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 and VSME sustainability reports 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- or VSME-Standard (für nicht-börsennotierte KMU). Eine einmalige, standardisierte Datenaufbereitung spart Zeit und signalisiert Professionalität gegenüber den Auftraggebern.

3. Banken & Green Finance

The EU taxonomy 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 Efficiency of solar cells 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)
• Wiring of PV modules 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.​

The 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 and 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

For 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.

Investors 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

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.

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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 Energy management system (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 with 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 Control energy oder Energy-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 Large battery storage systems 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)

A wesentlicher and unkalkulierbarer Kostenfaktor ist dabei der Brennstoff selbst. Gaspreise unterliegen starken Marktschwankungen und können die Wirtschaftlichkeit eines Kraftwerks erheblich beeinflussen. Hinzu kommt der CO₂ price, 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:

• Battery storage
• 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.

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• 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 on15-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- und Intraday-Handel von 500 kW auf 100 kW. Zudem wird die Beteiligung von Demand Response and 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 funding as sliding market premium (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 and 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) Time-variable grid charges 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 and 2 GW technologieoffen ohne Laufzeitkriterium, an denen sich auch Large-scale battery storage 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 and 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.

The 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.

The 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 Global radiation 2024, Energy weather 2023 and 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 and 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 Buildings Directive, 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 Solar obligation for real estate. 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 price. 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 and green hydrogen 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 Penalties 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 and 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 taxonomy 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 and 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, Large-scale battery storage 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.

The 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)

For Large-scale battery storage (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- 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) and the 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

The 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 "Use instead of regulating" (§ 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 and the 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

The 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 Large-scale battery storage (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.

In addition 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 forflexible 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.

Conclusion

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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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.

The obligation to install photovoltaics on commercial roofs applies here

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.

Large commercial parking lots are also affected

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.

Overview of the PV obligation by federal state

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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 in the 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.

Industry & commerce previously the focus of the solar obligation

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.

Where does a solar obligation apply to real estate?

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.

Conclusion

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 negative electricity prices 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 more expensive. Insgesamt sendet der Markt so immer stärkere Preissignale.

The 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 Large-scale battery storage, 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 Industrial electricity price sowie in die EEG-Finanzierung über den Klima- und Transformationsfonds. Ergänzt werden diese Maßnahmen durch die Electricity price compensation 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

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

• Beschaffungskosten am Großhandels- bzw. Spotmarkt
• Grid charges 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)the Besonderen Ausgleichsregelung (BesAR nach EnFG)the atypical network use oder der noch geltenden Belt load 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

In the year 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

With 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) or 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

The 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
• Combination with Large battery storage systems and Energy management systems 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 Industrial electricity price (Brücken-/Industriestromtarif) sowie die Zuschüsse für den Netzausbau insgesamt die Kosten senken wird.

Europas Industriepreise 2025 bleiben standortentscheidend

The 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 Electricity price compensation 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, Battery storage oder Maßnahmen zur Energy efficiency.

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 between 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 to 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. Sie zeigt zugleich, dass sozioökonomische Durchführbarkeit zunehmend als integraler Bestandteil europäischer Klimapolitik verstanden wird.

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 and 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 Security of supply in Germany 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 and 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 Capacity market-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 Load shifting.
• 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 Capacity market 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 from 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 Dark doldrums sichern. Dabei unterscheidet sich bereits die Definition dieser Reserve in beiden Strommarktdesigns.

One 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.

The 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 Large-scale battery storage 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 or 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 or 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 and 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 through the 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 Competition 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 Flexibility und belebt den Markt für Control energy. 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 pricing 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 Sector coupling, 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 Large-scale battery storage 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. Accrual option: 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. Package option: 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 Large-scale battery storage ist die neue Abgrenzungsfunktion der Schlüssel zu einer größeren Flexibilisierung. Sie können ihre Speicher künftig sowohl zur Self-consumption optimization 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 und die Integration von Speichertechnologien in intelligente Energiemanagementsysteme wird massiv erleichtert.

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 Self-consumption optimization 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 for the 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.

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The Energy transition steht demnach vor einem Stresstest. Vor allem beim künftigen Strombedarf and the 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.

The Federal Network Agency 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 and a 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.

What happens next?

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.

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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 Large-scale battery storage 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.

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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 Penalties 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.

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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:

• Balcony power plants 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:

• the Erhöhung der Einspeisevergütung um 1,5 ct/kWh für Anlagen ab 40 kW,
• the Ausweitung der maximalen Gebotsgröße bei Freiflächenanlagen von 20 MW auf 50 MW,
• the 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 (Solar package 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.

Conclusion

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.“

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.

Foto oben, 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)

Impressionen der PV-Anlage

Der Beitrag Grüner Strom für Thermal Management Solutions DE Oberboihingen GmbH erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Das erwartet Sie im BESS-Kompendium:

• Wie Unternehmen Batteriespeicher wirtschaftlich nutzen können – zur Self-consumption optimization, zur Lastspitzenkappung oder zur Teilnahme am deutschen Strommarkt
• Funktionen und Bestandteile eines BESS
• Regulatorische Rahmen, Herausforderungen und Chancen
• Welche Erlösmodelle entstehen – Strategien für Arbitrage bei Strom-Trading über Regelleistung bis zu Mieterlösen
• Wie BESS-Projekte professionell umgesetzt werden
• Warum BESS auch für Investoren attraktiv sind – als skalierbare Infrastrukturinvestitionen mit stabilen Erträgen
• Wie Contracting-Modelle Speicherlösungen ermöglichen, ohne eigene Investitionen oder Flächen
• u.v.m.

Für wen ist das Kompendium “Batteriespeicher (BESS) im Überblick” relevant?

• Industrie- und Gewerbebetriebe mit Energiemanagement-Fokus
• Projektentwickler, Energieversorger und Speicherbetreiber
• Eigentümer ungenutzter Netzkapazitäten oder Flächen
• Investoren, Kapitalgeber und institutionelle Anleger

Ihre Vorteile im Überblick:

• Technologischer Überblick & Markttrends
• Praxisnahe Beispiele & Business Cases
• Chancen durch Regulierung & Förderkulissen
• Überblick über Contracting- und Betreiber­modelle
• Argumente für Investoren und Kapitalpartner

Füllen Sie einfach das Formular aus – nach kurzer Prüfung erhalten Sie Ihr Exemplar als PDF via E-Mail.

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Warum es immer häufiger zu negativen Strompreisen kommt

Negative Strompreise entstehen vor allem dann, wenn viel erneuerbarer Strom – insbesondere aus Wind- und PV-Anlagen – ins Netz eingespeist wird, die Nachfrage aber gleichzeitig niedrig ist. Typische Situationen sind sonnige Wochenenden oder Feiertage, an denen der Stromverbrauch in der Industrie stark zurückgeht. Eine ausführliche Analyse der Ursachen, Marktmechanismen und regulatorischen Entwicklungen finden Sie in unserem Beitrag Negative electricity prices as a challenge & opportunity.

Was bedeutet das für Betreiber von PV-Anlagen?

