-Standard könnte dazu beitragen, die mittelbare Belastung für KMU bei diesen Themen zu mindern.

Die Ausarbeitung soll für KMU praktikabel bleiben

Die EFRAG legt bei der Ausarbeitung der Standards besonderen Wert auf eine einfache Gestaltung der Nachhaltigkeitsberichte. Dabei versucht sie alle Aspekte von Kleinst-, kleinen und mittleren Unternehmen zu berücksichtigen. Die Berichte müssen einerseits den Informationsbedarf der berichtspflichtigen Geschäftspartner und Finanzinstitute decken und andererseits darf der Aufwand für die Informationsbeschaffung der KMU nicht ausufern. Nur wenn beide Bedingungen erfüllt sind, werden die künftigen LSME- und VSME-Nachhaltigkeitsberichte ein Erfolgsmodell für beide Seiten.

Geplante Inhalte der LSME- und VSME-Nachhaltigkeitsberichte

Die geplanten Inhalte für die LSME-Reports orientieren sich hauptsächlich an die Anforderungen der Bilanzrichtlinien der CSRD. Die Berichte müssen Informationen enthalten, die die wesentlichen Auswirkungen, Chancen und Risiken in Bezug auf ökologische, soziale und nachhaltige Aspekte der Unternehmensführung offengelegt. Der Entwurf ist in eine vereinfachte Struktur unterteilt und besteht aus drei Hauptabschnitten: “Allgemeine Anforderungen”, “Generelle Informationen” und “Prinzipien, Maßnahmen und Ziele”. Darüber hinaus gibt es drei weitere Abschnitte, die sich mit Kennzahlen in den Bereichen Umwelt, Soziales und Unternehmenspraxis beschäftigen.

Bei VSME-Reports plant die EFRAG einen modularen Aufbau. Sie sind jährlich zu erstellen und können unter bestimmten Bedingungen als separater Abschnitt im (Konzern-)Lagebericht integriert werden. Andernfalls ist eine eigenständige Veröffentlichung vorgesehen. Er sollte zeitgleich mit dem Jahres-/Konzernabschluss oder der Finanzberichterstattung verfügbar sein, sofern diese erforderlich sind. Das Unternehmen darf bestimmte vertrauliche Informationen auslassen. Ab dem zweiten Jahr müssen Vergleichszahlen zum Vorjahr im Bericht enthalten sein. Es gibt ein Basismodul, das in allen VSME-Nachhaltigkeitsberichten vorkommen muss und etwa 30 Datenpunkte erfasst, sowie zwei zusätzliche Wahlmodule, die sich variable ergänzen lassen.

Das PAT-Modul (Policies, Actions, Targets) ergänzt das Basis-Modul für Unternehmen mit bereits definierten Nachhaltigkeitsrichtlinien. Eine Wesentlichkeitsanalyse nach dem VSME-Standardentwurf ist erforderlich, um wesentliche Nachhaltigkeitsinformationen offenzulegen. Das Modul erläutert Unternehmensrichtlinien, Maßnahmen und Ziele und behandelt Energieeffizienz, Treibhausgasemissionen, finanzielle Risiken und soziale Aspekte.

Das Business-Partner-Modul (BP-Modul) erweitert die Offenlegungen weitere Daten für Kreditgeber, Investoren und Geschäftspartner. Eine Wesentlichkeitsanalyse nach dem VSME-Standardentwurf ist auch hier erforderlich. Das Unternehmen muss etwa 35 Datenpunkte und Beschreibungen angeben, darunter Risikosektoren, Geschlechterdiversität und Emissionsreduktionsziele. Informationen zu physischen Risiken des Klimawandels, Abfällen, und die Vereinbarkeit mit internationalen Standards wie den UN-Leitlinien für Wirtschaft und Menschenrechte sind ebenso erforderlich wie Angaben zu Prozessen zur Einhaltung von Richtlinien wie den OECD-Richtlinien für multinationale Unternehmen und zu möglichen Verstößen im Zusammenhang mit der eigenen Belegschaft. Zusätzlich sind Informationen zur Nutzung familienbezogener Freistellungen und zur Anzahl der Auszubildenden anzugeben.

Lohnt sich ein freiwilliger VSME-Nachhaltigkeitsbericht?

Durchaus. Es ist vorteilhaft, freiwillig über nicht-finanzielle Aspekte zu berichten, da dies die Transparenz und Glaubwürdigkeit eines Unternehmens erhöht und ein positives Image fördert. Durch die Erfüllung der Erwartungen bezüglich Nachhaltigkeit und sozialer Verantwortung gemäß dem VSME-Standard können Unternehmen einen Wettbewerbsvorteil erlangen und bessere Stakeholder-Beziehungen aufbauen. Die Einführung dieses Standards investiert in eine zukunftsfähige Unternehmensentwicklung, minimiert Umwelt- und soziale Risiken, senkt Kosten und verbessert die Ressourceneffizienz. Zudem sind Unternehmen mit der Anwendung des Standards gut auf neue rechtliche Anforderungen und laufende regulatorische Entwicklungen vorbereitet.

Wie geht es weiter?

Interessengruppen haben bis zum 21. Mai 2024 die Gelegenheit, über Online-Fragebögen ihre Kommentare zu den Entwürfen an die EFRAG abzugeben. Die EFRAG wird diese Kommentare auswerten und eine überarbeitete Version der Entwürfe vorlegen. Die finalen Versionen sollen voraussichtlich im Herbst 2024 veröffentlicht werden.

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Das Osterpaket von 2022 brachte nicht nur eine Überarbeitung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes mit sich, um den Ausbau erneuerbarer Energien und Verbraucher schneller voranzutreiben. Es erfolgte auch eine Neugestaltung des Abgaben- und Umlagensystems im Energiefinanzierungsgesetz (EnFG). Seitdem wird die Finanzierung der EEG-Förderung über den Bundeshaushalt sichergestellt, wobei man die ehemalige EEG-Umlage abgeschafft hat.

Die KWK-Umlage und die Offshore-Netzumlage blieben bestehen. Das BAFA hat die Besondere Ausgleichsregelung (BesAR) überarbeitet und auf die KWK-Umlage und Offshore-Netzumlage beschränkt. Sie soll sicherstellen, dass Unternehmen im internationalen Wettbewerb konkurrenzfähig bleiben, indem sie auch ihre Energiekosten senken können. Die Besondere Ausgleichsregelung wird durch das BAFA verwaltet, regelmäßig überprüft und angepasst.

Höhe der Entlastungen durch die Besondere Ausgleichsregelung

Generell fallen die Kraft-Wärme-Kopplungs-Umlage sowie die Offshore-Umlage nur für die Entnahme von Strom aus dem öffentlichen Netz an. Eigenerzeugter PV-Strom, der selbst verbraucht oder an Mieter weitergegeben wird, ist ohnehin von diesen Umlagen befreit. Die Umlagenbegrenzung der Besonderen Ausgleichsregelung greift bei Unternehmen mit einem Verbrauch ab 1 GWh/Jahr (Selbstbehalt), ist branchenabhängig und gilt für stromkostenintensive Branchen der Listen 1 und 2 des EnFGs.

Unternehmen der Liste 1 müssen nach der Besonderen Ausgleichsregelung nur noch 15 % der Umlagen und die der Liste 2 noch 25 % zahlen. Aus beiden ursprünglichen Listen entfernte das BAFA Anfang 2023 bereits etwa 100 Branchen. Unternehmen dieser Branchen können jedoch noch bis 2028 eine Übergangs- bzw. Härtefallregelung nach § 67 Abs. 2 bis 5 EnFG in Anspruch nehmen, bei der die Umlagen allerdings nicht um die kompletten 85 oder 75 Prozent begrenzt werden.

Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) haben die Umlagen für das Verbrauchsjahr 2024 bereits bekannt gegeben. Demnach liegt die KWKG-Umlage bei 0,275 ct/kWh und die Offshore-Umlage bei 0,656 ct/kWh. Unternehmen, die einen erfolgreichen Antrag für die Besondere Ausgleichsregelung eingereicht haben, sparen insgesamt pro GWh dann etwa 8.000 Euro bei 15 % oder etwa 7.000 Euro bei 25 % Umlagenbegrenzung.

Grüne Konditionalität als Voraussetzung zur Besonderen Ausgleichsregelung

Die überarbeitete Besondere Ausgleichsregelung umfasst sowohl ein Basisverfahren als auch ein erweitertes Verfahren. Gemäß EnFG ist nun für das Basisverfahren kein Wirtschaftsprüfertestat mehr erforderlich, das in der Vergangenheit die Stromkostenintensität als Bruttowertschöpfung auf der Grundlage geprüfter Jahresabschlüsse bescheinigte. Dieses wird jetzt nur dann verlangt, wenn das Unternehmen sich für das erweiterte Verfahren (Supercap-Begrenzung) entscheidet. Seit Anfang 2023 müssen Antragsteller für das Basisverfahren der Besonderen Ausgleichsregelung lediglich grüne Konditionalität nachweisen. Allerdings gelten folgende Voraussetzung zur Antragstellung:

• Das Unternehmen muss zu den Branchen der Anlage 1 oder 2 zählen.
• Der Verbrauch muss über 1 Gigawattstunde liegen. (Dabei zählt der Verbrauch des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres und die selbst verbrauchte umlagepflichtige Strommenge)
• Das Unternehmen muss bereits 30 % ihres Stromverbrauches durch ungeförderten grünen Strom decken oder über ein Energiemanagementsystem verfügen oder bereits Energieeffizienzmaßnahmen eingeleitet haben. (Je nach Verbrauch: ISO 50001 / ISO EN 50005 /EMAS oder andere Nachweise nach § 30 ENFG)
• Das Unternehmen muss mindestens 50 % des Begrenzungsbetrages für Investitionen zur Dekarbonisierung der Produktionsprozesse oder für Effizienzmaßnahmen einsetzen, sofern sie zur Teilnahme am EU-Emissionshandel gezwungen sind.

Fazit

Die Besondere Ausgleichsregelung (BesAR) ist für energieintensive Unternehmen immer noch ein attraktives Programm, um die Stromkosten zu reduzieren. Seit dem Osterpaket 2022 gilt sie zwar nur noch für die KWK- und die Offshore-Netzumlage, steht aber nun auch kleineren Unternehmen, die nicht gesetzlich verpflichtet sind, geprüfte Jahresabschlüsse vorzulegen, offen. Selbst wenn Unternehmen nicht mehr zu den gelisteten Branchen zählen, sollten sie im Einzelfall genau prüfen, ob sich eine Antragstellung nach der Übergangs- bzw. Härtefallregelung lohnt.

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Was ist das Energiewetter?

Das Energiewetter spielt eine entscheidende Rolle bei der Vorhersage und Optimierung der Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen. Zwei wichtige Parameter, die bei der Bestimmung des Energiewetters berücksichtigt werden müssen, sind die Globalstrahlung und die Windgeschwindigkeit.

Die Globalstrahlung bezieht sich auf die gesamte Sonnenstrahlung, die auf die Erdoberfläche trifft. Sie setzt sich aus der direkten Sonnenstrahlung und der diffusen Himmelsstrahlung zusammen. Die Globalstrahlung ist ein entscheidender Faktor bei der Vorhersage der Energieerzeugung aus Solaranlagen. Je höher die Globalstrahlung, desto mehr Energie kann aus Sonnenlicht gewonnen werden.

Neben der Globalstrahlung spielt auch die Windgeschwindigkeit eine wichtige Rolle bei der Vorhersage der Energieerzeugung aus Windkraftanlagen. Die Windgeschwindigkeit bestimmt die Menge an Windenergie, die von den Windkraftanlagen erzeugt werden kann. Je höher die Windgeschwindigkeit, desto mehr Energie kann aus Wind gewonnen werden.

Globalstrahlung als Faktor für das Energiewetter

Die Globalstrahlung wird von verschiedenen Faktoren beeinflusst, darunter die Sonnenhöhe, die Bewölkung, die Luftverschmutzung und die geografische Lage. Die Sonnenhöhe bestimmt den Einfallswinkel der Sonnenstrahlen auf die Erdoberfläche. Je höher die Sonne am Himmel steht, desto direkter sind die Sonnenstrahlen und desto höher ist die Globalstrahlung. Bewölkung und Luftverschmutzung verringern dagegen die Globalstrahlung, da sie die Menge an Sonnenlicht, die die Erdoberfläche erreicht, reduzieren.

Die Globalstrahlung wird mit Hilfe von Pyranometern gemessen, die die gesamte Sonnenstrahlung erfassen. Diese Instrumente sind so konzipiert, dass sie sowohl die direkte Sonnenstrahlung als auch die diffuse Himmelsstrahlung messen können. Die Daten werden kontinuierlich erfasst und finden auch Verwendung im Solarkataster oder in Energie-Wettervorhersagen. Neben den Pyranometern werden auch andere Messgeräte wie Sonnenstrahlungssensoren und Wetterstationen eingesetzt, um genaue Daten zur Globalstrahlung zu erhalten.

Die Globalstrahlung unterliegt verschiedenen Trends und Mustern, die für die Energie-Wettervorhersage von Bedeutung sind. Zum Beispiel gibt es saisonale bzw. wetterbedingte Schwankungen der Globalstrahlung, die mit dem Sonnenstand und der Neigung der Erde zusammenhängen. In einigen Regionen gibt es auch langfristige Trends, die auf Klimaveränderungen oder Veränderungen der atmosphärischen Bedingungen zurückzuführen sind. Die Analyse dieser Trends und Muster tragen dazu bei, genaue Vorhersagen zur Globalstrahlung zu treffen und die Energieerzeugung aus Solaranlagen zu optimieren.

Im Energiewetter 2023 war die Globalstrahlung mit 1.144 kWh/m² die zweitschwächste der letzten sechs Jahre, aber das sechststärkste seit Beginn der Aufzeichnungen 1991. In einigen Monaten, darunter Februar, Mai, Juni, Juli, September und Oktober, war die Globalstrahlung höher als im Referenzzeitraum 1991–2020. Besonders der September war mit 124 kWh/m² der strahlungsreichste seit 1991. Der Juni war ebenfalls sehr stark. Der Herbst 2023 war der strahlungsreichste seit 1991. Der Winter 2022/2023 wies eine leichte negative Anomalie auf, vor allem der Januar war deutlich schwächer als üblich. Das Zentrum Deutschlands hatte die höchste positive Abweichung, während der südliche Alpenrand eine leicht negative Abweichung zeigte.

Windgeschwindigkeit als Faktor für das Energiewetter

Die Windgeschwindigkeit wird ebenfalls von verschiedenen Faktoren beeinflusst, darunter topographische Merkmale, geografische Lage und atmosphärische Bedingungen. Gebirge und Hügel können den Windstrom behindern und zu niedrigeren Windgeschwindigkeiten führen. Die geografische Lage beeinflusst ebenfalls die Windgeschwindigkeit, da Küstengebiete und offene Landschaften tendenziell höhere Windgeschwindigkeiten aufweisen. Zusätzlich können atmosphärische Bedingungen wie Luftdruckunterschiede und Temperaturgradienten die Windgeschwindigkeit beeinflussen.

Gemessen wird sie mit Hilfe von Anemometern, die den Luftstrom erfassen. Diese Instrumente erfassen die Windgeschwindigkeit in Echtzeit und liefern genaue Daten zur Energie-Wettervorhersage. Neben den Anemometern werden auch andere Messgeräte wie Windrichtungssensoren und Wetterstationen eingesetzt, um genaue Daten zur Windgeschwindigkeit zu erhalten. Der Deutsche Wetterdienst misst die meteorologischen Parameter in 100 Meter Höhe und mittelt die jährlichen Werte für ganz Deutschland.

So errechneten die Experten des DWD im Jahr 2023 eine durchschnittliche Windgeschwindigkeit deutschlandweit mit 5,98 m/s. Das ist die höchste seit 16 Jahren. Einige Monate, darunter Januar, November und Dezember, zeigten besonders hohe Windgeschwindigkeiten, während der September zu den windärmsten seit 1950 zählte. Der Frühling und Herbst waren überdurchschnittlich windig, der Winter leicht über dem Durchschnitt. Die Verteilung der prozentualen Abweichung der Windgeschwindigkeit im Jahr 2023 zeigte eine positive Tendenz im Süden Deutschlands, während sie sich Richtung Norden und Osten abschwächte und in einigen Gebieten leicht negativ wurde.