Für Betreiber von PV-Anlagen bringen negative Strompreise neue Herausforderungen mit sich. Dies gilt insbesondere dann, wenn der erzeugte Strom nicht vollständig selbst verbrauchtbut ins Netz eingespeist wird. Was das konkret bedeutet, hängt stark von der technischen Ausstattung und der Vermarktungsform der Anlage ab:

• Nicht regelbare PV-Anlagen schalten bei negativen Preisen entweder komplett ab – mit dem Nachteil, dass das Unternehmen dann seinen gesamten Strombedarf aus dem Netz beziehen muss –, oder sie bleiben am Netz und zahlen im ungünstigsten Fall für ihre Einspeisung. Ein Betrieb solcher ungeregelter PV-Anlagen wird daher immer unrentabler.
• For EEG-geförderte Anlagen gilt seit Februar 2025 gemäß Solarpaket I: Bereits ab der ersten Stunde mit negativen Preisen entfällt die Einspeisevergütung. Die Anlage regelt in diesem Fall ab. Die entgangenen Stunden verlängern allerdings den EEG-Förderzeitraum entsprechend, was jedoch die Wirtschaftlichkeit oder den ursprünglich kalkulierten ROI verwirft.
• Regelbare Anlagen sind klar im Vorteil: Sie können gezielt nur die Einspeisung ins Netz reduzieren, während der Eigenverbrauch im Unternehmen weiter aufrechterhalten wird. So lässt sich die Anlage auch in Phasen negativer Marktpreise sinnvoll nutzen.
• Companies with Large battery storage systems haben eine zusätzliche Option: Sie können den überschüssigen Strom zwischenspeichern und zu einem späteren, wirtschaftlich sinnvollen Zeitpunkt selbst verbrauchen oder einspeisen.

Wirtschaftliche & regulatorische Konsequenzen für PV-Anlagenbetreiber

Die zunehmende Häufung negativer Strompreise bringt für Betreiber gewerblicher PV-Anlagen neue wirtschaftliche und regulatorische Herausforderungen mit sich. Generell sind größere Anlagen, die der Direktvermarktungspflicht unterliegen, betroffen. Eine SAPB-Studie belegt jetzt, dass auch trotz extremer negativer Preise von bis zu -500 €/MWh nur ein Bruchteil der direktvermarkteten Anlagen tatsächlich abgeregelt. Dies sei vor allem auf technische und vertragliche Hürden zurückzuführen, belaste das Stromnetz und treibe die Kosten für die Redispatch-Maßnahmen in die Höhe. Selbst die Tatsache, dass EEG-Anlagen seit Februar 2025 ab der ersten Stunde negativer Preise keine Einspeisevergütung mehr erhielten, habe kaum für Entlastung gesorgt.

So stehen Betreiber nicht regelbarer Anlagen und starren Stromtarifen vor der Entscheidung entweder die Anlage komplett abzuschalten und teuren Netzstrom zu beziehen oder die Anlage weiterzubetreiben und für die Einspeisemenge zuzuzahlen. In beiden Fällen belastet es die Wirtschaftlichkeit des Betriebes enorm. Dem gegenüber stehen sich Betreiber regelbarer Anlagen wesentlich besser: Sie können ihre Netzeinspeisung gezielt reduzieren, während der Eigenverbrauch weiterhin möglich bleibt.

Flexibilität entscheidet über die Wirtschaftlichkeit

Für Betreiber ergibt sich damit eine klare Unterscheidung:

• Nicht regelbare Anlagen ohne moderne Steuertechnik haben nur zwei Optionen: Entweder die komplette Abschaltung – was eine vollständige Deckung des Strombedarfs über Netzbezug notwendig macht – oder ein Weiterbetrieb mit dem Risiko, für die eingespeiste Strommenge zahlen zu müssen. In beiden Fällen leidet die Wirtschaftlichkeit massiv.
• Regelbare Anlagen mit intelligenter Steuerung können gezielt nur die Einspeisung ins Netz reduzieren, während der Eigenverbrauch im Unternehmen weiterhin aufrechterhalten bleibt. Das verbessert nicht nur die Wirtschaftlichkeit, sondern reduziert auch die Risiken durch volatile Marktpreise.
• Anlagen mit Speicher bieten zusätzliche Handlungsspielräume: Überschüssiger Strom kann zwischengespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt genutzt oder verkauft werden. Die Kombination aus Eigenverbrauch, Abregelung und Speicher ist aktuell die wirtschaftlich und netzdienlichste Betriebsweise.

Rolle der Direktvermarkter bei der Abregelung

Direktvermarkter reagieren sehr unterschiedlich auf negative Strompreise – je nach Vertragsgestaltung, technischer Infrastruktur und wirtschaftlichem Spielraum:

• Komplettabregelung ist selten: Selbst bei stark negativen Preisen werden Anlagen fast nie vollständig abgeschaltet. Marktanalysen zeigen, dass im Durchschnitt nur rund 10 % der Anlagen in der Direktvermarktung tatsächlich abgeregelt werden.
• Gezielte Reduktion der Netzeinspeisung ist Regelfall: Statt einer vollständigen Abschaltung wird meist nur die Einspeisung ins Netz reduziert – in Stufen, z. B. auf 50–60 % der Nennleistung. Produktion und Eigenverbrauch laufen weiter. Voraussetzung hierfür ist meist ein Smart Meter mit Steuerbox.
• Rechtliche & technische Hürden bestehen weiter: Viele Bestandsanlagen verfügen nicht über die nötige Steuertechnik oder sind in der Direktvermarktung vertraglich unflexibel eingebunden. Zudem fehlen einheitliche Standards für eine schnelle, marktorientierte Steuerung.

Kurzum: Die wirtschaftlichen Folgen negativer Strompreise treffen vor allem Betreiber unflexibler Anlagen. Wer frühzeitig in Regelbarkeit, Speicherlösungen und intelligentes Energiemanagement investiert, kann dagegen nicht nur Risiken vermeiden, sondern auch neue Erlöspotenziale erschließen – etwa durch dynamische Vermarktungsstrategien, Flexibilitätsmärkte oder optimierten Eigenverbrauch.

Strategien & Optionen für den Betrieb von PV-Anlagen bei negativen Strompreisen

Die Entwicklung hin zu häufigeren negativen Strompreisen macht deutlich: PV-Anlagen müssen zukünftig nicht nur Strom erzeugen, sondern auch systemdienlich and Flexible betrieben werden. Für Betreiber ergeben sich daraus mehrere strategische Handlungsfelder, um wirtschaftlich stabil zu bleiben und regulatorischen Anforderungen gerecht zu werden.

Regelbarkeit & Fernsteuerbarkeit sicherstellen

Für alle Anlagen mit (teilweiser) Einspeisung ins Netz wird die Regelbarkeit entscheidend: Nur wer gezielt und automatisiert auf Preissignale reagieren kann, vermeidet Verluste und erfüllt die Anforderungen der Direktvermarktung. Moderne Wechselrichter und EMS ermöglichen eine stufenweise oder dynamische Drosselung der Netzeinspeisung – bei gleichzeitigem Weiterbetrieb für Eigenverbrauch oder Speicherladung.

Zusammenarbeit mit dem Direktvermarkter optimieren

Ein enger Austausch mit dem Direktvermarkter ist essenziell. Nur wenn dieser über die technischen Voraussetzungen und Handlungsspielräume der Anlage informiert ist, kann eine flexible und marktorientierte Fahrweise abgestimmt werden. Betreiber sollten ihre Verträge prüfen und hinterfragen, wie stark und wie schnell der Direktvermarkter auf negative Preise reagiert – und welche Möglichkeiten zur Abregelung oder Speichersteuerung bereits integriert sind.

Speicherintegration prüfen

Batteriegroßspeicher bieten die Möglichkeit, Überschüsse zwischenzuspeichern und in späteren Zeitfenstern mit höheren Preisen selbst zu verbrauchen oder einzuspeisen. Insbesondere für mittelgroße bis große Gewerbeanlagen mit tageszeitlich schwankendem Verbrauch ist dies ein zunehmend wirtschaftlich sinnvoller Weg – vor allem, wenn Förderprogramme oder steuerliche Vorteile genutzt werden können.

Fokus auf Eigenverbrauch erhöhen

Ein wichtiger Hebel bleibt der direkte Eigenverbrauch: Je höher der Anteil des erzeugten Stroms, der unmittelbar im eigenen Betrieb genutzt wird, desto weniger ist die Anlage von negativen Börsenstrompreisen betroffen. Eine Load shifting – z. B. durch flexible Steuerung von Produktionsprozessen oder Ladeinfrastruktur – kann helfen, den Eigenverbrauch gezielt zu maximieren.

Frühzeitige Anpassung an regulatorische Entwicklungen

Mit Blick auf künftige Änderungen bei Einspeisevergütung, Netzentgelten und Flexibilitätsanforderungen (z. B. § 14a EnWG, zukünftige Redispatch-Anforderungen, Netzentgeltreformen) ist es ratsam, frühzeitig in Transparenz und Anpassungsfähigkeit zu investieren. Auch die Einführung dynamischer Netzentgelte und zeitvariabler Einspeisetarife wird PV-Anlagen in Zukunft stärker unter Druck setzen – oder gezielt belohnen, wenn sie systemdienlich betrieben werden.

Perspektiven & Ausblick für PV-Anlagen bei negativen Strompreisen

Die steigende Zahl an Stunden mit negativen Strompreisen ist kein kurzfristiges Phänomen – sondern Ausdruck eines tiefgreifenden Strukturwandels im deutschen Strommarkt. Photovoltaik-Anlagen sind ein zentraler Baustein der Energiewende, aber sie müssen sich zunehmend an veränderte Marktmechanismen und regulatorische Rahmenbedingungen anpassen.

Vom Einspeiser zum flexiblen Marktteilnehmer

Die klassische Rolle der PV-Anlage als reiner Stromlieferant wird abgelöst durch eine neue Erwartungshaltung: PV-Anlagen sollen künftig flexibel und netzdienlich betrieben werden. Dies bedeutet, dass sie bei negativen Strompreisen die Einspeisung automatisiert stoppen. In solchen Phasen sollten Betreiber bzw. Unternehmen bestenfalls sogar in der Lage sein,  zusätzlichen Strom aus dem Netzt aufzunehmen.

Dynamische Strommärkte & neue Geschäftsmodelle

Im Zuge der Strommarktreform gewinnen dynamische Preissignale, flexible Tarife und kurzzeitige Steuerbarkeit an Bedeutung. Durch PV-Anlagen in Kombination mit Speichern und intelligentem Energiemanagement entstehen neue Geschäftsmodelle, etwa zeitvariable Onsite-PPAs oder Speicher-Contracting mit Marktintegration. So werden Spot-, Flexibilitäts- und Kapazitätsmärkte oder netzdienliche Produkte für Betreiber zunehmend interessanter.

Risiken bei Untätigkeit – Chancen für Pioniere

Betreiber, die ihre Anlagen nicht rechtzeitig für die neue Marktlogik ertüchtigen, riskieren wirtschaftliche Verluste. Diese entstehen durch entgangene Erlöse, verpflichtende Abregelungen oder neue Abgaben bei netzbelastendem Verhalten. Gleichzeitig eröffnet sich ein neues Chancenfeld für jene, die frühzeitig in Flexibilität investieren. Präzisere Reaktionen auf Preissignale, kombinierte Speicherlösungen, sektorübergreifende Nutzung (z. B. PV & E-Mobilität) und die Positionierung als systemdienlicher Stromakteur sind lukrative Felder.

Langfristige Perspektive: Lokale Strommärkte & sektorübergreifende Integration

Mit zunehmender Digitalisierung und Dezentralisierung wird auch die regionale Vermarktung von PV-Strom attraktiver. Möglich ist dies durch lokale Stromgemeinschaften, bidirektionale Netze oder direkte Lieferverhältnisse (Onsite-PPA). Langfristig wird die Rolle von PV-Anlagen über den Strommarkt hinausreichen: Sie werden integraler Bestandteil vernetzter Energiesysteme, die Strom, Wärme, Mobilität und Speicher intelligent verknüpfen.

Conclusion

Die Zahl negativer Strompreis-Stunden steigt. Für Betreiber gewerblicher PV-Anlagen bringt das erhebliche wirtschaftliche und technische Herausforderungen mit sich, vor allem wenn der erzeugte Strom nicht vollständig selbst verbraucht wird.

Seit Februar 2025 entfällt bei negativen Preisen die EEG-Vergütung ab der ersten Stunde. Eine Abregelung der Einspeisung wird verpflichtend, während der Förderzeitraum entsprechend verlängert wird. Nicht regelbare Anlagen geraten damit zunehmend unter wirtschaftlichen Druck.

Die Lösung: Eine konsequente Auslegung auf Eigenverbrauch, ergänzt durch Speicherlösungen und eine fernsteuerbare Regeltechnik. So können Betreiber gezielt auf Marktpreissignale reagieren, Eigenverbrauch priorisieren und Verluste vermeiden.

Wer heute in die Flexibilität seiner PV-Anlage investiert, sichert die Wirtschaftlichkeit auch in einem zunehmend volatilen Strommarkt.

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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 Electric vehicles mit einer Sonderabschreibung von 75 % im ersten Jahr. Diese Maßnahme wird voraussichtlich den Ausbau der Charging infrastructure 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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2 MWp für die SCHÄFER WERKE Gruppe

The Solar park mit einer Gesamtfläche an PV-Modulen von über 9.000 Quadratmetern ist nordöstlich des SCHÄFER Geländes auf dem Pfannenberg entstanden. Die installierte Leistung von annähernd zwei Megawatt-Peak (2 MWp) ist in der Lage, rund ein Drittel des Gesamtstrombedarfs am Hauptstandort der SCHÄFER WERKE Gruppe abzudecken. Die umweltfreundliche Stromerzeugung ermöglicht eine jährliche Einsparung von 926.574 kg CO₂. Angestrebt wird ein hoher Eigenverbrauchsanteil von 68,1 % der gewonnenen Solarenergie. Dadurch reduzieren die SCHÄFER WERKE ihre Abhängigkeit von externen Energiebezügen, steigern ihre Versorgungssicherheit und optimieren gleichzeitig ihren CO₂-Fußabdruck.

Ökologische Verantwortung

Als familiengeführtes Unternehmen mit über 85-jähriger Historie sieht sich die SCHÄFER WERKE Gruppe seit jeher in der Verantwortung, ökologische Nachhaltigkeit bei allen geschäftlichen Aktivitäten zu berücksichtigen und entsprechende Maßnahmen zu ergreifen. „Die Fertigstellung des Solarparks ist ein entscheidender Schritt in eine nachhaltige Zukunft. Die Investition in Millionenhöhe bildet einen zentralen Baustein unseres Konzeptes, mit dem wir bis 2030 die eigene Klimaneutralität gemäß Scope 1 und 2 erreichen wollen“, sagt Marcus Düber, Geschäftsführer der SCHÄFER WERKE Gruppe. Als positiven Zusatzeffekt bietet das rund 11.500 Quadratmeter große Gelände mit der Fertigstellung des Solarparks zukünftig ökologisch wertvolle Rückzugsräume für Pflanzen, Insekten, Vögel und Reptilien.