Globalstrahlung und Windgeschwindigkeit ergänzen sich

Die Globalstrahlung und die Windgeschwindigkeit korrelieren und ergänzen sich während eines Jahres in Deutschland zu einem guten Energiewetter-Mix. Beispielsweise führt eine hohe Globalstrahlung zu einer Erwärmung der Luft, was wiederum zu einer Erhöhung der Windgeschwindigkeit führt. Umgekehrt kann eine hohe Windgeschwindigkeit die Bewölkung aufbrechen und zu einer Erhöhung der Globalstrahlung führen. Die genaue Analyse dieser Wechselwirkungen und Korrelationen dienen auch zu den kurzfristigen Vorhersagen des Energiewetters.

Insgesamt zeigt sich, dass sich die höhere Globalstrahlung im Sommer und die erhöhten Windgeschwindigkeiten im Winter optimal für eine relativ gleichmäßige Energieerzeugung durch Windkraft- und Solaranlagen eignen. Deutschland ist damit keine Ausnahme. Außer im östlichen Mittelmeerraum lag die Globalstrahlung in ganz Europa im Jahre 2023 über dem Durchschnitt der Referenzperiode. Positive Abweichungen bei den gemittelten Windgeschwindigkeiten gab es in einem breiten Streifen von Nordfrankreich, den Alpen, Italien und dem Balkan bis an das Schwarze Meer.

Fazit

Das Energiewetter des Jahres 2023 verzeichnete erneut Rekordwerte für die Erneuerbaren. Sowohl die Globalstrahlung als auch die Windgeschwindigkeiten lagen auf hohem Niveau. Die Globalstrahlung war zwar etwas niedriger als im Vorjahr, aber dennoch überdurchschnittlich, insbesondere in einigen Monaten wie September und Juni. Der Winter wies eine leichte Abnahme auf, vor allem im Januar. Die Windgeschwindigkeiten hingegen erreichten mit 5,98 m/s den höchsten Wert seit 16 Jahren, wobei besonders die Monate Januar, November und Dezember stark waren, während der September vergleichsweise windarm war.

Das Energiewetter berücksichtigt zwei wesentliche Faktoren: Globalstrahlung und Windgeschwindigkeit. Die Globalstrahlung, die die gesamte Sonnenstrahlung auf die Erdoberfläche umfasst, ist entscheidend für die Solarstromerzeugung. Die Windgeschwindigkeit hingegen bestimmt die Menge an Windenergie, die erzeugt werden kann. Die Messungen und Analysen dieser Parameter helfen, präzise Vorhersagen für die Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen zu treffen und diese zu optimieren.

Die Wechselwirkungen zwischen Globalstrahlung und Windgeschwindigkeit sind dabei von besonderer Bedeutung. Eine hohe Globalstrahlung kann die Windgeschwindigkeit erhöhen und umgekehrt. Dies trägt zur Ausgeglichenheit der Energieerzeugung über das Jahr hinweg bei. In Europa lagen die Werte für Globalstrahlung und Windgeschwindigkeit im Jahr 2023 insgesamt über dem Durchschnitt, was positive Aussichten für die Nutzung erneuerbarer Energien bietet.

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PV-Modulpreise noch stabil & noch niedrig

Der rapide Preisverfall der PV-Module, der nach dem ersten Energiepreisschock Mitte/Ende 2022 einsetzte und bis Herbst/Winter 2023 anhielt, hat sich in den letzten Monaten zusehend verlangsamt. Betrachtet man jedoch die Entwicklung der PV-Modulpreise innerhalb eines Jahres von Februar 2023 bis Februar 2024, zeigen sich, je nach Modulklasse, Preissenkungen zwischen 45 – 53 %. Die Solarmodulpreise in Europa und Asien sind stärker betroffen als anderswo. In den USA sind sie, aufgrund von Importbeschränkungen besonders hoch. Einige nicht-chinesische Hersteller konzentrieren sich daher vermehrt auf den US-Markt. In Europa sind die Solarmodulpreise seit Februar 2023 bei High-Efficiency-Modulen um 45 % auf jetzt rd. 22 Cent/Wp, bei Mainstream-Modulen um 53 % auf jetzt 14 Cent/Wp und bei Low-Cost-Modulen um 52 % auf 9 Cent/Wp gesunken.

Gründe für den erwarteten Anstieg in 2024

Der erwartete Anstieg der PV-Modulpreise hat verschiedene Gründe. Zunächst wird die Nachfrage, insbesondere in Europa, angesichts des nahenden Frühjahrs steigen. Gleichzeitig bremst China weiterhin seine Überproduktion und leert seine Lagerbestände. Das führt dazu, dass der Preisverfall, der im Jahr 2023 zu beobachten war, gestoppt wird. Die im Herbst 2023 noch prall gefüllten Lager neigen sich jedoch dem Ende zu. Dies führt dazu, dass Experten dazu raten, sich jetzt mit Modulen und Wechselrichtern einzudecken.

Des Weiteren tragen die anhaltenden Konflikte am Horn von Afrika sowie die allgemeine Verlängerung der Containerlaufzeiten von 6 auf 8 Wochen dazu bei, dass Lieferungen verzögert werden. Dies führt zu zusätzlichen Kosten und erschwert die Planung für Unternehmen in der PV-Branche. Höhere Transport- und Treibstoffkosten sind ebenfalls ein Faktor, der zu steigenden Preisen beiträgt.

Ein weiterer wichtiger Punkt ist, dass es in Europa an einer starken heimischen Solarindustrie mangelt. Das erhöht die Abhängigkeit von Importen und beeinflusst die Preise. Die steigende Nachfrage durch das Frühjahrsgeschäft sowie die Leerung der chinesischen Lagerbestände infolge der Drosselung der chinesischen Produktion sind weitere Faktoren. Insgesamt deuten diese verschiedenen Faktoren darauf hin, dass die Preise für PV-Module in naher Zukunft tendenziell steigen werden. Dies führt dazu, dass Unternehmen und Verbraucher ihre Beschaffungsstrategien überdenken müssen, um den steigenden Kosten gerecht zu werden. Auswirkungen sind jetzt schon spürbar. Manche Wechselrichtermodelle sind aktuell kaum verfügbar und werden erst ab Mai 2024 wieder geliefert. Große Module für Freiflächen gibt es wohl erst ab Juni wieder.

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Regionale Unterschiede und steigende Stromnetzentgelte

Im Detail zeigt sich, dass die durchschnittlichen Stromnetzentgelte im Mittelspannungsbereich bei fast 7 Cent pro Kilowattstunde liegen, während sie im Niederspannungsbereich über 11 Cent pro Kilowattstunde betragen. Die Preise in der Mittelspannung sind demnach im letzten Jahr um durchschnittlich 1,47 Cent pro Kilowattstunde gestiegen. In der Niederspannung ist ein Anstieg um 2,02 Cent pro Kilowattstunde zu verzeichnen.

Ein besonders alarmierender Aspekt dieser Untersuchung sind die enormen Preisunterschiede zwischen den einzelnen regionalen Netzbetreibern. Zwischen den günstigsten und teuersten Anbietern können Preisunterschiede von bis zu 300 Prozent bestehen. Dies zeigt, dass die Kosten für die Nutzung des Stromnetzes je nach Region und Anbieter erheblich variieren können. Diese starken Preisunterschiede werfen Fragen nach der Fairness und Transparenz in der Preisgestaltung auf. Dabei gewinnt die Diskussion über eine gerechtere Verteilung der Kosten und eine bundesweit einheitliche Regelung zunehmend an Bedeutung.

Ursachen des Anstiegs der Stromnetzentgelte

Die Stromnetze werden durch den steigenden Strombedarf in der Industrie und durch die zunehmende Verbreitung von Elektrofahrzeugen sowie Wärmepumpen immer weiter strapaziert.  Zeitgleich steigt der Anteil regionaler volatiler Energieerzeugung. Beide Faktoren zusammen belasten das gesamte öffentliche Stromnetz dermaßen, dass der jahrelang prognostizierte und bisher noch nicht vollzogene Netzausbau durch die Netzbetreiber immer dringlicher wird. Diese Aufgabe soll durch die Netzentgelte finanziert werden. Faktisch wurde der langsame Netzausbau bisher auch aus Subventionen mitfinanziert.

Weitere dramatische Anstiege erwartet

Nach dem Urteil des Verfassungsgerichts von November 2023 und den anschließenden Entscheidungen zum Bundeshaushalt 2024 werden die Netzentgelte in Deutschland weiter deutlich steigen. Die neueste Erhebung des VEA bestätigt die Prognosen, die Experten bereits im Dezember 2023 voraussagten. Damals hieß es bereits, dass die Streichung der Subventionen von 5,5 Milliarden Euro aus dem Wirtschaftsstabilisierungsfonds für Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) die kumulierten Netzentgelte im Jahr 2024 um geschätzte 60 % zu 2023 erhöhen.

Fazit

Die Stromnetzentgelte in Deutschland sind innerhalb eines Jahres rapide gestiegen. Sie belasten Unternehmen erheblich und weisen regionale Unterschiede von bis zu 300 Prozent auf. Die Ursachen liegen im wachsenden Strombedarf, der Verbreitung von Elektrofahrzeugen und dem Ausbau erneuerbarer Energien. Die Streichung von Subventionen für Übertragungsnetzbetreiber wird voraussichtlich zu einem weiteren Anstieg um bis zu 60 Prozent im Jahr 2024 führen. Diese Entwicklung unterstreicht die Dringlichkeit einer gerechten und transparenten Reform der Energiepolitik.

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Olympus Power, in UK bekannt für seine Expertise bei der Entwicklung großer gewerblicher Projekte für erneuerbare Energien an Produktionsstandorten, bei Einzelhandelszentren und auf Industriegeländen, hat sich auf eine strategische Partnerschaft mit dem deutschen PV-Projektentwickler CUBE CONCEPTS geeinigt.

CUBE CONCEPTS und Olympus Power haben bereits zahlreiche europäische PV-Entwicklungsprojekte identifiziert und rechnen damit, innerhalb der nächsten drei Jahre 500 MWp gemeinsam umsetzen zu können. Die beiden Unternehmen sind gut aufeinander abgestimmt, denn beide bieten beispielsweise Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements) als attraktive und preisgünstige Lösung für große Unternehmen und Konzerne an, damit sie von günstigen und stabilen Strompreisen profitieren und ihren CO₂-Fußabdruck reduzieren können. 

Simon Nicholls, CEO von Olympus Power: “Wir freuen uns sehr über diese Partnerschaft. Unsere beiden Unternehmen bieten einen umfassenden Service bei der Planung und Installation von Solar- und Energiespeichersystemen sowie Finanzierungsoptionen für Unternehmen an, also passen wir hervorragend zusammen. Immer mehr Kunden, mit denen wir zusammenarbeiten, haben mehrere Standorte, nicht nur in Großbritannien, sondern in ganz Europa, so dass Partnerschaften mit solch kundenorientierten Anbietern absolut sinnvoll sind.”

Auch Jochen Schäfer, Chief Investment Officer von CUBE CONCEPTS, freut sich auf die Zusammenarbeit: “Wir sind froh, einen starken und gleichdenkenden Partner in den Märkten zu haben, in denen unsere internationalen Kunden einen identischen Service verlangen, den wir in unserem Kerngebiet bereits anbieten. Die langjährige Erfahrung und die solide Erfolgsbilanz des neuen Partners in Kombination mit unserem starken internationalen Kundenstamm werden dazu beitragen, dass diese Partnerschaft die gemeinsame Marktpräsenz erhöht.”

Olympus Power und CUBE CONCEPTS haben bereits ein gemeinsames Projekt im Vereinigten Königreich entwickelt, eine große Solaranlage auf dem Dach eines Produktionslagerkomplexes, die voraussichtlich 450.000 kWh pro Jahr erzeugen wird, was die Stromkosten des Unternehmens erheblich senken und jährlich 211 Tonnen CO₂ einsparen wird.

Die beiden Unternehmen starten die Zusammenarbeit mit einem Wissensaustausch, bei dem zwei Mitglieder des Teams von Olympus Power im Januar am Hauptsitz von CUBE CONCEPTS in Kaarst bei Düsseldorf vorgestellt werden.

Die Abläufe bei der Umsetzung von Solaranlagen auf Gewerbe- und Industriedächern unterscheiden sich in UK und Deutschland deutlich, und das Team von Olympus Power möchte zunächst das komplexe deutsche Netzanschlussverfahren kennenlernen und verstehen. Im Laufe des Jahres werden auch Mitarbeitende von CUBE CONCEPTS das Team von Olympus Power im Südwesten Großbritanniens besuchen.

Die langfristige Partnerschaft wird vor allem den Auftraggebern zugutekommen, die dann einen Ansprechpartner für das gesamte Fachwissen beider Unternehmen haben werden.

Olympus Power und CUBE CONCEPTS rechnen mit einer kontinuierlichen Zunahme von Partner-Projekten, da immer mehr internationale Unternehmen in ganz Europa Systeme für erneuerbare Energien implementieren, um die steigenden Energiekosten auszugleichen und ihre Nachhaltigkeitsziele zu erreichen.

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Regionale Verteilnetzbetreiber (VNB) erhöhen Beträge um bis zu 19 %

Noch Anfang November 2023 teilte das Bundeswirtschaftsministeriums auf eine kleine Anfrage der Unions-Bundestagsfraktion mit, dass die Netzentgelte für 2024 durchschnittlich zwischen 10 und 11 Prozent steigen werden. Die damals prognostizierte Steigerungsrate ging noch von einem weiterhin subventionierten Netzentgelt für die Übertragungsnetzbetreiber aus. Diese Berechnung basierte auf einer angekündigten Erhöhung der VNBs für 2024 zwischen 15 und 19 Prozent.

Verdopplung der ÜNB-Netzentgelte in 2024

Aufgrund einer Haushaltsneugestaltung wurde jedoch der zuvor zugesagte Zuschuss von 5,5 Milliarden Euro aus dem Wirtschaftsstabilisierungsfonds zur Unterstützung der Netzentgelte gestrichen. Daher kündigten die ÜNBs 50Hertz, Amprion, Tennet und Transnet BW an, die Übertragungsnetzentgelte für das nächste Jahr zu erhöhen. Im Durchschnitt werden sie sich jetzt auf 6,43 Cent pro Kilowattstunde mehr als verdoppeln. Im Jahr 2023 lagen sie aufgrund des Zuschusses noch bei 3,12 Cent pro Kilowattstunde.

Anders als die regional äußerst unterschiedlichen Netzentgelte der VNBs, sind die Preise für die Strom-Durchleitung der ÜNBs bundesweit einheitlich. Die Berechnung basiert auf der von der Bundesnetzagentur festgelegten Kostenbasis (Erlösobergrenze/EOG) unter Berücksichtigung gesetzlicher und regulatorischer Anpassungen sowie der voraussichtlichen Absatzmengen für das Jahr 2024.

Gesamt-Netzentgelte steigen in 2024 um bis zu 60 Prozent

Zu der Erhöhung der VNBs von durchschnittlich 17 % kommt nun noch die Steigerung der ÜNBs von rund 100 Prozent in 2024 hinzu. Nach den Berechnungen von CUBE CONCEPTS bedeutet dies nach dem üblichen Verteilschlüssel von 55 zu 45, dass sich die kumulierten Netzentgelte zumindest für private Haushalte im kommenden Jahr um knapp 60 Prozent erhöhen werden. Energieintensive Unternehmen, die üblicherweise äußerst individuelle Stromlieferverträge abschließen, werden die Erhöhung der Gesamt-Netzentgelte ebenfalls deutlich spüren. Die Kosten dafür werden in der Regel direkt 1:1 in den Stromrechnungen weitergegeben.

Für Unternehmen wird erwartet, dass die Netzentgelte für die Stromübertragung und -verteilung bundesweit um 30 Prozent steigen. Während der durchschnittliche Leistungspreis im Jahr 2023 deutschlandweit bei 133,00 EUR/kW lag, liegt er nun bei etwa 173,00 EUR/kW. Regional schwanken die Anstiege enorm. Experten rechnen damit, dass die Leistungspreise in Thüringen, Nordrhein-Westfalen, Baden-Württemberg und Rheinland-Pfalz um über 40 Prozent steigen werden. Beispielsweise erhöht die Getec net GmbH ihre Preise von durchschnittlich 143,43 EUR/kW auf 228,77 EUR/kW. Die entspricht einem Anstieg von rund 60 Prozent. Die TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG folgt mit einer Steigerung um 50 Prozent, von 139,76 EUR/kW auf 209,12 EUR/kW. Die EGT Energie GmbH erhöht ihre Preise um etwa 30 Prozent, von 175,71 EUR/kW auf 229,39 EUR/kW. Nur in den nördlichen Bundesländern Mecklenburg-Vorpommern und Schleswig-Holstein halten sich mit Preisanpassungen knapp unter der Grenze von 10 Prozent.

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Niedrige Modulpreise & begrenzte Kapazitäten für Installationen

Der historisch niedrige Solarmodulpreis, der derzeit sogar unter den Herstellungskosten liegt, sorgt seit Monaten bei Solarteuren für volle Auftragsbücher im Bereich kleinerer privater PV-Anlagen. Da die Entscheidungswege für gewerbliche Photovoltaikanlagen in großen Unternehmen meist länger sind, kommt dieser Trend jetzt auch bei CUBE CONCEPTS an. Die Auftragskapazitäten für 2024 sind bereits begrenzt und Unternehmensführungen sollten sich schnell entscheiden, falls sie im nächsten Jahr mit einer eigenen PV-Großanlage ihre Energiekosten senken und ihre CO₂-Bilanz verbessern möchten.

Deutschland in Europa nach wie vor Spitzenreiter

In Europa rechnen die Experten im laufenden Jahr mit einem Gesamtzubau bei Photovoltaikanlagen von 56 Gigawatt. Mit dem erneuten deutschen Rekordzubau von 14 Gigawatt in 2023 ist die Bundesrepublik nach wie vor europäische Spitze. Allerdings sieht die Planung vor, dass ab 2025 bundesweit 22 Gigawatt jährlich aus Photovoltaikanlagen hinzukommen müssen, um das Ausbauziel erreichen zu können. Demnach sollen nämlich im Jahre 2030 insgesamt rund 215 Gigawatt PV-Leistung in Deutschland installiert sein. Der zweitgrößte europäische PV-Markt ist – wie im letzten Jahr – Spanien. Hier gab es jedoch keine großen Veränderungen zum Vorjahr und der Zubau liegt in 2023 wieder bei etwa 8,2 Gigawatt. Nahezu verdoppelt hat sich der PV-Zubau in Italien, der nun gleichauf zu Polen und den Niederlanden zwischen 5 bzw. 4,5 Gigawatt liegt.

PV-Dachanlagen haben den größten Anteil am PV-Zubau 2023 in Europa

Solarpower Europe berichtet in seinem „Energy Market Outlook“, dass der Marktanteil von PV-Dachanlagen bei rund zwei Drittel der gesamten europäischen PV-Leistung liegt. Eine Erklärung dafür sei, dass die Strompreise für Verbraucher in 2023 besonders hoch waren und sich die Kosten bei einem eigenen Direktverbrauch so spürbar und schnell senken ließen. Zusätzlich sei eine Zulassung für eine Dachanlage in der Regel auch einfacher zu bekommen. Genehmigungen für Freiflächenanlagen gestalten sich hingegen europaweit wesentlich schwieriger. Netzanschlüsse oder Baugenehmigungen können sich dabei schon einmal bis zu acht Jahre hinauszögern. Spitzenreiter sind hier Österreich, die Niederlande und Italien. Gründe hierzu liegen in langwierigen Gutachten, mangelndem Netzausbau oder schleppenden Genehmigungsverfahren.

Wird der Rekord-PV-Zubau von 2023 anhalten?

Triebfedern des Rekord-PV-Zubaus von 2023 sind die gestiegenen Energiekosten und die niedrigen Solarmodulpreise. Experten gehen davon aus, dass sich die Energiepreise langfristig nicht mehr auf ein Niveau einpendeln werden, die ähnlich hoch liegen, wie vor dem Ukrainekrieg. Der Druck zum Einsatz erneuerbarer Energien wird durch die nationale und europäische Gesetzgebung für Unternehmen sogar noch weiter ansteigen, so dass sich auch die Nachfrage für gewerbliche Photovoltaikanlagen erhöht. Steigen werden auch mittelfristig wieder die Modulpreise und Pessimisten weisen darauf hin, dass sie durch zusätzliche Einfuhrzölle auf asiatische Module noch weiter verteuert werden könnten. Der PV-Zubau könnte auch durch den mangelnden Netz- und Speicherausbau und durch die langwierigen Genehmigungsverfahren verzögert werden. Hier sind dringende politische Entscheidungen und Bürokratieabbau gefragt.

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Gesetzgeber auf nationaler und internationaler Ebene setzen verstärkt auf rechtliche Maßnahmen, um den Einsatz erneuerbarer Energien zu fördern, Energieeffizienz zu steigern und kohlenstoffarme Technologien zu unterstützen.

Diese Entwicklungen haben direkte Auswirkungen auf viele Unternehmen. In diesem Zusammenhang stellt sich die Frage: Was ändert sich konkret im Jahr 2024 im Energierecht für Unternehmen und wie können diese Veränderungen in ihre strategische Planung integriert werden? Wir geben einen Überblick über die bevorstehenden rechtlichen Entwicklungen.

Energierecht-Änderung in 2024: Ausweitung des LkSG auf Unternehmen ab 1.000 Mitarbeitende

Das Lieferkettengesetz oder genauer, das deutsche Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG), das seit dem 1. Januar 2023 für Unternehmen ab 3.000 Mitarbeitende in Kraft ist, gilt ab dem 1. Januar 2024 auch für Betriebe 1.000 Mitarbeitende. Es beeinflusst zwar nicht direkt das Energierecht, hat jedoch erhebliche Auswirkungen auf die Energiewirtschaft großer Unternehmen und deren gesamte Lieferkette.

Auch KMUs sind betroffen, da sie als (unmittelbare) Zulieferer den Sorgfaltspflichten des LkSG unterliegen, die Unternehmen entlang ihrer Lieferkette einhalten müssen. Das Gesetz verpflichtet Unternehmen, menschenrechtliche und umweltbezogene Sorgfaltspflichten zu beachten, um Menschenrechtsverletzungen und Umweltschäden in ihren Lieferketten zu verhindern. Dies beinhaltet Maßnahmen wie die Einführung von Due-Diligence-Verfahren, die Überprüfung von Zulieferern, die Einrichtung von Beschwerdemechanismen und transparente Berichtspflichten.

Energierecht: Abschaffung der Strompreisbremse (StromPBG) zum 1. Januar 2024

Das erst im Dezember 2022 verabschiedete Gesetz zur Strompreisbremse (Strompreisbremsegesetz – StromPBG) sollte ursprünglich bis zum 31. März 2024 laufen und wird jetzt zum 1. Januar 2024 beendet. Diese Entscheidung resultiert aus dem Haushaltsurteil des Bundesverfassungsgerichts vom 15. November, das die Übertragung von Corona-Milliarden auf den Klima- und Transformationsfonds für unzulässig erklärt hatte.

Der Wirtschafts- und Stabilisierungsfonds, der die Energiepreisbremsen finanzierte, stand deshalb auf dem Prüfstand. Der Bundestag hatte ursprünglich einen Tag nach dem Urteil beschlossen, die Bremsen-Regelung bis zum 31. März zu verlängern. Die Energiepreisbremsen für Strom und Gas wurden im März eingeführt, um Verbraucher vor hohen Energiepreisen zu schützen. In der Hochphase waren die Preise für einen Großteil des Verbrauchs von Privathaushalten gedeckelt, jetzt liegen sie jedoch mittlerweile in der Regel darunter.

Start der Datenerhebung zur CSRD-Berichtspflicht ab dem 1. Januar 2024

Die am 10.11.2022 verabschiedete Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) der EU erweitert die Berichtspflicht für Nachhaltigkeit ab 2024 auf KMUs. Zusätzlich zu den bisherigen 1.200 deutschen Großunternehmen müssen nun etwa 15.000 weitere Unternehmen nach verschärften Kriterien Berichte erstellen.

Die CSRD betrifft nun auch börsennotierte KMUs und Unternehmen mit über 250 Mitarbeitenden, Bilanzsumme über 20 Millionen Euro oder Nettoumsatz über 40 Millionen Euro. Die Richtlinie dient der Umsetzung der EU-Klimagesetzgebung und zielt auf Klimaneutralität bis 2050 ab. Berichte müssen Umweltaspekte, soziale Verantwortung, Menschenrechte und Governance abdecken. Neue Anforderungen umfassen Inhalte der Taxonomie, Geschäftsmodell, Lieferketten, Unternehmensziele und mehr. Berichte sind prüfpflichtig, erfordern externe Zertifizierung und müssen im Lagebericht veröffentlicht werden.

Einführungsphase des CBAM seit Oktober 2023

Das Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) zielt darauf ab, Treibhausgasemissionen im internationalen Handel zu reduzieren. Es besteuert den CO₂-Fußabdruck von importierten Waren in die EU, um sicherzustellen, dass Importeure Umweltauflagen wie inländische Hersteller erfüllen. CBAM soll das sogenannte Carbon Leakage verhindern, bei den Emissionen in Länder mit laxeren Klimaauflagen verlagert werden.

Die EU erwartet eine Optimierung der EU-Produktion, Förderung sauberer Industrien in Nicht-EU-Ländern und fairere globale Handelspreise für CO₂-intensive Produkte. Im ersten Schritt müssen Unternehmen die direkten und indirekten CO₂-Emissionen der importierten Waren zunächst nur berechnen und in einem Quartalsbericht erfassen. Ab 2026 müssen CBAM-Zertifikate erworben werden. Die Registrierungspflicht für CBAM-Anmelder und die schrittweise Abschaffung der freien Zuteilung von EU-EHS Zertifikaten beginnen ab 2025.

Preissteigerung der nEHS CO₂-Zertifikate von 30 auf 45 €

Im Rahmen der Einführung eines nationalen Emissionshandels sind die CO₂-Zertifikatspreise zurzeit noch gedeckelt. Bedingt durch den Ukrainekrieg und der damit verbundenen Energiekrise wurde die geplante Erhöhung der deutschen CO₂-Zertifikate im Jahr 2023 verschoben. Ab dem 1. Januar 2024 soll der Preis von 30 auf 45 € steigen. Ab 2026 sollen die Zertifikate in einem Preiskorridor von 55 bis 65 Euro versteigert und ab 2027 frei gehandelt werden. das nationale Emissionshandelssystem (nEHS) durch die DEHSt (Deutsche Emissionshandelsstelle) eingeführt, um CO₂ zu bepreisen.

Die Klassifizierung von Unternehmen und ihre Zuordnung zum EU-ETS oder zur DEHSt erfolgt abhängig von ständig angepassten Kriterien. Das System basiert auf dem Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG), das vorschreibt, dass Unternehmen CO₂-Emissionen aus der Nutzung fossiler Kraft- und Brennstoffe durch Emissionszertifikate abdecken müssen. Die DEHSt deckt Sektoren ab, die die EU-ETS nicht erfasst, wie Verkehr, Gebäude und Landwirtschaft. Unternehmen müssen für jede freigesetzte Tonne CO₂ ein nEHS-Zertifikat abgeben, das sie entweder kostenlos erhalten oder bei der DEHSt erwerben.

Netzentgelt-Steigerung für 2024 um ca. 60 % prognostiziert

Der Strompreis für Gewerbe- und Industriekunden setzt sich im Jahr 2023 zu etwa 90 % aus Beschaffung, Vertrieb und Netzentgelte und zu 10 % aus Steuern, Umlagen und sonstigen Abgaben zusammen. Der Durchschnittspreis liegt bei rund 26,5 Cent pro Kilowattstunde für Unternehmen mit einem Mittelspannungs-Jahresverbrauch zwischen 150.000 und 20 Millionen kWh.

Nach Streichung des zugesagten Zuschusses von 5,5 Milliarden Euro kündigten die ÜNBs 50Hertz, Amprion, Tennet und Transnet BW eine Erhöhung der Übertragungsnetzentgelte für 2024 an, die sich im Durchschnitt auf 6,43 Cent pro Kilowattstunde mehr als verdoppeln wird (von 3,12 Cent in diesem Jahr). Im Gegensatz zu den regional unterschiedlichen VNB-Netzentgelten sind die Preise für ÜNBs bundesweit einheitlich. Die Gesamt-Netzentgelte erhöhen sich voraussichtlich um etwa 60%, was sich auch auf private Haushalte und energieintensive Unternehmen auswirken wird.

Geplante Stromsteuersenkung auf 0,05 Cent/kWh für das produzierende Gewerbe

Ebenfalls abhängig von dem Verfassungsgerichtsurteil vom 15. November 2023 ist die Stromsteuersenkung auf 0,05 Cent/kWh für das produzierende Gewerbe. Um eine Alternative zum Industriestrompreis zu schaffen, plante die Bundesregierung, die Stromsteuer für das energieintensive produzierende Gewerbe in Deutschland auf das europäische Minimum zu senken. Es besteht die Absicht, den Steuersatz für betroffene Betriebe von 1,537 Cent/kWh auf 0,05 Cent/kWh zu begrenzen. Die gesetzliche Regelung im Energierecht soll für mindestens 2024 und 2025 gelten und könnte bei weiterer Finanzierung weitere drei Jahre verlängert werden.

Neu ist, dass nun auch der Mittelstand von der Stromsteuersenkung profitiert, vorausgesetzt der Betrieb wird dem statistischen Begriff “produzierendes und verarbeitendes Gewerbe” zugeordnet. Schätzungsweise 78,000 Unternehmen, darunter Bäckereien, Metzgereien, holzverarbeitende Betriebe und Metallbau, sollen von dem niedrigen Steuersatz profitieren. Für andere Gewerbetreibende, wie energieintensive Textilreinigungen oder Betriebe des Kfz-Handwerks, ändert sich hingegen nichts, und für sie bleibt der Steuersatz bei 2,05 Cent/kWh. Es bleibt abzuwarten, ob es bei der Umsetzung des Beschlusses noch weitere Änderungen oder Ausweitungen geben wird.

Energierecht: Wegfall des Spitzenausgleichs für 2024

Der branchenübergreifende sog. Spitzenausgleich wird auch im Rahmen des Entlastungspaketes vom November 2023 abgeschafft. Ursprünglich eingeführt im Rahmen der ökologischen Steuerreform von 1999 im Energierecht, ermöglichte der Spitzenausgleich energieintensiven Unternehmen, bis zu 90 % der Stromsteuer zurückzuerhalten. Die Neuregelung sollte eigentlich ausschließlich Unternehmen des produzierenden Gewerbes betreffen und an die Stelle des bisherigen Spitzenausgleichs treten, der für Unternehmen aller Wirtschaftsbereiche galt. Ob er nun doch bestehen bleiben wird, ist von den Entscheidungen der Ampel-Koalition abhängig.

Neue Photovoltaik-Pflichten ab 2024 in einzelnen Bundesländern

Eine einheitliche Photovoltaik-Pflicht in Deutschland ist noch nicht in Sicht. Trotzdem treten auch in 2024 weitere Energierecht-Regelungen der einzelnen Bundesländer in Kraft, die Unternehmen zur Errichtung von Photovoltaikanlagen verpflichten. Fest steht beispielsweise, dass ab Mitte 2024 in Brandenburg gewerbliche Neubauten mit PV-Anlagen auszustatten sind, in Bremen gilt dies bei Dach-Sanierungen wie in Rheinland-Pfalz bei öffentlichen Gebäuden und in Nordrhein-Westfalen müssen ab 2024 alle neuen Industriegebäude über Solaranlagen verfügen. Mit weiteren landesspezifischen Gesetzen ist zu rechnen.  