Nachhaltige Umsetzung mit CO₂-reduziertem Stahl

Hohe Standards in Sachen ökologisch verträglicher Herstellung galten ebenso für die bauliche Umsetzung des Solarparks. So kam für die Gestelle der PV-Module ausschließlich CO₂-reduzierter Stahl von ArcelorMittel zum Einsatz. Verantwortlich dafür zeichnet das EMW Stahl-Service-Center, ein Geschäftsbereich der SCHÄFER WERKE Gruppe. Das Unternehmen versteht sich als Vorreiter beim Handel und Verarbeitung von sogenanntem „grünem Stahl“. In enger Zusammenarbeit mit dem Kunden BECKER Profile GmbH konnte EMW zudem kurze Wege bei der Bearbeitung der benötigten Stahlprofile verwirklichen – für ein ganzheitlich ökologisches Projekt.

Solarenergie für eine nachhaltige Zukunft from CUBE CONCEPTS

Die Planung und Umsetzung des Solarparks erfolgte in Zusammenarbeit mit CUBE CONCEPTS, einem erfahrenen Planungs- und Full-Service-Unternehmen für gewerbliche Photovoltaikanlagen. „Wir freuen uns sehr, dass unsere Spezialisten auch für diesen Standort eine maßgeschneiderte Lösung für eine zukunftsweisende Energiegewinnung konzipieren und realisieren konnten“, erklärt Luca Bermpohl, Account-Manager bei CUBE CONCEPTS. „Das Projekt am Pfannenberg zeigt, wie Unternehmen ihre Nachhaltigkeitsstrategie konsequent mit ökologischen Mehrwerten und einem wirtschaftlichen Nutzen verbinden können.“

Marcus Düber: „Die Inbetriebnahme unseres Solarparks am bundesweiten Tag der Nachhaltigkeit stellt einen Meilenstein für die SCHÄFER WERKE Gruppe dar. Unser Dank gilt allen externen Partnern und Dienstleistern sowie unseren engagierten Mitarbeitenden, die zu der erfolgreichen Umsetzung beigetragen haben.“

Über SCHÄFER WERKE

Die familiengeführte SCHÄFER WERKE Gruppe mit Hauptsitz in Neunkirchen im Siegerland ist mit diversifizierten Geschäftsbereichen weltweit tätig: EMW Stahl-Service-Center, Lochbleche, Behältersysteme und Industriecontainer, Infrastruktur für Rechenzentren sowie Einrichtungen für Büro und Werkstatt. Diese Geschäftsbereiche arbeiten auf der gemeinsamen Grundlage hochwertigen Stahlfeinblechs, dessen Verarbeitung zu den traditionellen Kernkompetenzen des Unternehmens gehört.

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Die Stromkosten für Unternehmen steigen – nicht trotzbut 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 (Atypical grid usage, Belt load 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:

• The 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.
• Dynamic grid charges 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.

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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.

With Solar systems rechnen Wissenschaftler im Durchschnitt mit einer Service life from about 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.

With Wind turbines liegt die typische Service life 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 Large-scale battery storage 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 Energy management system.

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 and Investments 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.

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1. PV support program for systems outside the EEG

A central funding program is aimed at companies that want to set up photovoltaic systems outside of the traditional EEG remuneration. Specifically Floating photovoltaic systems - i.e. installations on bodies of water such as quarry ponds - and Agri-photovoltaic systems in which photovoltaics is combined with agricultural use. The prerequisite is an installed capacity of at least 100 kWp. The systems may not receive any subsidies under the Renewable Energy Sources Act (EEG) during their entire operating life.

Funding is provided for expenditure on key system components, including photovoltaic modules, inverters, substructures, installation services, cabling and the grid connection. The funding is provided as partial financing. Companies can up to 25 % of the eligible investment costs as a grant, up to a maximum of 1,000,000 euros per project. Projects are selected on a case-by-case basis by the approval authority. The basis is a meaningful project description.

Applications are submitted online via the NRW funding portal. It is important to note that the funding decision must be received before the start of the measure - a premature start to the project will result in exclusion from the funding. The project may only be commissioned and implementation started after a positive decision has been made. The funding measure can be applied for until June 30, 2027.

2. PV support program for consulting services for expansion

In addition to direct investment funding, the state of NRW also supports Preparatory planning services. Companies can receive grants for feasibility studies, potential analyses, economic feasibility studies or environmental assessments that are carried out in connection with the construction or expansion of Ground-mounted photovoltaic systems resp. Solar parks are available. Grid connection inspections, preliminary structural investigations or services to support construction management procedures are also eligible for funding.

These services must be provided by external, qualified and independent consultants. Consultants are considered qualified if they have worked in the field of industrial or energy industry systems in the last two years and can provide appropriate references. Only one grant is possible per grid connection and location.

For companies, the subsidy amounts to up to 70 % of the eligible consultancy costs, up to a maximum of 35,000 euros. This funding is also granted on a pro rata basis and must be applied for before the services are commissioned. Once the measure has been completed, the proof of use can be submitted, whereupon payment will be made. The funding measure also runs until June 30, 2027.

Submit applications for PV subsidy programs in good time

For companies in NRW, it is worth taking a closer look at the current PV subsidy programs. Anyone who wants to implement innovative system types without EEG remuneration or carefully prepare larger PV projects receives effective financial support via the state funding. In both cases, the following applies: the funding application must be submitted and approved in good time before implementation can begin.

The programs therefore not only offer an opportunity to reduce costs, but also a structured entry into a sustainable and independent energy supply.

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Why is the reform of electricity grid charges necessary?

The current Electricity Grid Charges Ordinance (StromNEV)which currently regulates the formation of grid fees, expires on 31.12.2028. In 2021, the European Court of Justice ruled that the regulation based on ordinances issued by the German government violates European law - in particular the Electricity Directive. The ECJ also ruled that the regulatory authorities of the member states should be granted more autonomy. The German government already complied with this in 2024 in an amendment to the Energy Industry Act (EnWG). The Federal Network Agency must therefore independent and independent decide on the structure of the grid fees.

At the same time, the energy system has changed fundamentally over the past two decades. The Integration of renewable energieswith its increasing decentralized energy generation, digitalization and flexibilization, places new demands on the charging system. The current model is increasingly reaching its limits and experts now estimate the costs for the urgently needed grid expansion at almost 700 billion euros. The aim of the reform is to create incentives that serve the market, ensure cost-appropriate allocation and guide investments efficiently - especially in a system with a growing number of prosumers, storage facilities, controllable consumption equipment and volatile feed-in.

What is being discussed in the reform of electricity grid fees?

In the discussion paper that has now been presented, the Federal Network Agency presents numerous options for how the charging system could be structured in the future. The initial focus is on a fundamental restructuring of the grid fees for distribution and transmission grid operators. In principle, the previous special regulations such as individual grid fees in accordance with Section 19 (2) StromNEV, fees in accordance with Section 14a EnWG or avoided grid fees in accordance with Section 18 StromNEV are also up for debate. In the discussion that is now starting, the authority still reserves the right to grant special discounts at a later date, but it had already announced that at least the Belt load-Privileg im Rahmen des Reformvorhabens auslaufen zu lassen.

Further points for discussion are:

Participation of feeders in grid costsCurrently, only end consumers pay grid fees in Germany. The Federal Network Agency is discussing whether operators of generation plants should also be required to finance grid expansion in future, as is the case in other European countries. Possible options would be feed-in-dependent charges or a flat-rate basic grid charge for feeders.

Introduction of new remuneration componentsCurrently, all charges above low voltage are purely consumption-based, although consumption is not necessarily the cost driver. Proposals include flat-rate basic prices, capacity prices or direct pricing of the ordered grid connection capacity.

Greater consideration of prosumersIn the low-voltage sector, the basic price share for prosumers could be increased in order to reflect their grid usage more fairly and ensure an appropriate share of the grid costs.

Dynamic grid chargesThe introduction of time- and location-variable charges based on the actual grid load is seen as a long-term option. However, this would require an almost complete digitalization of the grid and grid users. Initial approaches exist in the definition of controllable consumption devices.

Specific regulations for storage tanks: The Federal Network Agency emphasizes that electricity storage and Large-scale battery storage play an important role in system stability. The grid-friendly integration of storage facilities should therefore be specifically addressed. A differentiated fee regulation for storage facilities is also part of the discussion paper.

Why this reform is so important

According to Klaus Müller, President of the Federal Network Agency, the reform is about much more than technical details:

"Firstly, the number of users who pay the full amount of fees is becoming smaller and smaller - while costs are rising at the same time. Secondly, there is a lack of sufficiently effective signals as to how and where systems can be operated cost-effectively. Thirdly, there are currently no incentives in the system that reward flexible behavior - rather the opposite."

The aim is an efficient, future-proof grid fee system that does not hinder the energy transition but actively supports it. The development of this system should be open-ended, transparent and involve the broad participation of all stakeholders.

What are the next steps in the reform of electricity grid fees?

The reform process will start with an initial industry workshop on June 2 and 3, 2025. Market participants can submit their comments on the discussion paper by June 30, 2025. Further specialist events and exchange formats are to follow. The Federal Network Agency plans to issue one or more binding regulations on this basis in the coming years, which will gradually replace the previous provisions of the StromNEV.

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What is the exchange electricity price?

The exchange electricity price is the price at which electricity is traded on the electricity exchange. EEX (European Energy Exchange) in Leipzig or at the EPEX Spot is traded in Paris. It is created in the so-called Day-ahead marketwhere supply and demand meet for each hour of the following day. The most expensive bid still required determines the electricity price for that hour - a principle known as the merit order. In the Intraday trading producers, energy suppliers, traders, energy-intensive companies or banks can even buy or sell electricity up to five minutes before the start of delivery. Factors influencing the electricity exchange price generally include generation capacities, weather conditions, consumption patterns and political decisions.

Causes of the current strong fluctuations

The increase in volatile exchange electricity prices can be attributed to three main factors:

1. increase in renewable energies in the electricity mix

The increasing share of solar and wind energy, which is already at around 60 %, has fundamentally changed the structure of exchange electricity prices. Unlike conventional power plants, renewable sources do not feed into the grid constantly, but rather depending on the weather and often in large quantities at once. This leads to negative prices in the event of oversupply - particularly at midday when there is strong solar radiation or at night when there is strong wind.

2. limited storage and grid capacities

Electricity surpluses cannot always be flexibly absorbed or distributed due to a lack of sufficient storage infrastructure and grid capacity. As a result, prices fall when there is a surplus of electricity and rise sharply when there is a shortage. The expansion of storage facilities and grids is therefore crucial in order to cushion price peaks in both directions and enable the integration of renewable energies.

3. global, geopolitical & regulatory factors

Gas prices, CO₂ certificates, geopolitical developments (e.g. the war in Ukraine), power plant availability and uncertainties in the global economy also influence the electricity exchange price. For example, the record high of € 871/MWh in August 2022 was a direct result of the gas price explosion. Regulatory interventions - such as changes to the EEG or state price caps - can also have a massive impact on the market price in the short term.

Volatile exchange electricity prices as an opportunity for flexible consumers and companies

Despite the challenges, the price fluctuations on the electricity market offer great opportunities - especially for flexible consumers, prosumers and companies with controllable loads.

Dynamic electricity tariffs

With dynamic electricity tariffswhich are based on the current electricity exchange price, consumers can make targeted use of times with favorable prices - for example to charge electric cars, heat pumps or battery storage systems.

Battery storage as a key technology

Commercial Large-scale battery storage can absorb electricity during low-price phases and feed it back into the grid at times when prices are high - a model that is not only economically attractive, but also beneficial to the grid. The market for large-scale storage systems is therefore experiencing a real boom.

Industrial process control

Energy-intensive processes in industry and commerce can also be shifted to low-price phases, for example through intelligent load control, such as the CUBE EfficiencyUnit (energy management system). Midday solar power peaks in particular can already be predicted and utilized relatively well today.

How companies can actively use the exchange electricity price

Companies can optimize their electricity costs if they understand the mechanisms of the electricity market and make targeted use of them:

• Hedging on the futures market protects against long-term price risks.
• Spot market utilization enables short-term reactions to price developments.
• Generating your own electricity with PV systems reduces dependence on volatile prices.
• Use of intelligent energy management systems enables automated reactions to stock market price signals.

Outlook: What does the future hold?

In the long term, grid expansion, intelligent control systems and more storage systems are expected to smooth out price peaks. Nevertheless, the electricity exchange price remains a key signal for the energy system of the future. It shows when electricity is particularly scarce or particularly cheap - and therefore when flexibility is required.

Conclusion

The increasing volatility of the electricity exchange price is both a challenge and an opportunity. Those who understand this can not only reduce electricity costs, but also actively contribute to the energy transition. Flexible consumers, modern storage solutions and dynamic tariffs are therefore becoming the backbone of an efficient, decentralized electricity system.

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A good 9,000 m² of the roof surface of the imposing building has been fitted with more than 4,500 modules by the photovoltaic experts from CUBE CONCEPTS in recent months. The system produces almost 1,900 MWh of electricity per year, much of which is used directly by the site. This saves the plant more than 850 tons of CO₂ per year. The aim is to further expand the number of PV systems in Europe by 2026 and to establish a sustainable energy supply worldwide by 2030.

Background: Wilsdruff plant

The Wilsdruff site is part of the Global Footprint of Purem by Eberspächera specialist for exhaust and acoustic systems. Highly efficient exhaust aftertreatment systems are developed and produced here, which meet the strictest emission requirements such as the Euro 7 standard. The site supplies leading commercial vehicle manufacturers in Europe.

Sustainability at Eberspächer

The Eberspächer Group is pursuing the goal of making its production CO₂-neutral by 2030. The company already uses green electricity at all of its German sites and at half of its plants worldwide. By 2026, 60% of energy consumption worldwide is to come from renewable sources. Photovoltaic systems are a central component of the sustainability measures.

About Purem by Eberspächer

As one of the world's leading system providers, Purem by Eberspächer produces exhaust gas purification and acoustic systems for passenger cars, commercial vehicles and the non-road sector. The innovative products improve air quality worldwide and sustainably reduce noise emissions. Based on its existing core competencies, Purem by Eberspächer develops systems for the exhaust gas aftertreatment of hydrogen engines and balance of plant components for fuel cell systems. 

About the Eberspächer Group

The Eberspächer Group is one of the leading system developers and suppliers in the automotive industry. The family-owned company based in Esslingen am Neckar stands for innovative solutions in the fields of exhaust technology, thermal management and vehicle electronics for various vehicle types.

In classic drives and e-mobility, Eberspaecher components and systems ensure greater comfort, greater safety and a cleaner environment. In the use of hydrogen as an energy source, Eberspaecher is paving the way for future technologies.

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The core elements of the EU Clean Industrial Deal

The EU Clean Industrial Deal pursues several key approaches to ensure a sustainable and competitive European industry. This includes reducing energy costs through simplified competition rules and tax relief. The EU Commission wants to promote investment in clean technologies with a financing volume of 100 billion euros from the EU Emissions Trading Scheme and an expansion of the Horizon Europe flagship initiative for research and development. Additional 50 billion euros The increase in the InvestEU programme is intended to mobilize innovative projects.