Änderungen im EU-ETS-CO₂-Zertifikate-Handel in 2024

Ab 2024 wird gesamte Sektor „Seeverkehr“ der Europäischen Union in den EU-ETS-CO₂-Zertifikate-Handel einbezogen. Daher erweitern 78,4 Millionen zusätzliche Zertifikate zunächst das Handelsvolumen. Für alle Wirtschaftsbereiche gilt aber eine Reduktion des Caps um 90 Millionen Zertifikate, so dass die Preise für EU-ETS-Zertifikate steigen werden. Zusätzlich werden weitere Privilegien und Ausnahmeregelungen zurückgenommen, wie beispielsweise die Bezuschussung von Flügen in Gebiete der äußersten Randlage des europäischen Wirtschaftsraumes.

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Für den Betreiber und Investoren einer bisher nicht geförderten PV-Anlage ist dieser Handel der Herkunftsnachweise eine nicht unbedeutende Einnahmequelle. Gerade bei der Zertifizierung des PV-Stroms und der Ausgabe der HKNs bremst die Bürokratie in Deutschland massiv. Kein Wunder, stammt sie doch noch aus einer Zeit, als nur wenige Kohle-, Gas- oder Atomkraftwerke Strom erzeugten. Selbst wenn die Solaranlage auf dem gleichen Gelände installiert wurde, auf dem ein oder mehrere Mieter den PV-Strom direkt verbrauchen, kommt es derzeit bereits zu Problemen.

Umweltgutachten für Herkunftsnachweise sind umständlich, zeitraubend und kostspielig

node.energy, Partner von CUBE CONCEPTS, äußert sich jetzt dazu. „In der Praxis ist es aktuell nahezu aussichtslos, den erzeugten Strom über Herkunftsnachweise zertifizieren zu lassen. Daher muss dieser Strom als „Graustrom“ auf Grundlage des aktuellen Strommixes in Deutschland ausgewiesen werden.“ Das gesamte HKN-System basiere noch auf der Annahme, dass erzeugter Strom immer den Umweg über das öffentliche Netz und einem Händler zum Endverbraucher gelangt.

Bei einem Mieterstrom-Modell wird jedoch der Strom direkt und ohne Umwege an den Mieter vor Ort verkauft. Dabei kann die Photovoltaikanlage des Stromverkäufers sogar auf dem Dach der gleichen Immobilie installiert sein, in dem der Mieter ihn verbraucht. Trotzdem müssen die unflexiblen bürokratischen Prozesse eingehalten werden. Bei solch einem Umweltgutachten wird die PV-Anlage und ihre Komponenten geprüft und mit der Registrierung zusätzlich abgeglichen. Matthias Karger, CEO von node.energy, erklärt dazu: „Ein Umweltgutachten kostet nicht nur unverhältnismäßig viel Zeit, sondern macht die Beantragung der so dringend von der Wirtschaft geforderten Herkunftsnachweise absolut unrentabel.“

Automatische Messsysteme müssen ausreichen, um Herkunftsnachweise zu generieren

Bereits vor und spätestens bei der Inbetriebnahme einer großen Photovoltaikanlage auf einer Gewerbeimmobilie müssen Betreiber sämtliche Komponenten zertifizieren lassen. Darüber hinaus benötigen gewerbliche PV-Anlagen ohnehin umfangreiche elektronische Monitoring-, Mess- und Regelungseinheiten für die Stromsteueranmeldung. Dies verlang das Redispatch-Verfahren und wurde im Rahmen des EEG festgelegt. Daher fordert node.energy vom BMWK in einer öffentlichen Stellungnahme und vertritt dabei die Meinung von rund 1.000 Betreibern solcher Anlagen, dass die Pflicht für Umweltgutachten wegfallen und durch den einfachen Nachweis über die erzeugten Strommengen mit einem geeichten Messsystem ersetzt werden muss.

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Wie setzten sich die Industriestrompreise zusammen?

Die Industriestrompreise werden durch viele verschiedene Faktoren bestimmt. Die Großhandelspreise an den Spotmärkten sind bei Abschluss eines Stromliefervertrages mit den Versorgungsunternehmen meist der größte Bestandteil. Dazu kommen noch Netzentgelte, Steuern und Umlagen. Die individuelle Zusammensetzung dieser Kosten variiert je nach Unternehmen, da einige durch spezifische Entlastungen, wie beispielsweise Subventionen, Finanzhilfen, Steuer-, Umlagen- oder Entgeltvergünstigungen profitieren. Generell lässt sich feststellen, dass europäische Unternehmen mit einem hohen Energieverbrauch eher entlastet werden, als Unternehmen mit geringerem Energieverbrauch. Zudem erhalten sie zurzeit noch freie CO₂-Zertifikate auf dem europäischen Emissionshandel und haben oft spezielle Verträge mit Versorgungsunternehmen, die äußerst günstige Konditionen bieten, jedoch in der Regel nicht öffentlich bekannt sind.

Nur grobe Daten der durchschnittlichen Industriestrompreise

Sämtliche Angaben zu der Höhe von durchschnittlichen Industriestrompreisen der einzelnen Staaten sind demnach nur sehr grob. Die Daten der Internationalen Energieagentur (IEA) oder Eurostat sind nicht zu 100 % valide. Allein in Deutschland klaffen die Strompreise für Unternehmen weit auseinander. Ein Reinigungskette, ein mittelständischer Betrieb des Kfz-Handwerks oder eine Großbäckerei werden andere Tarife haben als beispielsweise ein Stahlwerk oder ein Chemiekonzern. Für einen internationalen Vergleich kommen noch weitere Einflussfaktoren hinzu. Die Vielfalt der Kostenbestandteile variiert erheblich und erschwert einen direkten Vergleich. Zudem können Währungsschwankungen die Vergleichbarkeit beeinträchtigen, da Strompreise auch in lokaler Währung angegeben werden.

Die unterschiedlichen Energiemix und Erzeugungskosten in verschiedenen Ländern sind weitere Herausforderungen. Länder mit einem höheren Anteil erneuerbarer Energien können niedrigere Erzeugungskosten haben als solche, die stärker auf fossile Brennstoffe angewiesen sind. Regulatorische Unterschiede im Energiesektor und diverse wirtschaftliche Strukturen tragen ebenfalls zu den Schwierigkeiten eines Vergleiches bei. Die spezifischen Regelungen für Großverbraucher und individuelle Vertragsbedingungen zwischen Unternehmen und Energieversorgern sind oft nicht öffentlich bekannt und erschweren eine genaue Analyse.

Zusätzlich gibt es keine einheitlichen Standards für die Datenerfassung und Berichterstattung von Industriestrompreisen, was zu statistischen Unschärfen führen kann. Insgesamt erfordert ein präziser internationaler Vergleich von Industriestrompreisen daher eine gründliche Berücksichtigung der lokalen Gegebenheiten und eine umfassende Analyse der vielfältigen Faktoren, die die Preisbildung beeinflussen. Die im November 2023 durch den Kompromiss einer Stromsteuersenkung beendete Debatte um einen einheitlichen Industriestrompreis war deshalb sehr schwierig, weil im Grunde zuverlässige Zahlen fehlten. Alle Seiten argumentierten ohne validen Vergleich.

Zahlen im europäischen Vergleich

Die statistischen Erhebungen zu den durchschnittlichen Industriestrompreisen in Europa durch Eurostat und der IEA geben also zumindest eine grobe Übersicht für einen europäischen Vergleich. Auch das Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI kommt in einer Studie, bei der unterschiedliche Unternehmensgrößen durch Fallbeispiele in verschiedenen Staaten berechnet wurden, zu ähnlichen Ergebnissen. In Europa liegen die Brutto-Strompreise in Frankreich, Portugal, Finnland und Schweden für Unternehmen unter dem Durchschnitt.

Der Industriestrompreis setzt sich auch sehr unterschiedlich zusammen. So sind beispielsweise die Beschaffungs- und Vertriebskosten in den Niederlanden am höchsten, obwohl der Gesamtbruttopreis hier immer noch günstiger ist, als in Deutschland. Für mittelgroße Unternehmen sind in Deutschland die Umlagen höher als beispielsweise in Dänemark. Insgesamt zahlen privilegierte Großkonzerne europaweit etwa gleichhohe Umlagen und Stromsteuern.

Im weltweiten Vergleich sind die europäischen Industriestrompreise allerdings verhältnismäßig hoch und liegen weit über den Preisen in Nordamerika und Fernost. Der deutsche Brutto-Industriestrompreis lag mit rund 26 Cent/kWh Ende 2022 im europäischen Mittelfeld. Durch das Entlastungspaket und der geplanten Stromsteuersenkung für 2024 reduziert sich dieser Wert um weitere 1,5 Cent/kWh.

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Stromsteuersenkung auf 0,05 Cent/kWh für das produzierende Gewerbe

Um eine alternative zum Industriestrompreis realisieren zu können, soll die Stromsteuer für das energieintensive produzierende Gewerbe auf das europäische Minimum gesenkt werden. Demnach wird die Stromsteuer für betroffene Betriebe von 1,537 Cent/kWh auf 0,05 Cent/kWh beschränkt. Die gesetzliche Regelung wird nun umgesetzt und soll mindestens für 2024 und 2025 gelten. Wenn sie weiter gegenfinanziert werden kann, soll sie weitere drei Jahre andauern. Neu ist, dass von der Stromsteuersenkung jetzt auch der Mittelstand profitiert, der bisher oft nicht den Spitzenausgleich geltend machen konnte. Grundvoraussetzung ist aber, dass der Betrieb dem statistischen Begriff „produzierenden und verarbeitenden Gewerbe“ zugeordnet wird.

Experten rechnen mit rd. 78.000 Unternehmen, die nun in den Genuss des niedrigen Satzes kommen. Darunter fallen jetzt auch beispielsweise Bäckereien, Metzgereien, holzverarbeitende Betriebe oder der Metallbau. Für alle anderen Gewerbetreibenden ändert der jüngste Beschluss nichts. Für sie gilt weiterhin der Steuersatz von 2,05 Cent/kWh. Dies betrifft z. B. auch energieintensive Textilreinigungen oder Betriebe des Kfz-Handwerks, da sie nicht zum “produzierenden Gewerbe” zählen. Ob sich bei der Umsetzung des Kompromisses noch weitere Änderungen bzw. Ausweitungen durchsetzen lassen, ist noch offen.

Spitzenausgleich wird abgeschafft

Bisher erhielten viele größere Unternehmen im Rahmen des sog. Spitzenausgleiches nach § 10 StromStG bereits einen auf 1,537 Cent/kWh reduzierten Steuersatz. Diesen konnten Unternehmen bisher beantragen, wenn es dem produzierenden Gewerbe zugeordnet ist, mehr als 1.000 € Stromsteuer jährlich abführt, der Betrag höher ist als die Senkung des Arbeitgeberanteils zur Rentenversicherung aller Beschäftigten und sie ein Energiemanagementsystem oder ein Spitzenausgleich-Effizienzsystem (nach SpaEfV) eingeführt haben. Dieser Spitzenausgleich wird im Zuge des neuen Strompreispaketes ab 2024 abgeschafft.

Verlängerung der Strompreiskompensation um fünf Jahre

Zu der Stromsteuersenkung wird die Strompreiskompensation, die eigentlich jährlich um 10 % reduziert werden sollte, um weitere fünf Jahre verlängert. Profitieren werden hiervon etwa 350 Konzerne, die besonders unter hohen Strompreisen leiden. Weitere 90 Unternehmen kommen durch den sog. „Super-Cap“ hinzu. Diese finanzielle Unterstützung für indirekte CO₂-Kosten kann bei der DEHSt beantragt werden und basiert auf dem Emissionshandel. Sie zielt darauf ab, einen Teil dieser Kosten für Unternehmen in spezifischen Sektoren auszugleichen.

Das übergeordnete Ziel besteht darin, die internationale Wettbewerbsfähigkeit dieser Unternehmen zu sichern. Diese Maßnahme soll dazu beitragen, Produktionsverlagerungen in Länder außerhalb des EU-Emissionshandelssystems zu verhindern und somit die Verlagerung von CO₂-Emissionen zu minimieren. Nutznießer sind Unternehmen aus den Bereichen Papier & Zellstoffe, Eisen & Stahl, der Chemischen Industrie, Nichteisenmetalle, Mineralölverarbeitung, Mineralverarbeitende Industrie. Im Jahre 2021 wurden in diesem Rahmen 828 Millionen Euro Subventionen an Konzerne vergeben, die ein Umweltmanagementsystem nach ISO 50001 oder EMAS eingeführt und nach DIN EN 17463 (VALERI) investiert haben. Je nach Unternehmensgröße und Verbrauch können Hilfen auch nach der Einführung der ISO 50005, Energieaudits nach EN 16247-1 und Mitgliedschaft in Energieeffizienz- und Klimaschutznetzwerk beantragt werden.

Industriestrompreis zunächst vom Tisch, Stromsteuersenkung entlastet mehr Unternehmen

Die Beschlüsse der Bundesregierung, die nun umgesetzt werden sollen, bringen allein für 2024 Entlastungen von bis zu zwölf Milliarden Euro für Unternehmen, so Olaf Scholz zum Strompreispaket. Im Vergleich zu einem gedeckelten Industriestrompreis von 6 Cent/kWh hat die neue Regelung jedoch den Vorteil, dass dadurch die Anzahl der profitierenden Betriebe wesentlich größer sein wird. Die prognostizierte Gesamtentlastung für 2024 setzt sich zusammen aus:

• 5,5 Milliarden Zuschuss für die Betreiber der Übertragungsnetze, die schon jetzt zusammen mit den Verteilnetzbetreibern eine Netzengelteerhöhung von über 10 % für 2024 planen.
• Geschätzten Mindereinnahmen durch die gesenkte Stromsteuer für das produzierende Gewerbe
• Geschätzten Ausgaben für die Verlängerung der Strompreiskompensation, da die Zertifikatpreise anziehen und den Strom aus fossilen Brennstoffen verteuern.

Tatsächlich hätten lt. BMWK nur etwa 2.000 Unternehmen mit einem Gesamtverbrauch von 216 TWh aus den Branchen Stahl, Aluminium, Chemie, Kupfer, Glas, Papier und Zement einen günstigen Industriestrompreis erhalten. Die Stromsteuersenkung als Kompromiss betrifft jetzt weitaus mehr Betriebe, auch wenn sie den Strom nicht entscheidend verbilligen kann: Allein der Wegfall der EEG-Umlage in 2022 verringerte den Strompreis um über 6 Cent/kWh.

Ohne Industriestrompreis und mit Stromsteuersenkung bleibt Deutschland im europäischen Mittelfeld

Seit dem Beginn des Ukrainekrieges bis Ende 2022 ist der Brutto-Strompreis für die Industrie in Deutschland nur geringfügig von 21,81 auf 25,24 Cent/kWh gestiegen. In der gesamten EU ist er im gleichen Zeitraum durchschnittlich von 15,23 auf 24,95 Cent/kWh gestiegen. Somit liegt Deutschland auch nach einer Stromsteuersenkung um etwa 1,5 Cent/kWh weiterhin im Mittelfeld. Die stärksten Zuwächse hatten Dänemark, Italien, Ungarn, Belgien, Schweden und Kroatien zu verzeichnen. Hier haben sich die Industriestrompreise seit Februar 2022 quasi verdoppelt.

In Norwegen sind die Preise von 6,03 auf 26,63 Cent/kWh explodiert und die USA verzeichneten immerhin einen Anstieg von 5,36 auf 7,36 Cent/kWh. Spätestens mit dem Inkrafttreten des Europäischen CO₂-Grenzausgleichssystems (CBAM), das ab dem 1. Januar 2026 greifen soll, wird die Verlagerung einer CO₂-intensiven Produktion in das nicht europäische Ausland für Reimporte auch nicht mehr attraktiv sein. Denn dann müssen Importeure die Differenz der CO₂-Bepreisung zwischen der Herstellungsregion und der EU ausgleichen.