An important component of the deal is the Reducing bureaucratic hurdles. Simplified approval procedures and a reform of public procurement should enable companies to implement sustainable investments more quickly. At the same time, the EU is increasingly focusing on Resource efficiency and recyclingwith the aim of achieving by 2030 25 % of strategic raw materials from recycling processes. The new EU Critical Raw Material Center is intended to help pool European companies' demand for raw materials centrally, procure them efficiently on the global market and ensure fair market conditions.

The plan also includes Strong trade policy measuresincluding the simplification and expansion of the Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM)to ensure fair competition at a global level. At the same time, new trade agreements are being sought with international partners in order to stabilize supply chains.

Another focus is on social aspects and workplaces. The Clean Industrial Deal provides for programs to upskill workers and promotes training initiatives such as Erasmus+ the qualification of skilled workers in key sectors. The EU Commission expects that these measures will 500,000 new jobs are created.

Timetable for the EU Clean Industrial Deal

In order to achieve these ambitious goals, the European Commission has drawn up a structured roadmap that provides for the gradual implementation of the measures.

The EU is already launching key legislative initiatives in the first quarter of 2025. These include a Action plan for Affordable energywhich Extension of the Gas Storage Ordinance and a draft law on the production of low-carbon hydrogen that provides legal certainty for electrolysers. In addition, the EU will First list of strategic projects for critical raw materials and start simplifying the CBAM. The commission for the qualification of additional specialists is also due to begin its work in Q1.

The introduction will follow in spring and summer 2025 State aid framework for the Clean Industrial Deal, a Recommendation on grid charges of the member states and the adoption of the Ecodesign working plan. A pilot auction of the Innovation Fund and a review of the CBAM amendments are planned for the fall.

By the end of 2025, the EU will have passed a law to accelerate the industrial decarbonization which simplifies permits for industrial energy use and creates a Label for low-carbon products. At the same time, new guidelines for Horizon Europe will be published and trans-Mediterranean cooperation in the field of clean technologies will be expanded.

Further milestones are scheduled for 2026, including the launch of the EU Industrial Decarbonization BankThe introduction of new legislative proposals to extend CBAM and the revision of the public procurement directives. The EU will also be EU Center for Critical Raw Materials and set new standards with a law on the circular economy. An ecological VAT initiative will also promote sustainable economic models.

Ambitious goals of the EU Clean Industrial Deal

The EU Clean Industrial Deal pursues ambitious goals. Strategic investments, a reduction in bureaucracy and new market incentives are intended to make European industry fit for the future and competitive. By promoting the clean tech industry, the expansion of renewable energies and greater electrification, the EU Commission is focusing on lower energy prices, sustainable production and the creation of European lead markets for green technologies. In addition, raw materials are to be recovered through recycling and the relevant skilled workers trained. It remains to be seen whether European companies will successfully manage the green transformation in this way and depends largely on the implementation of the measures and international competitiveness.

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Background to the Solar Peak Act for PV systems 2025

The background to the Solar Peak Act is the Increasing volatility of electricity generation due to the massive expansion of renewable energies, particularly photovoltaics. In recent years, high feed-in volumes from solar power systems have led to more electricity being produced in certain hours than could actually be consumed. This Overcapacity on the electricity exchange sometimes lead to negative electricity pricesbecause many PV systems still cannot be regulated remotely.

This development not only puts a strain on the electricity grid, but also leads to an increasing financial burden through the support system of the Renewable Energy Sources Act. To counteract these problems, feed-in is now to be controlled in a more market-oriented manner. Operators of solar installations that do not have intelligent control of their generators, consumers or large-scale battery storage systems must expect restrictions on grid feed-in in future or must meet additional requirements for the controllability of their installations.

Key points of the Solar Peak Act for PV systems 2025

The Solar Peak Act will bring far-reaching changes for operators of PV systems from 2025. The aim is to optimize the integration of solar power into the grid, improve market incentives and ensure grid stability. The most important regulations at a glance:

 - No feed-in tariff with negative electricity prices

Operators of new PV systems from 7 kWp that are connected to the public grid after the law comes into force will no longer receive an EEG feed-in tariff in hours with negative electricity prices. This measure is intended to reduce market distortions and promote self-consumption.

 - Compensation mechanism for lost remuneration

The lost hours are added to the regular 20-year EEG subsidy. This extends the entire EEG remuneration period by the hours with negative exchange electricity prices. This is intended to ensure the long-term economic viability of the plants.

 - Feed-in limitation to 60 % without radio ripple control receiver

Systems over 100 kWp may only feed 60 % of their nominal output into the public grid until a radio ripple control receiver or smart meter is installed and receive no compensation. Existing PV systems can voluntarily switch to the new regulation and benefit from an increase in the feed-in tariff of 0.6 cents/kWh.

 - Obligation for controllability and smart meter integration

New PV systems from 100 kWp must be equipped with smart metering systems. This allows grid operators to intervene at critical times to ensure grid stability.

 - Facilitated direct marketing for PV systems under 100 kWp

Smaller PV systems can more easily go into direct marketing and sell their electricity more easily on the exchange without being obliged to do so. Direct marketing is only mandatory from 100 kWp.

 - Technical "TÜV" for large PV systems

A mandatory technical testing mechanism will be introduced for systems from 100 kWp. Grid operators will also be given the right to carry out test shutdowns to ensure the controllability of the systems.

 - More flexible control of large battery storage systems

A new demarcation option is to be created by precisely measuring the electricity volumes based on 950 full-load hours per year, which are converted into quarter hours and multiplied by a factor of 0.5. Double levies for back-stored electricity volumes are to be avoided from 2026.

 - Focus on self-consumption & intelligent networking

Operators who specifically use their solar power themselves, store it or feed it into the grid flexibly will benefit the most in future.

Overall, analyses show that operators without storage or intelligent energy management can expect to lose an average of 20 percent of their feed-in tariff. However, investments in storage solutions or dynamic electricity tariffs could significantly reduce these losses.

Criticism & challenges

The solar peak law brings Economic challenges with it. From 2025, operators must be prepared for the fact that traditional sources of income could be reduced. Without additional measures such as Large-scale battery storage or a flexible load or energy management system (EMS) such as the CUBE EfficiencyUnit are threatened with financial losses. At the same time, however, the new regulations also offer opportunities: those who invest in innovative storage or self-consumption solutions at an early stage could benefit in the long term.

The new compensation mechanism through the simple extension of the EEG remuneration period can be used for the Financing some larger PV projects to problems lead. Although the overall focus is on optimizing self-consumption, there is a lack of targeted support for battery storage systems. However, these are essential in order to make surplus electricity Use flexibly and relieve the load on the grid. Without appropriate funding incentives, many operators could face financial hurdles that make sustainable investment in storage technologies more difficult.

Another controversially discussed topic is the extended Controllability of energy systems by grid operators and the Mandatory smart meter rollout with the associated administrative adjustments. While this intervention option is intended to help stabilize the grid, it is also seen as a potential restriction of property rights. In practice, it remains to be seen how often and to what extent grid operators will actually make use of this measure.

Despite the existing points of criticism, the Solar Peak Act offers both risks and new opportunities. The decisive factor will be how flexibly operators, grid operators and legislators react to the challenges ahead.

Opportunities & prospects of the Solar Peak Law for PV systems 2025

The need to ensure grid stability, strengthen market mechanisms and make self-consumption more attractive is accompanied by considerable challenges. In particular, the restrictions on feed-in tariffs in the event of negative electricity prices and the compensation procedure could affect the economic viability of many planned PV systems from 2025. At the same time, the Solar Peak Act opens up new opportunities: operators who invest in intelligent storage and control technologies at an early stage can secure long-term economic advantages. Whether it will be possible to integrate renewable electricity generation into the grid more efficiently will be seen in practice and in the further development of the law.

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Increase in ⌀ global radiation by 3.5 kWh/m² per year

Since the start of systematic measurements in 1983, global radiation in Germany has increased by an average of 3.5 kWh/m² per year has risen. While values of around 1,005 kWh/m² were common in the 1980s, the figures today are constantly above 1,100 kWh/m² and fluctuate more strongly. Overall, the growth correlates with rising temperatures and changing atmospheric conditions, which are associated with climate change.

Spatial and seasonal distribution of global radiation

As in previous years, the values varied greatly from region to region. The lowest global radiation was recorded in 2024 with 1,007 kWh/m² measured in the low mountain ranges and in Schleswig-Holstein, while in southern Bavaria with 1,246 kWh/m² recorded the highest value. This distribution corresponds to the typical pattern with increasing radiation intensity from northwest to southeast. On a monthly basis, 2024 also showed a typical seasonality with maximum values in the summer months and lower values in winter. Particularly noteworthy is the August 2024in which with 159.3 kWh/m² the long-term average of 140.8 kWh/m² was exceeded by 13 percent. In contrast, the values in February and December were below average, which can be attributed to high cloud cover and low sunshine duration.

Comparison of annual totals

With an annual total of 1,113 kWh/m², 2024 is in first place. eighth place among the years with the highest radiation levels since measurements began. The highest values were recorded in 2022 (1,227 kWh/m²), 2018 (1,207 kWh/m²) and 2003 (1,197 kWh/m²). In contrast, the lowest values were recorded in 1987 (950 kWh/m²) and 1984 (970 kWh/m²).

Conclusion: Global radiation in 2024 remains at a high level

The radiation year 2024 confirms the long-term trend of increasing global radiation in Germany. Despite moderate values compared to the peak years, the average radiation intensity remains well above the long-term average. The development of global radiation is a key parameter for climate research and has a direct impact on the yield of photovoltaic systems. In view of the continuing trend towards higher radiation values, further increases in global radiation values can also be expected in the coming years.

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In recent years, the grid fees for industry and commerce have increased significantly. While they were still around 28 % of electricity costs in 2023, they increased to 28-31 % in 2024. For 2025, a further increase to around 38 % expected. This development is primarily due to rising grid expansion costs and poses a noticeable threat to energy-intensive companies in Germany in particular.

Grid fees 2025: Regional differences in industry and commerce

The new distribution of grid costs will reduce the grid fees for industry and commerce by an average of 6.9 %. However, the actual relief or additional burden depends heavily on the location and the individual consumption profile.

Regions with falling grid charges

Industrial companies and commercial customers in federal states with a high proportion of renewable energies will benefit the most from the new regulation. Grid fees are expected to fall by an average of:

• Schleswig-Holstein: -29 %
• Mecklenburg-Western Pomerania: -29 %
• Brandenburg: -21 %
• Bavaria: -16 %
• Thuringia: -15 %
• Saxony & Saxony-Anhalt: -7 %
• Hesse: -4 %
• Lower Saxony: -4 %
• Baden-Württemberg: -1 %

Regions with rising grid charges

In some regions of Germany, however, companies will have to prepare for higher grid fees. The largest increases are expected in the following federal states:

• Berlin: +7 %
• Hamburg: +6 %
• Rhineland-Palatinate: +4 %
• North Rhine-Westphalia: +2 %
• Saarland & Bremen: +1 %

Effects on companies and competitiveness

The reduction in grid fees in regions with a strong renewable energy sector could make companies based there more competitive and create incentives for new investments. Energy-intensive industrial companies in Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Western Pomerania and Brandenburg in particular will benefit from the reduction in grid fees. On the other hand, companies in metropolitan areas such as Berlin and Hamburg must expect rising costs, which has a negative impact on their attractiveness as a business location.

Conclusion: How companies should act now

Companies should closely examine their individual grid fees for 2025 and take measures to optimize their electricity consumption if necessary. Companies in regions with rising grid fees in particular should reduce their energy costs in the long term by making more efficient use of their own electricity generation or adapting their load management. At the same time, the new regulation offers an opportunity for companies in relieved regions to improve their cost structure and drive forward investments in sustainable energy concepts.

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Der Beitrag Netzentgelte 2025 für Industrie & Gewerbe erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Composition of European industrial electricity prices

Industrial electricity prices are determined by various factors. The largest share is usually accounted for by wholesale prices on the Spot marketswhich are decisive when concluding contracts with energy suppliers. In addition Grid charges, Taxes and Charges.

Companies with high energy consumption often benefit from special reliefs such as Subsidies, Tax concessions or reduced grid chargesas for example in Germany the "Band current-privilege" or the "Atypical grid usage" in accordance with Section 19 (2) StromNEV. In addition, many large consumers still receive free CO₂ certificates as part of European emissions trading and have access to individually negotiated, often not publicly known, special contracts.

Europe's industrial electricity prices 2024 at a glance

In 2024, the average European industrial electricity price was 18.7 cents/kWh for industry with an annual consumption of between 20 MWh and 500 MWh. This includes the grid fees. However, VAT and other fees were not taken into account.

According to the survey, companies in Ireland paid the highest prices at 25.6 cents/kWh, followed by Cyprus (24.5 cents). The lowest prices were recorded in Finland (9.3 cents), Sweden (9.4 cents) and Denmark (9.8 cents). Germany was with 23.3 cents/kWh about 25 % above the EU average, with industrial customers with lower consumption (< 20 MWh) in the medium voltage only 16.99 cents/kWh on average. Companies in Poland paid 20.8 cents, which was 11 % below the average, while in France almost 27 % less was charged at 17.1 cents.

Challenges in comparing Europe's industrial electricity prices

Several factors make it difficult to compare industrial electricity prices:

• Inconsistent cost structures: The composition of electricity prices varies considerably between countries. For example, although procurement and distribution costs are high in the Netherlands, the overall price there remains lower than in Germany.
• Regulatory differences: Countries with a high proportion of renewable energies often have lower generation costs than those that rely heavily on fossil fuels. In addition, national subsidy programs, electricity taxes and value-added taxes have different effects.
• Currency and market differences: Fluctuating exchange rates, different market conditions and geopolitical situations influence costs and make direct comparisons difficult.

Development & outlook

The development of industrial electricity prices in Europe varied in 2024, with a general trend towards higher prices. Stabilization and Partial reduction was observed. In Germany, the industrial electricity price fell by around % compared to 2023. In some countries, electricity prices fell significantly, for example in Romania (-55 %), the Netherlands (-43 %), Belgium (-23 %) and Lithuania (-18 %). However, other countries recorded price increases, including Ireland (+51 %), Spain (+34 %) and France (+20 %). These developments reflect Regional differences in electricity generation and procurement.

Procurement costs are a significant component of industrial electricity prices. Companies can influence their costs through strategic procurement concepts. Fixed price procurement offers Stabilitywhile spot market procurement Flexibility and potential savings. Generating our own electricity through the use of renewable energies and innovative approaches always reduces costs and enables stable prices in the long term.

Easing of Europe's industrial electricity prices in 2024

Industrial electricity prices in Europe have eased to some extent in 2024, but there are still major differences between countries. Germany is slipping further up the rankings due to high levies and surcharges, as our article from the end of 2023 "Industrial electricity prices in a European comparison" shows. Overall, a stable and affordable industrial electricity price remains crucial in order to secure the long-term competitiveness of the German and European economy. Companies can reduce their costs and contribute to decarbonization at the same time through strategic procurement and increased use of renewable energies.