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Was sind die Netzentgelte?

Netzentgelte sind Gebühren, die für die Nutzung der Energieinfrastruktur, insbesondere für den Transport von Strom oder Gas, erhoben werden. Diese Entgelte decken die Kosten für den Betrieb, die Instandhaltung und den Ausbau der Netze, die für die Verteilung und den Transport von Energie benötigt werden. Netzentgelte werden in der Regel von den Netzbetreibern erhoben und können je nach Region und Energieart variieren. Grundsätzlich muss allerdings zwischen Verteilnetzentgelte und Übertragungsnetzentgelte unterschieden werden.

Netzentgelte der Verteilnetzbetreiber

In Deutschland gibt es ca. 900 Strom- und Verteilnetzbetreiber, die regional unterschiedlich hohe Netzentgelte erheben. Die Preisgestaltung ist abhängig von dem Anteil erneuerbarer Energien im Bereich, die Anzahl kleiner Abnehmer, Industriebetriebe in verschiedenen Branchen, die das Netz zu unterschiedlichen Tageszeiten belasten, und der Sanierungsbedarf des Netzes. Öffentliche Förderungen variieren hier sehr und wie verschiedene Verteilnetzbetreiber jetzt mitteilten, werden diese Netzentgelte für 2024 zwischen 15 und 19 % ansteigen. Die vom Endverbraucher letztlich bezahlten Netzentgelte setzen sich aber auch aus den Netzentgelten der Übertragungsnetzbetreiber zusammen.

Netzentgelte der Übertragungsnetzbetreiber

Übertragungsnetze dienen dazu, elektrische Energie über weite Entfernungen von den Erzeugungsquellen zu den Verbrauchszentren zu transportieren. Diese Netze bestehen aus Hochspannungsleitungen und Übertragungsanlagen, die es ermöglichen, große Mengen an elektrischer Energie mit minimalem Energieverlust zu übertragen. Die Übertragungsnetze sind auf nationaler Ebene organisiert und werden von Übertragungsnetzbetreibern betrieben. In Deutschland wurden die Netzentgelte seit 2017 anfangs durch das Netzentgeltmodernisierungsgesetz (NEMoG) und später durch die “Verordnung zur schrittweisen Einführung bundeseinheitlicher Übertragungsnetzentgelte” bis 2023 vereinheitlicht und liegen heute einheitlich bei 3,12 ct/kWh. Die Betreiber werden vom Bund auch in 2024 mit 5,5 Milliarden Euro bezuschusst und konnten 2022 zusätzlich eine Einmalzahlung 13 Milliarden Euro nach dem Wegfall der EEG-Umlage verbuchen. Daher werden die Netzentgelte für die Übertragungsnetzbetreiber um 2 % steigen.

Was sind die Kostentreiber?

Alle Netzbetreiber berichten, dass das Redispatch und der Ausbau der Netzreserve zurzeit die Kosten besonders in die Höhe treiben. Regulatorische Vorgaben spielen ebenfalls eine entscheidende Rolle, da die Auflagen der Aufsichtsbehörden die Kosten für die Netzbetreiber erhöhen können. Die Energiepolitik, insbesondere der Ausbau erneuerbarer Energien, kann zu zusätzlichen Kosten führen, da die Netze angepasst werden müssen, um den dezentralen Charakter dieser Energiequellen zu bewältigen. Netzverluste während des Transports von Energie sind ein weiterer bedeutender Kostentreiber. Die Instandhaltung der Netze, um ihre Effizienz und Zuverlässigkeit sicherzustellen, erfordert regelmäßige finanzielle Mittel. Personalkosten für qualifiziertes Personal zur Betriebsführung und Wartung der Netze tragen ebenfalls zu den Gesamtkosten bei. Zudem können technologische Entwicklungen, obwohl sie möglicherweise Effizienzsteigerungen ermöglichen, auch mit Investitionskosten verbunden sein. Die genaue Zusammensetzung der Netzentgelte variiert je nach Region, Energiepolitik und regulatorischem Umfeld.

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• Wenn sie mehr als 1.000 Mitarbeitende beschäftigen
• Wenn ihr Umsatzerlös mehr als 450 Millionen Euro beträgt

Rückblick: Die Lehren aus der frühen Phase der CSRD-Berichtspflicht

Als die CSRD-Kriterien 2024 noch weitaus mehr Unternehmen betrafen, zeigten Umfragen (z. B. PwC Deutschland), dass rund ein Viertel der Firmen noch über keine Nachhaltigkeitsstrategie verfügte. Obwohl 60 % bereits erste KPIs erhoben, waren Organisationen oft mit den komplexen Prozessen und mangelnder Datenqualität überfordert.

Mit der EU-Richtlinie 2026/470 (Omnibus-I-Paket) kam im Februar 2026 die lang ersehnte Klarheit: Der Fokus liegt nun auf Unternehmen ab 1.000 Mitarbeitenden. Die Hürden von damals – unklare Interpretationen und Ressourcenmangel – sind für die verbleibenden berichtspflichtigen Unternehmen heute durch ausgereiftere Standards und Tools besser beherrschbar, bleiben aber eine strategische Kernaufgabe.

Strategieentwicklung als Fundament

Unternehmen, die nach der Neuregulierung 2026 weiterhin unter die CSRD fallen, sollten den gewonnenen Zeitspielraum nutzen, um bestehende Hürden endgültig zu beseitigen. Eine fundierte Nachhaltigkeitserklärung ist kein „Add-on“, sondern das Ergebnis einer abteilungsübergreifenden Analyse der Auswirkungen auf Umwelt und Gesellschaft.

Der Prozess zur wirksamen ESG-Governance:

1. Ist-Analyse: Umfassende, datenbasierte Auswertung aller Quellen.
2. KPI-Definition: Festlegung messbarer Ziele gemäß der neuen Strategie.
3. Organisation: Einführung klarer Prozesse und regelmäßiger Schulungen.
4. Monitoring: Einsatz von validen Monitoring-Tools zur Minimierung von Haftungsrisiken.

Risikomanagement: Sanktionen & Haftung ernst nehmen

Auch nach der Entlastung kleinerer Betriebe gilt für die verbleibenden Pflichtträger: Die CSRD-Berichterstattung ist kein freiwilliger Imagebericht. Fehler in den Reports können schwerwiegende Konsequenzen haben.

• Reputation: Neben harten Strafen wiegt der Vertrauensverlust bei Banken und Geschäftspartnern (Stichwort: Green Finance) oft noch schwerer.
• Finanzielle Risiken: Bei nicht ordnungsgemäßer Berichterstattung drohen Bußgelder von bis zu 5 % des Jahresumsatzes oder hohe Millionenbeträge.
• Haftung: Vorstand und Aufsichtsrat tragen die persönliche Verantwortung für die Organisation und Kontrolle der Berichtspflichten. Bei Unregelmäßigkeiten drohen zivilrechtliche Schadensersatzansprüche von Anlegern oder Kunden sowie strafrechtliche Konsequenzen.

Fazit: Die CSRD als Chance für resiliente Unternehmen

Zusammenfassend lässt sich sagen: Die Herausforderungen durch Zeitdruck und unzureichende Datenressourcen wurden durch die EU-Omnibus-Richtlinie 2026 für viele entschärft. Für die betroffenen Großunternehmen und börsennotierten KMU (unter dem LSME-Standard) ist die frühzeitige Entwicklung einer Strategie jedoch weiterhin der einzige Weg, um rechtliche und finanzielle Risiken zu vermeiden.

Durch den Einsatz erneuerbarer Energien, Energiemanagementsysteme und digitaler Reporting-Tools lassen sich die Zielsetzungen nicht nur einfacher erreichen, sondern stärken auch die langfristige Marktposition im nachhaltigen Wettbewerb.

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Solarmodulpreise sinken im letzten Halbjahr um 35 %

Interessanterweise sind die Solarmodulpreise in Europa und Asien stärker betroffen als auf anderen Kontinenten. In den USA können die Preise für Module mit niedriger Effizienz, wie monokristalline Perc-Zellen, um bis zu 100 % höher sein als in Europa. Dies liegt zum Teil an Importbeschränkungen in den USA, die die Preise dort höher halten. Die Preissenkungen haben jedoch ihre Grenzen erreicht, und einige nicht-chinesische Hersteller verschieben ihren Fokus auf den US-Markt.

In Europa sind die Solarmodulpreise seit Januar 2023 bei High-Efficiency-Modulen um 33 % auf jetzt rd. 27 Cent/Wp, bei Mainstream-Modulen um 37 % auf jetzt 19 Cent/Wp und bei Low-Cost-Modulen um 42 % auf 11 Cent/Wp gesunken. Dieser Preiskampf wird auf die chinesische Konkurrenz zurückgeführt, die mit Dumpingpreisen den europäischen Markt dominieren will. Europäische Hersteller befürchten, dass dieser Preiskampf ihre Existenz gefährden und die lokale Solarindustrie in Europa schädigen könnte. Dies könnte Europa noch abhängiger von Importen aus China und den USA machen, was langfristig zu negativen Auswirkungen auf die Preisentwicklung und die Energiewende in Europa führen könnte

Es war noch nie so günstig, PV-Projekte umzusetzen

In Deutschland geht der beschleunigte Ausbau von Photovoltaikanlagen ungehindert weiter und die Preise für weitere Solar-Komponenten wie Stromspeicher und Wechselrichter sind ebenfalls gefallen, was das Interesse an einer eigenen ökologischen Stromerzeugung insgesamt erhöht. Die ungeminderte Nachfrage wird dazu führen, dass die Solarmodulpreise wieder steigen werden und Unternehmen, die große PV-Projekte planen, sollten jetzt handeln und die aktuelle Marktdynamik ausnutzen. Gerade steigen die Preise für Polysilizium und für andere wichtige Rohstoffe zur Herstellung von PV-Modulen wieder, so dass mittelfristig auch die Solarmodulpreise zulegen werden. Auch wenn verbesserte Herstellungsverfahren und höhere Stückzahlen die Produktionskosten insgesamt senken, können die Preise nicht unter den Produktionskosten bleiben.

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Das Förderprogramm als Bestandteil des KlimaG BWs

Gemäß dem Klimaschutz- und Klimawandelanpassungsgesetz Baden-Württemberg (KlimaG BW) strebt das Land an, bis zum Jahr 2040 Klimaneutralität zu erreichen. Um dieses Ziel zu realisieren, sei ein erheblicher Ausbau erneuerbarer Energien, insbesondere im Bereich der Photovoltaik, unerlässlich, so heißt es. Gerade bei der Installation von Solar-Carports auf bereits versiegelten Parkflächen käme es zu wenigen Konflikten, so dass genau diese Potentiale ausgeschöpft und gezielt gefördert werden sollten.

Bis zu 200.000 Euro Fördermittel pro Anlage

Das Programm “Parkplatzüberdachung mit Photovoltaik” gliedert sich in zwei Bausteine, die nicht miteinander kombiniert werden können. Bis zu 200.000 Euro erhalten Unternehmen, die neue Solar-Carports auf bestehenden PKW-Parkplätzen ab einer Größe von 35 Stellplätzen in Verbindung mit einem Anschluss an das öffentliche Netz errichten möchten. Dabei ist die Höhe der Fördermittel abhängig von der installierten Leistung. Baustein B dient der Unterstützung bei der Entwicklung regionaler und vernetzender Konzepte und kann pro Projekt mit bis zu 100.000 Euro gefördert werden. Die geförderten Vorhaben müssen bis spätestens Ende November 2024 abgeschlossen sein.

Förderprogramm-Fristen noch offen

Ein genauer Zeitplan für die Erweiterung des Förderprogramms steht noch nicht fest. Allerdings sollten die geförderten PV-Vorhaben bis zum 30.11.2024 abgeschlossen sein. Die Frist zur Antragsstellung der ersten Runde endete im Frühjahr am 31.05.2023. Bei der nun folgenden zweiten Runde könnte das Zeitfenster ähnlich aussehen. Unternehmen sollten sich jetzt mit der Projektausarbeitung und den Förderanträgen beeilen, wenn sie von den Fördermitteln profitieren möchten.

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Differenzverträge (CfD) werden für den Ausbau erneuerbarer Energien Pflicht 

Kernpunkt der vorausgehenden Diskussion zwischen Deutschland und Frankreich war dabei der Umgang mit den Erlösen der bereits bestehenden Differenzverträge. Da die Atomkraftwerke in Frankreich in staatlicher Hand liegen und über langfristige Differenzverträge verfügen, könnten die Einnahmen zur Strompreissubventionen – ähnlich eines Brücken- oder Industriestrompreis – genutzt werden, befürchtete die deutsche Delegation. Der nun ausgehandelte Kompromiss sieht hierzu einen europäischen Kontrollmechanismus vor. CfDs sind spezielle Verträge, die dazu dienen, das Risiko von Schwankungen in den Strompreisen zu steuern und die Einnahmen von Erzeugern von erneuerbaren Energien zu stabilisieren. Sie werden häufig von Regierungen oder Energieregulierungsbehörden in verschiedenen Ländern eingesetzt, um die Entwicklung erneuerbarer Energieprojekte zu fördern. In Deutschland fördert man die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien vorerst noch über die sog. gleitende Marktprämien und nicht durch Differenzverträge, was sich nun künftig ändern wird.

Was sind Differenzverträge?

Das Grundprinzip von Differenzverträgen besteht darin, dass ein Energieerzeuger, normalerweise ein Erzeuger von erneuerbaren Energien wie Wind- oder Solarenergie, mit einem festgelegten Preis pro erzeugter Einheit Energie (z. B. Megawattstunde) belohnt wird. Dieser Preis wird als Referenzpreis bzw. Strike Price bezeichnet, zu Planungsbeginn eines EE-Kraftwerks langfristig festgelegt und ist in der Regel höher als der aktuelle Marktpreis für Strom.

Wenn der Marktpreis für Strom niedriger ist als der Referenzpreis, erhält der Erzeuger die Differenz als finanzielle Unterstützung von der Regierung oder einem anderen Vertragspartner. Umgekehrt, wenn der Marktpreis höher ist als der Referenzpreis, muss der Erzeuger die Differenz zurückzahlen.

In vielen Fällen werden Differenzverträge im Rahmen von Ausschreibungsverfahren vergeben, bei denen Energieerzeuger Angebote für den Abschluss solcher Verträge abgeben. Dies fördert den Wettbewerb und ermöglicht es den Regierungen, die günstigsten Konditionen für die Förderung erneuerbarer Energien zu erzielen. CfD-Systeme kommen zurzeit beispielsweise in Großbritannien, Frankreich oder Spanien zum Einsatz und haben Laufzeiten zwischen zwölf bis zu 25 Jahren.

Vorteile von Differenzverträgen (CfD):

Langfristige Planbarkeit: CfDs ermöglichen Projektentwicklern und Energieerzeugern, langfristige Verträge abzuschließen, was die Planbarkeit und die Finanzierung von Energieprojekten erleichtert. Sie schützen Stromproduzenten vor niedrigen und Verbraucher vor steigenden Preisen.

Preissicherheit: CfDs bieten in der Regel eine gewisse Preisgarantie, da sie oft feste oder indexbasierte Preise für die gelieferte Energie enthalten. Dies trägt dazu bei, das Preisrisiko für die Energieproduzenten und den Endverbraucher zu reduzieren.

Finanzierungsfreundlich: CfDs erleichtern die Finanzierung von Energieprojekten, da sie eine stabile Einnahmequelle bieten, die für Kreditgeber attraktiv ist. Insgesamt sinken dadurch auch die Finanzierungskosten.  

Was ist die deutsche “gleitende Marktprämie”?

Bei Förderung einer Anlage durch die gleitende Marktprämie oder dem Marktprämienmodell ist das Verfahren bei Projektstart ähnlich, wie bei Differenzverträgen. Der Stromerzeuger vermarktet den eigenen Strom selbst und erhält eine Marktprämie als Mindestpreis. Es unterscheidet sich aber dadurch, dass mögliche Zusatzerlöse durch gestiegene Strompreise beim Stromerzeuger verbleiben. Bei sinkenden Strompreisen ist dem Anlagenbetreiber also ein Mindestpreis sicher und bei steigenden Strompreisen kann er aus der Einspeisevergütung aussteigen und den Strom gewinnbringend selbst vermarkten.

Eine gleitende Marktprämie hat demnach zur Folge, dass höhere Preise zwangsläufig auch an die Endverbraucher weitergegeben werden. Über das spekulativere Marktprämien-Modell werden in Deutschland zurzeit rund 75 % aller Windkraft- und Photovoltaik-Anlagen finanziert. Investoren berücksichtigen dabei nicht zwangsläufig nur die reinen Investitionskosten einer Anlage. Sie setzen vielmehr auf steigende Stromkosten und höhere Gewinne in der Zukunft. Diese werden anschließend in die Gesamtkalkulationen der EE-Anlagen mit dem weiteren Effekt einbezogen, dass bei steigenden Strompreisen Projekte äußerst günstig in Ausschreibungen angeboten und bei fallenden Strompreisen ggf. dann doch nicht umgesetzt werden. Die volatilen Strompreise sorgen demnach für ein höheres Investitionsrisiko und höhere Finanzierungskosten. Marktprämien-Modelle mit Einspeisevergütungen gibt es beispielsweise noch in Frankreich bei Offshore-Windparks und größeren PV-Anlagen.

Europäische Fördermodelle: Differenzverträge, Marktprämien und Mischformen

In Europa existieren zurzeit noch verschiedene Fördermodelle, die sich nicht immer klar voneinander abgrenzen lassen. Neben Marktprämien-Modellen gibt es Quoten- und Zertifikatsmodelle (wie in Schweden und bis 2021 noch in Norwegen) sowie Investitionsbeiträge. Beispielsweise unterstützen Finnland und Österreich die Photovoltaik- und Wasserkraftprojekte durch einmalige Investitionszuschüsse, während Schweden neben dem Zertifikatsystem auch Investitionsbeiträge für Photovoltaik bietet.

Es gibt auch Unterschiede in der Ausgestaltung der Marktprämien-Modelle. So können Marktprämien auch als feste Beträge ausgestaltet sein. In einem solchen Modell, das beispielsweise Deutschland für technologieneutrale “Innovationsausschreibungen” anwendet, erhält der Anlagenbetreiber einen festen Beitrag pro produzierter Kilowattstunde. Unter Berücksichtigung der Diskontierung nähert sich dieses Modell einem Investitionsbeitrag an.

Bei sog. asymmetrischen Prämien wird die Prämie wird niemals negativ. Anlagenbetreiber können sich so gegen niedrige Strompreise absichern, behalten jedoch das Potenzial für Gewinne bei steigenden Preisen. Dies klingt zunächst attraktiv, kann jedoch dazu führen, dass bei Auktionen aggressiver geboten wird, da Investoren auf Gewinnchancen setzen und bewusst Risiken eingehen. Tatsächlich wurden beispielsweise bei Offshore-Windprojekten Gebote von null abgegeben.

Einige europäische Länder zahlen zwar gleitende Marktprämien aus, jedoch nur für eine begrenzte Zeitdauer. Das bedeutet, dass die Anlagen bereits nach 10 oder 12 Jahren dem freien Markt ausgesetzt werden. In extremen Fällen nähert sich ein solches Prämienmodell einem Investitionsbeitrag an: Wenn die Prämie theoretisch nur für ein Jahr gezahlt wird, entspricht sie in etwa einem Investitionsbeitrag.

Reform des EU-Strommarktes durch Differenzverträge und nicht durch Marktprämien-Modelle

Der jetzt anstehende Trialog zwischen der EU-Kommission, des Parlamentes und dem Ministerrat zur weiteren Ausgestaltung der europäischen Energiegesetzgebung wird demnach den Ausbau von Differenzverträgen zur Förderung der erneuerbaren Energien fördern und Marktprämien-Modelle einschränken. Dieses Vorgehen deckt sich auch mit der Empfehlung des Deutschen Institutes für Wirtschaftsforschung, die in einer Studie aus dem Jahre 2022 zu einem ähnlichen Ergebnis kam. Bis 2030 könnten Verbraucher jährlich ihre Stromkosten um 800 Millionen Euro vermindern und hätten im Jahre 2022 durch Differenzverträge nahezu 15 Milliarden Euro eingespart, so heißt es in dem Abschlussbericht.

Der Umgang mit Subventionen für europäische Atom- und Kohlekraftwerke wird trotzdem für weitere Diskussionen im Trialog führen. Gerade der günstige Atomstrom kann schnell zu Wettbewerbsverzerrungen auf den europäischen Strommärkten führen und Kohlesubventionen solle es nicht mehr geben. Das Parlament plant, neben den Differenzverträgen auch gleichwertige direkte Fördermechanismen für erneuerbare Energien zu ermöglichen. Zusätzlich wird gefordert, dass mindestens 50% der Differenzverträge (CfDs) über öffentliche Ausschreibungen vergeben werden.

Den aktuellen Stand zur Ausarbeitung der CfD-Thematik in Deutschland gibt es im Beitrag “Zweiseitige Differenzverträge (CfD) im EEG 2027: Was Betreiber jetzt wissen sollten“

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Banken trennen sich von Kunden ohne Pläne zu CO₂-Sparmaßnahmen

Im Rahmen der europäischen Vereinheitlichungen geraten auch die Banken mit ihren Kreditvergabe-Kriterien zusehend unter Druck. Die CSRD-Berichtspflicht, die Taxonomie sowie die beiden geplanten Richtlinien wie die Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) und das Netto-Null-Industrie-Gesetz greifen immer enger ineinander. So bleiben kaum noch Darlehen für fossile Projekte. Getrieben durch die eigenen Klimapläne verzichten bereits viele Kreditinstitute auf Neugeschäfte und trennen sich sogar von bestehenden Kunden, sofern sie nicht bereit sind, eigene Netto-Null-Pläne zu erstellen. Öl,- Gas- und Kohlekonzerne haben jetzt schon Probleme, frisches Kapital für ihre Planungen zu generieren. Banken trennen sich gerade schrittweise von Bestandskunden aus diesen Bereichen. Aber auch energieintensive Unternehmen der Stahl- und Zementindustrie sowie der Luftfahrt, Schifffahrt- und Automobilbranchen sind bereits von den Transitionsplänen betroffen.

Verschärfte Umweltstandards für Finanzierungen

Die Bankhäuser fokussieren ihre geschäftlichen Aktivitäten zusehend auf Projekte zur Dekarbonisierung, zur Unterstützung von Natur und Biodiversität. Dabei bauen sie im Zuge ihrer eigenen Klimaziele die Angebote im Bereich von ESG-Linked Finance weiter aus. Spürbar ist diese Entwicklung auch schon bei Betrieben der Zulieferketten für Konzerne. Eine Skala teilt Unternehmen in “grün”, “im Übergangsprozess” und “braun”, abhängig von ihrem Beitrag zum Klimawandel und ihren Bemühungen zur CO₂-Reduktion. ESG-Linked Finance bindet Kreditkonditionen an die Erfüllung von ESG-Kriterien. Unternehmen oder Projekte, die diese Ziele erreichen, erhalten bessere Finanzierungskonditionen. Diejenigen, die sie nicht erfüllen, müssen mit höheren Kosten rechnen. Dies schafft Anreize für nachhaltige Geschäftspraktiken und gesellschaftliche Verantwortung.

Die Umsetzung von ESG-Linked Finance beinhaltet die Festlegung von relevanten ESG-Kriterien und die Definition von Zielen und Kennzahlen zur Bewertung der Leistung. Dies wird auf verschiedene Finanzinstrumente und -transaktionen angewendet und fördert die Nachhaltigkeit und Verantwortung von Unternehmen. Für die Kreditgeber sinken die Risiken und für alle Beteiligten ergeben sich Wettbewerbsvorteile. Bereits 30 weitere Kreditinstitute setzen auf eigene Klimapläne und setzen auf CO₂-Sparmaßnahmen als Voraussetzung für neue Unternehmenskredite.

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Ziele des Energieeffizienzgesetzes

Das Hauptziel dieses Gesetzes ist die Steigerung der Energieeffizienz in deutschen Unternehmen. Es soll dazu beitragen, den Primär- und Endenergieverbrauch zu reduzieren und die nationalen sowie europäischen Energieeffizienzziele zu erreichen. Diese zielt darauf ab, den Energieverbrauch der EU bis 2030 um 11,7 % zu reduzieren. Das deutsche EnEfG soll zudem den Import und Verbrauch von fossilen Brennstoffen senken, um die Energieversorgung zu sichern und zum weltweiten Klimaschutz beizutragen.

Wer ist betroffen?

Mit dem EnEfG werden nicht nur Bundes- und Landesregierungen sowie öffentliche Einrichtungen, sondern auch viele Unternehmen mit zusätzlichen Anforderungen konfrontiert. So plant die Bundesregierung mit Einsparungen bei der öffentlichen Hand, die gleichzeitig Vorbildfunktion haben soll, in Höhe von jährlich 45 Terrawattstunden im Bund und fünf Terrawattstunden in den einzelnen Ländern bis 2030. Konkret definiert das Energieeffizienzgesetz auch die Anforderungen für Rechenzentren. Sie müssen künftig bestimmte Energieeffizienzstandards einhalten, eine vorgeschriebene Mindesttemperatur für die Luftkühlung beibehalten und die Abwärme sinnvoll nutzen. Gleichzeitig sind bestehende Anlagen angehalten, ihren Stromverbrauch effizienter zu gestalten. Dies bedeutet, dass Betreiber von Rechenzentren verstärkt auf die Verwendung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen setzen sollen.

EnEfG: Neue Pflichten für Unternehmen mit mehr als 7,5 GWh Verbrauch

Die Grenzwerte zur verpflichtenden Einführung eines Energie- oder Umweltmanagementsystems werden neu justiert. Laut der vom Bundestag am 21. September 2023 verabschiedeten Fassung des Energieeffizienzgesetzes müssen nun Unternehmen mit einem jährlichen Gesamtenergieverbrauch von mehr als 7,5 Gigawattstunden (GWh) künftig ein EMS oder UMS nach ISO 50001 oder EMAS einführen. Zur Berechnung des Energieverbrauchs wird der Durchschnitt der letzten drei Jahre herangezogen. Betroffene Unternehmen haben 20 Monate Zeit, dieser Verpflichtung nach dem Inkrafttreten des Gesetzes nachzukommen. Die Einhaltung dieser Anforderung wird vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) stichprobenartig überprüft. Bei Unternehmen, die zur Einführung eines Energie- oder Umweltmanagementsystems verpflichtet sind, entfällt die Notwendigkeit eines Energieaudits. Zusätzlich dazu müssen Unternehmen mit einem Energieverbrauch von mehr als 7,5 GWh weitere Anforderungen des EnEfG erfüllen:

• Im Rahmen der Einführung eines Energie- oder Umweltmanagementsystems oder der Durchführung eines gemäß dem Energiedienstleistungsgesetz (EDL-G) vorgeschriebenen Energieaudits müssen sämtliche Energieströme im Unternehmen ermittelt werden. Dies betrifft im Grunde alle Prozesse, beginnend bei der Nutzung des Fuhrparks über die Gebäudetechnik bis zum Energieverbrauch der Maschinen oder den Umgang mit Abwärme. In diesem Zuge müssen ebenfalls alle Energiesparmaßnahmen definiert werden.
• Die Umsetzungspläne für diese Maßnahmen müssen durch externe Zertifizierer, Gutachter oder Auditoren bestätigt und öffentlich gemacht werden.
• Alle identifizierten Maßnahmen müssen wirtschaftlich bewertet werden, gemäß DIN 17463/VALERI. Eine Maßnahme muss innerhalb von zwei Jahren umgesetzt werden, wenn sich nach maximal 50 Prozent der Nutzungsdauer (Abschreibungstabellen des Bundesfinanzministeriums) ein positiver Kapitalwert ergibt.
• Abwärmequellen müssen identifiziert werden, und Maßnahmen zur Vermeidung oder Nutzung der Abwärme müssen entwickelt werden.

EnEfG: Neue Pflichten für Unternehmen mit mehr als 2,5 GWh Verbrauch

Auch weniger energieintensive Unternehmen mit einem Verbrauch von weniger als 7,5 GWh müssen gemäß der vom Bundestag verabschiedeten Version des Energieeffizienzgesetzes einige Anforderungen erfüllen. Das EnEfG verpflichtet alle Unternehmen mit einem jährlichen Gesamtenergieverbrauch von mehr als 2,5 GWh zur Veröffentlichung konkreter, umsetzbarer Pläne für Energiesparmaßnahmen spätestens innerhalb von drei Jahren. Hierzu gehören:

• Die Identifikation von Energiesparmaßnahmen und deren Bewertung nach DIN EN 17463 (VALERI).
• Die Erstellung und Veröffentlichung von Umsetzungsplänen für alle wirtschaftlich machbaren Maßnahmen innerhalb von drei Jahren nach Inkrafttreten des Gesetzes.
• Die Bestätigung der Vollständigkeit und Richtigkeit der erstellten Umsetzungspläne durch Zertifizierer, Umweltgutachter oder Energieauditoren, auf Anfrage vorzulegen beim Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA).
• Die Identifikation von Abwärmequellen und die Entwicklung von Maßnahmen zur Vermeidung oder Nutzung dieser Abwärme.

Keine Änderungen bei Energieaudit-Pflichten nach dem Energieeffizienzgesetz (EnEfG)

Die Pflicht zur Durchführung eines Energieaudits für Nicht-KMUs bleibt bestehen. Einzige Ausnahme sind die Unternehmen, die nach dem EnEfG zur Einführung eines Energie- oder Umweltmanagementsystems verpflichtet sind. Unternehmen, die mehr als 250 Mitarbeiter beschäftigen und/oder einen Jahresumsatz von mehr als 50 Millionen Euro bzw. eine Jahresbilanzsumme von über 43 Millionen Euro haben, sind von der Energieauditpflicht betroffen. Wenn jedoch sowohl die Pflicht zur Einführung eines Umwelt- oder Energiemanagementsystems als auch die Energieauditpflicht auf ein Unternehmen zutreffen, wird die Energieauditpflicht während einer Übergangsfrist ausgesetzt.

Verstöße gegen das EnEfG werden hoch bestraft

Sollten Unternehmen gegen die Bestimmungen des Energieeffizienzgesetzes verstoßen, wird dies als Ordnungswidrigkeit eingestuft und mit einem Bußgeld von bis zu 100.000 Euro bestraft.

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Aktuell trennt sich beispielsweise das Bankenhaus ING Deutschland von Firmenkunden, die keine angemessenen Antworten auf ihren CO₂-Fußabdruck geben können und lehnt deren Kreditanfragen vehement ab. Diese bemerkenswerte Entwicklung folgt der Einführung von ESG-Linked Finance. Sie ist eine Finanzierungsform, die darauf abzielt, ökologische und soziale Nachhaltigkeit in den Mittelpunkt zu rücken und dadurch einen positiven Einfluss auf die Gesellschaft und die Umwelt zu erzielen.

So kommt auch die Bundesbank in ihrem “Bank Lending Survey” für Deutschland im Sommer 2023 zu dem Schluss, dass die Kreditvergabe für Unternehmen zunehmend von ihrer Klimabilanz abhängig gemacht wird. Etwa 30 weitere Kreditinstitute gaben damals an, die Auflagen für Unternehmens- oder Baufinanzierungen an klimaschädliche Betriebe zu verschärfen. Diese Zahl hat sich im Herbst 2023 noch einmal erhöht.

Nach den neuesten Erhebungen durch die Frankfurt School of Finance, der PPA und openESG verlangen zwischenzeitlich 94 % der Banken auch von kleinen und mittelgroßen Unternehmen ESG-Daten, sobald sie Kredite anfordern. Eingeteilt werden die Unternehmen dabei in “grüne” Unternehmen, die nicht oder nur wenig zum Klimawandel beitragen, Unternehmen im Übergangsprozess, die zwar dazu beitragen, aber bei der Umstellung auf klimafreundliche Geschäftsprozesse relevante Fortschritte erzielen und sog. braune Unternehmen, die in hohem Maße CO₂-Emissionen verursachen, mit der Umstellung noch nicht begonnen haben oder bisher noch keine Fortschritte zur CO₂-Reduktion erzielt haben.

Was ist ESG-Linked Finance genau?

ESG-Linked Finance ist eine Form der Finanzierung, bei der die Kreditkonditionen eines Unternehmens oder Projekts an die Erfüllung von ESG-Kriterien gebunden sind. Dabei werden spezifische Ziele und Indikatoren festgelegt, die mit der Erreichung nachhaltiger Ziele in Zusammenhang stehen. Oft belohnen Finanzierungsinstitutionen Unternehmen oder Projekte, die ihre ESG-Performance verbessern, mit besseren Finanzierungskonditionen, während solche, die die festgelegten Ziele nicht erreichen, mit höheren Kosten rechnen müssen. ESG-Linked Finance schafft somit Anreize für Unternehmen, nachhaltigere Geschäftspraktiken zu verfolgen und gesellschaftliche Verantwortung zu übernehmen.

Wie wird “Nachhaltigkeit” umgesetzt?

Die Umsetzung von ESG-Linked Finance kann auf verschiedene Weise erfolgen. In der Regel werden zunächst die relevanten ESG-Kriterien festgelegt, die für das Unternehmen oder das Projekt von Bedeutung sind. Dies könnten beispielsweise die Reduzierung des CO₂-Ausstoßes, die Förderung von Geschlechtergleichheit, die Stärkung der Unternehmensführung oder die Einhaltung ethischer Verhaltensstandards sein.

Anschließend werden Ziele und Kennzahlen definiert, anhand derer die Leistung des Unternehmens oder Projekts in Bezug auf diese ESG-Kriterien gemessen wird. Diese Ziele können sowohl absolut als auch relativ sein und von Unternehmen zu Unternehmen variieren, je nach Branche, Standort und anderen spezifischen Gegebenheiten.

ESG-Linked Finance kann sich auf verschiedene Finanzinstrumente und -transaktionen erstrecken, wie zum Beispiel Kredite, Anleihen oder Darlehen. Unternehmen, die ihre ESG-Ziele erreichen oder übertreffen, können dann von günstigeren Zinssätzen, längeren Laufzeiten oder anderen finanziellen Vorteilen profitieren. Im Gegensatz dazu können Unternehmen, die ihre ESG-Ziele nicht erreichen, mit höheren Finanzierungskosten oder anderen Sanktionen konfrontiert werden.

Vorteile von ESG-Linked Finance

Die Einführung von ESG-Linked Finance bietet sowohl für Unternehmen als auch für Investoren zahlreiche Vorteile:

1. Nachhaltigkeit und Verantwortung. ESG-Linked Finance fördert nachhaltige Geschäftspraktiken und zwingt Unternehmen dazu, ihre soziale und ökologische Verantwortung stärker zu berücksichtigen.
2. Besseres Risikomanagement. Investoren können durch die Einbeziehung von ESG-Kriterien in ihre Investitionsentscheidungen langfristige Risiken reduzieren. Unternehmen, die nachhaltiger wirtschaften, sind oft besser positioniert, um zukünftige Herausforderungen zu bewältigen.
3. Wettbewerbsvorteile. Unternehmen, die ihre ESG-Ziele erreichen, können von verbessertem Zugang zu Kapital und einem positiveren Image bei Kunden und Geschäftspartnern profitieren.
4. Positive Auswirkungen auf die Gesellschaft und Umwelt. ESG-Linked Finance trägt dazu bei, Unternehmen in die Pflicht zu nehmen, sozial und ökologisch verantwortungsbewusst zu handeln, und unterstützt Projekte, die einen positiven Beitrag zur Gesellschaft leisten.

Fazit

ESG-Linked Finance hat das Potenzial, die Finanzwelt zu verändern und nachhaltiges Investieren voranzutreiben. Durch die enge Verknüpfung von Finanzierungskonditionen mit der Erfüllung von ESG-Zielen können Unternehmen und Investoren gleichermaßen dazu beitragen, eine nachhaltigere und verantwortungsbewusstere Wirtschaft zu fördern. Während ESG-Linked Finance weiter an Bedeutung gewinnt, sollten weitere Standards und noch mehr Transparenz in der Definition und Umsetzung von ESG-Kriterien eingeführt werden. Damit wäre auch die Glaubwürdigkeit und Effektivität dieses Ansatzes gewährleistet. Nicht zuletzt ist die Investition in die ESG-Ziele ein zusätzlicher Baustein für das Unternehmens-Marketing.

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Behörden gehen stärker gegen ESG-Verstöße und Greenwashing vor

Die USA greift demnach aktuell härter durch als noch im Vorjahr, als man die US-Großbank Goldman Sachs zu 4 Millionen Dollar verurteilte. Sie bewarben in ihrer Asset-Management-Einheit des Wall-Street-Instituts zwei ihrer Fonds als „ESG-konform“, obwohl weder von ihnen ESG-Standards festgelegt wurden noch Richtlinien oder Strategien dazu existierten. Goldman Sachs hatte sie kurzerhand zu „grünen“ und „nachhaltigen“ ESG-Fonds erklärt. In Deutschland wurde Anfang 2022 die Luxemburger Commerz Real Fund Management S.à.r.l. vom Landgericht Stuttgart (36 O 92/21 KfH) unter Strafandrohung von 60.000 Euro abgemahnt, ihre irreführende Werbung für Nachhaltigkeitsfonds zu unterlassen. Sie hatte mit einer konkreten Auswirkung der Geldanlage in den beworbenen Fonds auf den persönlichen CO₂-Fußabdruck geworben.

CSDDD soll den Rahmen für CSRD und EU-Taxonomie bilden

Am 23. Februar 2022 hat die Europäische Kommission als erste EU-Institution den Vorschlag für eine Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) veröffentlicht. Ziel dieses Vorschlags ist es, Unternehmen, die in der EU aktiv sind, gesetzlich zur Einhaltung von Menschenrechts- und Umweltschutzstandards in ihren globalen Lieferketten zu verpflichten sowie ESG-Verstöße und Greenwashing besser ahnden zu können. Dieser Vorschlag stellt einen wichtigen Schritt hin zu einem nachhaltigen Wirtschaften unter einheitlichen europäischen Bedingungen dar, und er ergänzt bestehende Vorschriften sowie andere laufende Regulierungsinitiativen wie die Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) mit ihrer CSRD-Berichtspflicht und die EU-Taxonomie-Verordnung. Sie soll ab Mitte 2029 für Unternehmen mit mehr als 5.000 Beschäftigten und mehr als 1,5 Mrd. Umsatz gelten.

Europäische Vereinheitlichungen bis 2026

Die CSDDD verknüpft demnach die CSRD-Berichtspflicht mit der Taxonomie und versucht, die Verordnungen anzugleichen. Unternehmen sollten insgesamt damit rechnen, dass die ESG-Anforderungen weiter ansteigen werden und Greenwashing noch schärfer verfolgt wird. Auch der am 22. März 2023 veröffentlichte Richtlinienentwurf der EU zu umweltbezogenen Angaben (Green Claims-RL) zielt in eine ähnliche Richtung. Die CSDDD hat die EU im Februar 2026 mit in die Veröffentlichung der Richtlinie 2026/470 (Omnibus-Änderungsrichtlinie) aufgenommen.

CSDDD-Kernpunkte gegen ESG-Verstöße und Greenwashing

Unternehmen, Tochterunternehmen und die Geschäftsleitungen werden dazu verpflichtet, negative Auswirkungen ihrer Geschäftstätigkeiten entlang der gesamten Wertschöpfungskette auf die Umwelt und Menschenrechte zu ermitteln, darüber zu berichten und zu minimieren oder ganz abzustellen. Große Unternehmen müssen eine Geschäftsstrategie entwickeln, die den Pariser-Klimaschutzverträgen entsprechen und die EU-Mitgliedsstaaten errichten dazu Aufsichtsbehörden und bilden ein europäisches Netzwerk auf, um Anordnungen und Geldbußen besser koordinieren zu können. Hier können auch Geschädigte zivilrechtlich gegen verantwortliche Unternehmen vorgehen.

Die CSDDD als schärferes Schwert

Die jüngsten Geldstrafen gegen die DWS Group und Goldman Sachs wegen ESG-Verstößen und Greenwashing zeigen, dass die Behörden strenger durchgreifen. Die EU plant die Einführung der Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD), um Unternehmen zur Einhaltung von Umwelt- und Menschenrechtsstandards in ihren Lieferketten zu zwingen und einen verbindlichen Überbau der bereits bestehenden Richtlinien zu schaffen. Große Unternehmen müssen jetzt Strategien entwickeln, um den Pariser Klimaschutzverträgen zu entsprechen. Kleine Unternehmen werden weniger betroffen sein. Dies unterstreicht die zunehmende Bedeutung der Nachhaltigkeit und Transparenz in der Unternehmensführung.

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Guter SAIDI-Wert trotz § 49b EnWG

Es ist umso erstaunlicher, dass Deutschland nach wie vor einen sehr guten SAIDI-Wert aufweist, wenn man bedenkt, dass der Deutsche Bundestag im Herbst 2022 das Energiesicherungsgesetz (EnSiG) um den § 49b erweitert hat. Dieser eröffnet die Möglichkeit, der temporären Höherauslastung des Höchstspannungsnetzes. Initiiert wurde dies vor dem Hintergrund des Angriffskriegs Russlands auf die Ukraine sowie der dadurch explodierenden Energiepreise. Das Ziel war damals, die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien kurzfristig zu erhöhen, damit die Stromerzeugung aus Erdgas reduziert werden konnte. Zusätzlich sollten Anreize zum beschleunigten Netzausbau geschaffen werden, da die Volatilität von Solar- und Windenergie die deutschen Netzte vermehrt belasten. Die Möglichkeit zur temporären Höherauslastung gemäß § 49b EnWG wurde aufgrund der positiven Auswertung des SAIDI-Wertes im Herbst 2023 verlängert und Bestandteil des Solarpaketes.

Werte im europäischen Vergleich

Europaweit liegt Deutschland mit durchschnittlich 10,8 Minuten knapp vor der Schweiz und Finnland. Stabilere Stromnetze gibt es zurzeit nur noch in Lichtenstein und Slowenien. Die instabilsten Netze der EU sind zurzeit in Ungarn (154 Minuten pro Jahr) und Rumänien (185 Minuten pro Jahr) anzutreffen. Schlusslichter in Europa sind Albanien (2008 Minuten pro Jahr) und die Türkei (2682 Minuten pro Jahr). Auch im weltweiten Vergleich sind die deutschen SAIDI-Werte sehr gut. Die USA beispielsweise verzeichnen im Jahr durchschnittlich 78 Minuten Stromausfall, Australien 60 Minuten oder Kanada 55 Minuten. Absoluter Spitzenreiter ist die Region Tokyo mit einer Minute und Schlusslicht ist nach den Aufzeichnungen der Weltbank Papua-Neuguinea mit 56.400 Minuten. Hier gibt es demnach an 39 Tagen im Jahr keinen Strom aus der Steckdose.  

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NELEV-Novelle als Teil der EnWG-Novelle 2023 und des Solarpakets

Die NELEV-Novelle mit dem vereinfachten Netzanschlussverfahren wurde in Zusammenarbeit mit der Bundesnetzagentur und der Solarbranche entwickelt. Sie ist Bestandteil einer neuen Energieanlagen-Anforderungen-Verordnung (EAAV), der vorgesehenen Änderungen im Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und des Solarpaketes des BMWKs. Damit beschleunigt 500-kWp-Anlagen zugelassen werden können, wurde außerdem eine Verlängerung der Möglichkeit der temporären Höherauslastung des Höchstspannungsnetzes nach § 49b EnWG beschlossen.

Online-Zertifikate Datenbank für Komponenten

Im Zuge dieses vereinfachten Zertifizierungsverfahrens nach NELEV profitierten bisher nur Anlagen unter 135 kWp. Jetzt werden unter Hochdruck einige VDE-Richtlinien, wie beispielsweise die VDE-AR-N 4110 und die VDE-AR-N 4105 überarbeitet und ein online-Register für Komponenten-Zertifikate eingerichtet. So sollen zusätzliche und aufwendige Einzelprüfungen der Netzbetreiber vor dem Netzgang auf ein Minimum reduziert werden. Demnach reicht es künftig aus, dem Netzbetreiber die Zertifikatnummer des in ihrer Anlage verbauten Wechselrichters zu übermitteln. Insgesamt verringern sich so durch die einfache digitale Zusendung der Einheitszertifikate der Aufwand und die Kosten einer PV-Dachanlage bis 500 kWp mit einer maximalen Einspeisung von 270 Kilowatt.

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32-Milliarden-Förderpaket wird bereitgestellt

In 15 Paragrafen sieht das zentrale Projekt des Wachstumschancen-Gesetztes in Artikel 1 vor, dass Energieeffizienzmaßnahmen in Unternehmen durch eine gewinnunabhängige Investitionsprämie von 15 % unterstützt werden. Grundsätzlich werden Investitionen gefördert, wenn Unternehmen dadurch ihren Energieverbrauch mindern bzw. Energieeffizienzmaßnahmen einleiten. Die förderfähigen Investitionen müssen in einem Energie- oder Umweltmanagementsystem (ISO 50001 / EMAS) oder in einem Energieaudit nach DIN EN 16247 enthalten sein. Sie sind von einem unabhängigen Energieberater als besonders energieeffizient zu zertifizieren. Bei der Einreichung der Anträge darf auch ein gesamtes Einsparkonzept nicht fehlen. Die Anträge dazu können ab 2024 und bis zum 31.12.2029 gestellt werden. In diesem Zeitraum können maximal 200 Mio. Euro als Bemessungsgrundlage eingereicht werden, wovon dann 15 % übernommen werden. Insgesamt dürfen dann bis 2030 maximal vier Anträge von einem Unternehmen gestellt werden, wobei die kleinste Maßnahme bei einer Bemessungsgrundlage ab 5.000 Euro startet.

KMUs sollen durch das Wachstumschancen-Gesetzt gefördert werden

In einer Pressemitteilung zum 10-Punkte-Plan schreibt die Bundesregierung: „Das Wachstumschancen-Gesetz ergänzt die bisherigen Maßnahmen zur steuerlichen Unterstützung Kleinerer und Mittlerer Unternehmen, die bereits beschlossen wurden: So etwa die Steuererleichterungen für die Errichtung von Photovoltaikanlagen und -speichern, sowie vereinfachte Abschreibungsregeln für die Bauwirtschaft, damit der Wohnungsbau erleichtert wird. Diese Maßnahmen haben zu einer Steuersenkung von sieben Milliarden Euro pro Jahr geführt.“ Weiter heißt es, „Durch diese Prämie, die für Energieeffizienzmaßnahmen gilt, werden die Standortbedingungen mit steuerlichen Anreizen für Investitionen in saubere und klimafreundliche Technologien verbessert.“ Durch das Wachstumschancen-Gesetzt sollen zusätzlich auch steuerliche Impulse für mehr Forschung gesetzt werden, wobei zukünftig auch Sachkosten gefördert werden, und die Bemessungsgrundlage verdreifacht wird. Gerade bei KMUs kann sich der Fördersatz in Einzelfällen sogar auf 35 % erhöhen.

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In Asien und Europa boomen die Erneuerbaren

Global ist im Jahre 2022 die Kapazität aller Kraftwerke der erneuerbaren Energien um 9,6 % gestiegen, was einem Gesamtzuwachs von 295 Gigawatt bedeutet. Damit konnten weltweit die Ausgaben für Elektrizität aus fossilen Brennstoffen um 521 Milliarden US-Dollar gesenkt werden. Am meisten profitierten dadurch die Asiatischen Staaten mit 199 Milliarden US-Dollar dicht gefolgt von Europa. Hier konnte man 176 Milliarden US-Dollar eingesparen. Demnach produzieren 86 % aller neu in Betrieb genommenen Erneuerbare-Energien-Kraftwerke günstiger Strom, als Anlagen mit fossilen Brennstoffen. Der wirtschaftliche Ausbau der Erneuerbaren macht sich bei gesunkenen Gestehungskosten in den Bereichen PV, Onshore-Wind, Solar- und Geothermie deutlich bemerkbar. Leicht gestiegen sind sie jedoch die Kosten bei Offshore-Wind und Wasserkraftanlagen.

Das Jahr 2022 gilt als Wendepunkt in der Energiewirtschaft

Der Generaldirektor von IRENA, Francesco La Camera, sagte dazu: „IRENA sieht das Jahr 2022 als einen echten Wendepunkt in der Entwicklung der erneuerbaren Energien, da ihre Wettbewerbsfähigkeit trotz der anhaltenden Inflation der Rohstoff- und Ausrüstungskosten auf der ganzen Welt noch nie so groß war.” Weiter heißt es, „Heute sind die wirtschaftlichen Argumente für erneuerbare Energien überzeugender denn je, aber die Welt muss bis 2030 jedes Jahr durchschnittlich 1.000 GW an erneuerbarer Energie hinzugewinnen, um in der Reichweite von den 1,5°C Erderwärmung zu bleiben. Das ist mehr als das Dreifache des Niveaus von 2022.“

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Änderungen sollen ab 2024 greifen

Eigentlich sollte der Gesetzesentwurf des Solarpaketes I noch vor der Sommerpause 2023 vom Bundeskabinett verabschiedet werden. Dies scheiterte jedoch, weil die entsprechende Kabinettsvorlage noch nicht fertiggestellt war. Der „Entwurf eines Gesetzes zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung“, wie das Solarpaket I offiziell heißt, sieht eine weitere Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) vor. Die Regelungen greifen ab 2024 und müssen in den kommenden Monaten noch weiter konkretisiert werden.

Konkret sieht das Solarpaket I folgendes für Unternehmen vor:

Bis 2030 sollen in Deutschland Solarparks und Agri-PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 80 GW installiert werden. Dazu werden die aufwendigen Genehmigungsverfahren gelockert und es gilt eine Opt-out-Regelung. Das bedeutet, dass eine Baugenehmigung für Flächen, die zur Photovoltaik-Nutzung vorgesehen sind, schneller erteilt wird. Dies soll gelten, wenn dem nicht vorher ausdrücklich widersprochen wurde. Die gilt auch für Flächen, deren Zuwegung nur über dritte Parteien möglich ist. Änderungen und Erweiterungen des Wegenutzungsrechtes für Erneuerbare-Energien-Anlagen befinden sich hierzu bereits in Abstimmung. Zusätzlich wird die sog. Flächenkulisse erweitert werden, nach der beispielsweise bisher nur beschleunigte Verfahren bei geplanten Freiflächenanlagen in 200 Metern Entfernung von Bahntrassen oder Autobahnen möglich sind. Um die Attraktivität von Agri-PV für die Landwirtschaft zu steigern, wird die Einspeisevergütung für solche Anlagen angehoben. Die jeweiligen Landesregierungen sind angehalten, den Ausbau von Solarparks und Agri-PV-Anlagen zu steuern und können Projekte auch bremsen, sofern sie das Ausbauziel übertreffen.

Das Solarpaket I sieht für Unternehmen auch ein unkomplizierteres Repowering von Bestands-Dachanlagen vor und bei neuen PV-Anlagen wird das vereinfachte Netzanschlussverfahren öfter greifen. Die Beschleunigung der Genehmigungen soll durch sog. Praxis-Checks erzielt werden, da bisher bereits 50 Bürokratiehürden identifiziert wurden, die den aktuellen PV-Ausbau massiv hemmen. Die einzelnen Schritte zur Entbürokratisierung der Genehmigungsverfahren und zu schnelleren Zugängen zu den Stromnetzen werden dazu weiter ausgearbeitet. Dies gilt auch für Förderangebote, die künftig ebenfalls beschleunigt werden sollen.

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Die Flächeneffizienz von erneuerbaren Energien im Vergleich

Auf einem Hektar landwirtschaftlichen Bodens wird durch Mais- oder Rapsanbau und der späteren Verstromung knapp 23.000 kWh jährlich erwirtschaftet. Dies schließt die Speicherverluste ein und könnte sieben Haushalte für ein Jahr mit Strom versorgen. Umgerechnet auf die Gewinnung von Biodiesel und der gesamten Verwendung der Nebenprodukte als Tierfutter, könnte ein KFZ damit bis zu 66.000 km weit fahren.  

Auf einer Fläche von 100 x 100 Metern findet ebenso eine etwa 800-900 kWp PV-Anlage Platz. Sie liefert mindestens 700.000 kWh jährlich und kann 230 Haushalte mit Strom versorgen. Ein Elektrofahrzeug käme mit dieser Energiemenge rund 4 Millionen Kilometer weit.

Die Berechnungen der Studie beziehen sich bei Solarenergie und Biomasse jeweils auf die komplette Nutzung eines zusammenhängenden Hektars. Bei der Berechnung der Windenergie-Effizienz wurde für ein Windrad die notwendige Bodenversiegelung veranschlagt und auf 100 x 100 Meter hochgerechnet, so dass die berechneten Werte einen gesamten Windpark repräsentieren: Dieser erzeugt demnach 18.000.000 kWh jährlich, versorgt damit 6.000 Haushalte und ein Elektrofahrzeug könnte damit 100.000.000 km weit fahren.

Die Flächeneffizienz von PV-Anlagen ist 30-mal höher als bei Biomasse

Derzeit nutzen Landwirte etwa 14 % der Gesamtfläche der Bundesrepublik für den Anbau von Energiepflanzen. Das entspricht ungefähr einer Million Hektar landwirtschaftlicher Fläche, auf der sie Mais oder Raps anbauen, um Biogas, Biodiesel, Pflanzenöl und Bioethanol herzustellen. Experten des Fraunhofer ISE schätzen, dass hier durch eine Umstellung auf effektivere PV-Anlagen als Solarparks oder Agri-PV ca. 600 GWp Nennleistung realisiert werden könnten. Das wäre sogar doppelt so viel Strom, als Deutschland zur Erreichung des Klimazieles benötigt. Die hohe Flächeneffizienz von PV-Anlagen im Vergleich zur Biomasse spricht eindeutig für einen beschleunigten Photovoltaikausbau auch auf Freiflächen. Die von der EU und Deutschland bis 2030 angestrebte PV-Leistung von 215 Gigawatt könnte sich aber auch in anderer Form realisieren lassen: Bisher nutzen wir in Deutschland nur 10 % aller Dachflächen zur Stromerzeugung durch Photovoltaikanlagen, und die gleiche Studie des Fraunhofer-Instituts schätzt, dass das ungenutzte Potenzial der Dächer etwa 1.000 GWp beträgt.

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Beschleunigte Verfahren durch RED III

Das beschleunigte Genehmigungsverfahren für Wind- und Solarkraftwerke der Notfallverordnungen in Deutschland wird ab jetzt zum Standard. Solar- und Windparks sollten demnach maximal nach einem Jahr genehmigt werden und doppelte Umweltuntersuchungen oder Analysen werden überflüssig. Die Angleichung und Novellierung der EU-weit gültigen RED war dringend notwendig, da bis 2030 die CO₂-Emissionen ebenfalls um 55 % gesenkt werden sollen. Dabei spielt der beschleunigte Ausbau der Photovoltaik– und Windkraftanlagen eine entscheidende Rolle. Um alle Ziele erreichen zu können, muss nämlich ein Zubau von jährlich 100 Gigawatt an Erneuerbaren in der EU realisiert werden.

Was ist die „Renewable Energy Directive“ (RED)?

Generell hat die Richtlinie über erneuerbare Energien der Europäischen Union (EU) das Ziel, den Anteil erneuerbarer Energien am Gesamtenergieverbrauch in der EU zu erhöhen. Sie legt verbindliche Ziele für den Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch fest. Darüber hinaus gibt es spezifische Ziele für den Ausbau erneuerbarer Energien im Verkehrssektor und im Bereich der Wärme- und Kälteerzeugung. RED enthält auch Bestimmungen zur Förderung erneuerbarer Energien, zur Energieeffizienz und zur Nachhaltigkeit von Bioenergie und legt fest, dass die Mitgliedstaaten nationale Aktionspläne erstellen müssen, um ihre Ziele zu erreichen. Weiterhin fördert sie den Ausbau erneuerbarer Energien durch Maßnahmen wie Einspeisevergütungen, Quotenregelungen, Ausschreibungen und Netzzugangsregelungen und ist ein wichtiges Instrument zur Unterstützung der Energiewende und zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen in der EU. Insgesamt fördert RED die Nutzung von erneuerbaren Energiequellen wie Windkraft, Solarenergie, Biomasse, Wasserkraft und Geothermie und trägt somit zur Verringerung der Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen bei.

Was hat sich mit RED III zusätzlich geändert?

Die Novellierung der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie sieht zusätzlich eine Verdopplung der Anteile von erneuerbaren Energien des Gesamtenergieverbrauchs in den Gebäude- und Verkehrssektoren vor und legt weitere Definitionen und Bestimmungen verbindlich fest: den Umgang mit E-Fuels, die Erklärung des Begriffes “Grüner Wasserstoff” sowie beispielsweise die Nutzung und Bewertung von Holz oder Biomasse als Energieträger. Auch die Unterziele in den Rechtsvorschriften für die Industrie zur Fernwärme und -kälte wurde im Trilog-Verfahren zwischen EU-Kommission, Parlament und dem Europäischen Rat weiter ausgearbeitet und mit dem RED III verabschiedet. Lediglich die Fragen zum Ausschluss von Wasserkraftwerken aus Vorranggebieten oder deren Nachhaltigkeitscharakter und ob E-Fuels aus Atomstrom auf die Ziele im Verkehrssektor angerechnet werden können, müssen jetzt weiter nachverhandelt werden.

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Bisherige 135-kWp-Grenze für Dach-PV-Anlagen soll erhöht werden

Erst als im April 2018 die 96-seitige VDE AR-N 4105 in Kraft trat, wurden defacto auch die Gültigkeiten der Normen für die Spannungsebenen aufgeweicht und die 135-kWp-Grenze eingezogen. Somit gilt bis heute für PV-Anlagen ab 135 kWh die kostspielige Mittelspannungsrichtlinie VDE AR-N 4110 als Netzanschlussregel. Solch eine Zertifizierung verschlingt schnell mehrere Tausend Euro und stellt einen hohen bürokratischen Aufwand dar. PV-Anlagen ab 135 Kilowatt bis 950 Kilowatt kommen bisher zwar mit einem vereinfachten Anlagenzertifikat B nach VDE AR-N 4110 aus, aber diese unverhältnismäßig strengen Zertifizierungsanforderungen führen zu Verstimmungen bei den investitionswilligen Unternehmen und zu einem Flaschenhals bei der Beantragung der jeweiligen Netzanschlüsse. Mit den nun vorgelegten Verordnungsentwürfen will man den gesamte Prozess für Anlagen bis 500 kWp beschleunigen und vereinfachen.

Hohe Ziele verlangen vereinfachte Netzanschlüsse und mehr Geschwindigkeit

Um dem ehrgeizigen Ziel eines jährlichen Zuwachses von 22 Gigawatt Solarleistung näher zu kommen und bis 2030 auf 215 Gigawatt in Deutschland ausbauen zu können, soll diese Maßnahme in der Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung (NELEV) sowie einer neuen Technische-Anforderungen-Verordnung (TAV) schnellstmöglich umgesetzt werden. Dies soll die Nachfrage von Unternehmen für Photovoltaikanlagen auf Gewerbe- und Industriedächern weiter anfeuern. In diesem Sinne wurde bereits Ende Juli 2022 die NELEV dahingehend angepasst. Betreiber von Anlagen bis zu 950 kWp sind auch ohne vorliegendes Zertifikat zur vorläufigen Inbetriebnahme berechtigt. Allerdings nur, wenn sie das Anlagenzertifikat B gemeinsam mit der Konformitätserklärung abnehmen lassen. Dies darf bis zu 18 Monaten nach dem Netzgang erfolgen. Diese Übergangslösung für vereinfachte Netzanschlüsse, die man im Rahmen des Energiewirtschaftsgesetzs (EnWG) beschlossen hat, ist noch bis 2025 gültig. Sie konnte den Stau bei den Zertifizierungen etwas lindern, so dass etliche bis dahin fertiggestellte PV-Anlagen seitdem in Betrieb gehen durften.

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PV-Stromgestehungskostenkosten sinken in zwölf Jahren um 85 %

Laut dem Bericht “Renewable Power Generation Costs in 2020” der Internationalen Energieagentur (IEA) sind die globalen Stromgestehungskosten für Solarstrom im Jahr 2020 im Durchschnitt um 85 % gesunken, verglichen mit den Kosten im Jahr 2010. In einigen Ländern, wie in China, Indien und den Vereinigten Staaten, sind die PV-Stromgestehungskosten mittlerweile niedriger als die Kosten für Kohle- oder Gas-basierte Stromerzeugung. Für Deutschland kommt das Fraunhofer Institut in einer Studie auf ähnliche Werte: Danach liegen die Stromgestehungskosten bei PV-Großanlagen in 2021 zwischen 3,12 und 11,01 Cent pro kWh, wobei sich die Spanne dadurch erklärt, dass bei der Berechnung zwischen verschiedenen PV-Anlagentypen unterschieden wurde. Je größer die Anlage, desto geringer sind die Kosten pro kWp und für die Stromgestehungskosten insgesamt ist entscheidend, ob sie mit oder ohne Stromspeicher realisiert wird. Werden die gemittelten LCOE für Photovoltaikanlagen in Deutschland von 2011 und 2021 verglichen, liegen die Kosten ebenfalls um 85 % niedriger.

Geringe Stromgestehungskosten bei erneuerbaren Energien

Mit einem gemittelten Wert von knapp 6 Cent pro kWh liegen Photovoltaik-Großkraftwerke nun gleichauf mit den immer schon recht günstigen Onshore Windkraftanlagen. Diese konnten ihre Stromgestehungskosten innerhalb der letzten Jahre immerhin von 9 auf 6 Cent pro kWh im Durchschnitt senken. Beide Studien kommen zu dem Schluss, dass die Stromproduktion durch große Solarparks heute die kostengünstigste Variante darstellt. Abgesehen von kleinen privaten PV-Dachanlagen mit Speichern oder Offshore Windkraftanlagen ist der Strom aus Biogas heute der teuerste Strom aus erneuerbaren Energien. Die Kostensenkungen bei den PV-Stromgestehungskosten führen die Experten hauptsächlich auf technologische Fortschritte und Massenproduktion zurück. Zusätzlich hat die Effizienz der PV-Module zugenommen, während die Kosten für die Herstellung und Installation gesunken sind. Auch die Entwicklung von innovativen PV-Systemen wie zum Beispiel die Kombination von PV-Anlagen mit Energiespeichern trägt zur Kostensenkung bei. Es wird erwartet, dass sich dieser Trend in den kommenden Jahren fortsetzen wird.

Steigende Stromgestehungskosten bei fossilen Brennstoffen

Generell sind die Stromgestehungskosten fossiler Brennstoffe in den letzten Jahrzehnten gestiegen. Dies liegt zum Teil daran, dass einige fossile Brennstoffreserven schwerer zugänglich geworden sind, was höhere Kosten für die Förderung und Exploration mit sich bringt. Gerade bei Gas lagen die Gestehungskosten zwischenzeitlich aufgrund der russischen Invasion in der Ukraine bei knapp 30 Cent pro kWh. Trotz der aktuellen Preisberuhigung erreichten sie im Jahresmittel 2022 immer noch einen Wert über 20 Cent pro kWh. Neben den höheren Beschaffungskosten verteuern auch die strengeren Umweltauflagen fossile Brennstoffe in Europa. Die Preise für den CO₂-Ausstoß werden durch die Länder sowie durch die Europäische Union weiterhin sukzessive erhöht.

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