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Der Beitrag Europas Industriestrompreise 2024 erschien zuerst auf CUBE CONCEPTS.

Purpose & advantages of ZEREZ

From February 1, 2025, the use of ZEREZ legally binding. The aim is to strengthen the safety and reliability of the energy supply by making grid connection procedures more efficient and transparent. This applies in particular to all units and components in accordance with the VDE technical connection rules (VDE-AR-N 4105, 4110 and 4120) for the entire Plant certificate. The most important advantages at a glance:

• Manufacturers can securely and securely Publish centrally.
• Certification bodies can Uncomplicated changes and the Duty of supervision perceive.
• Network operator receive fast and easy access to all necessary Certificate data.

The register entries facilitate the grid connection processas all relevant information such as performance values and parameters are provided via the unique ZEREZ ID. This saves planners and operators of decentralized energy systems time and effort.

Legal basis & use

The legal basis for ZEREZ is set out in the § 49d of the Energy Industry Act (Energy Industry Act) and the Electrotechnical Properties Verification Ordinance (NELEV). Manufacturers and certification bodies have been able to voluntarily enter their certificates for several months now. From February 2025, entry in the register will be mandatory. It will then no longer be possible to connect systems without a valid certificate to the public electricity grid.

Functionality of the certificate register

ZEREZ lists all certificates that prove the electrical properties of generating units and components. These certificates are only issued by accredited certification bodies. The most important functions include

• Clear identification by the ZEREZ-ID: Each certificate is given a registration number.
• Access for authorized bodies: Grid operators can view the certificates required for the grid connection check.
• Data security and efficiencyThe digital platform replaces the previous postal transmission of documents and enables a dual control principle between manufacturers and certification bodies.

Mandatory from February 2025

From February 2025, systems and units requiring certification may only be connected to the electricity grid with a certificate stored in ZEREZ. This applies in particular to

• Photovoltaic systems (inverters and additional components)
• Battery storage systems or Large-scale battery storage
• Combined heat and power plants and other power generation units

Network operators will check the completeness of the certificates using the ZEREZ ID before commissioning takes place.

ZEREZ as a digital solution

ZEREZ has provided the energy industry with a centralized and digital solution that both simplifies grid connection procedures and improves the safety and reliability of the electricity grid. CUBE CONCEPTS welcomes the long overdue online certificate register. The voluntary use during the transition period until February 2025 gave all parties involved time to prepare for the new processes.

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Focus on PV expansion also in 2024

Two thirds of the newly installed photovoltaic systems were on rooftops or to Facades erected, a third party on open spaces. Bavaria led the federal state rankings with an expansion of 4.0 GW, while the largest single plant was connected to the grid in Saxony with a capacity of 162 MW. The Federal Network Agency registered 435,000 balcony power plants with a total output of 400 MW, which corresponds to a share of 2.6 % of new photovoltaic installations. This is a doubling compared to the previous year. However, the actual number of balcony systems is likely to be higher, as many were not reported. Although the PV expansion in Germany did not double as in 2023, it is getting closer and closer to the annual expansion target. From 2025, 22 GW are to be installed each year in order to reach around 215 gigawatts of PV capacity in Germany by 2030.

Battery storage increasingly popular for PV installations

The combination with a Battery storage is playing an increasingly important role in PV expansion. The average gross output of these storage systems increased slightly. The installed storage capacity of large storage systems increased of 1.4 GWh in 2023 to 2.6 GWh Added to this are the capacities of photovoltaic home storage systems and commercial battery storage systems. According to an analysis, 1.51 million home storage systems were installed in the first half of 2024 alone, with a total capacity of around 13 GWh have. The capacity of the commercial battery storage system of around 1.1 GWh. This adds up to the installed storage capacity in 2024 to just under 16 GWh. Further large storage facilities are already planned for 2025.

Contribution of renewables to electricity generation in 2024

Renewable energies assumed a key role in electricity generation in 2024: 62.7 % of net electricity production came from renewable sources, with 275.2 TWh of energy produced. The share of solar energy in electricity production grew by 18 % and accounted for 14 % of total generation. The decline in coal-fired power generation and the elimination of nuclear energy were fully compensated for by renewable energies.

Accelerated procedures for wind power and high PV expansion

The expansion of renewable energies benefited from accelerated approval procedures, which Federal Minister for Economic Affairs Robert Habeck highlighted as a key success factor. In addition to the continued high level of PV expansion, wind power also showed potential, as permits for plants with a capacity of 15 GW were issued in 2024, which suggests further expansion in the coming years. The boom in photovoltaics is also providing important impetus for the energy transition and the long-term decarbonization of the energy sector.

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The SAIDI value as an index for security of supply

The SAIDI value shows how many minutes an average electricity consumer remains without electricity per year. Measured in minutes per year, the index provides a important indicator for the security of supply in the German electricity grid. Based on Section 52 of the Energy Industry Act (EnWG), the grid operators report their data on supply quality annually, which is then aggregated by the Federal Network Agency. At 12.8 minutes, the cumulative value is slightly higher than the 12.2 minutes from 2022 (10 medium voltage + 2.2 low voltage), but remains in international comparison still very low. This underlines the high level of security of supply, even though the share of renewable energies in the German electricity mix has already risen above 50 % in 2023.

Germany among the leaders in international comparison

This means that Germany is still one of the leaders in Europe in terms of security of supply. With annual power interruptions of 12.8 minutes, the German electricity grid is extremely stable compared to countries such as the USA (78 minutes), Australia (60 minutes) or Canada (55 minutes). In Europe, only a few countries such as the Switzerland and Finland similar or shorter downtimes. This low average outage duration speaks for the high standards in the German electricity grid. An overview of the various country-specific SAIDI indices from 2022 can be found in the report "SAIDI: German electricity grid remains stable“.

Measuring the security of supply using the SAIDI value

Every year, the Federal Network Agency records all supply interruptions that over three minutes and assigns them to different causes. Only Unplanned interruptionscaused by atmospheric influences, third-party effects or grid operator faults are included in the SAIDI EnWG value. This clear differentiation guarantees a targeted assessment and evaluation of the security of supply. Grid operators are legally obliged to report this data in accordance with Section 52 EnWG, which ensures a consistent and reliable calculation of the SAIDI index.

Stability despite the growing demands of the energy transition

The energy transition poses new challenges for the German electricity grid, but security of supply remains high despite the increasing load on the grid. Thanks to the possibility of temporary increase in capacity utilization of the power grid pursuant to § 49b EnWGwhich was introduced in response to the increased requirements, grid stability can be maintained despite the volatility of renewable energies such as wind and solar energy. This regulation was extended in 2023 as part of the solar package and supports the energy transition without apparently jeopardizing security of supply. A study by the German Renewable Energy Federation (BEE) and the Fraunhofer IEE from September 2024 therefore recommends the Grid connection points for connecting renewable energies and to use the existing infrastructure more efficiently.

Outlook: Security of supply and stable electricity grids

The number of registered disruptions in the electricity grid rose slightly to just under 160,000 cases in 2023, an increase of just over 1,000 cases compared to 2022. In order to ensure a high level of security of supply in the long term, smart grid solutions, advanced storage and hydrogen technologies will be further developed in the future. These technologies and the accelerated expansion of the grid will be crucial to maintaining security of supply in an electricity grid with increasingly decentralized and renewable energy sources.

The data from the Federal Network Agency once again confirms that Germany offers an exceptionally high level of security of supply - despite the transition to a climate-friendly energy supply. This sends a positive signal to private consumers and companies and underlines the importance of the German electricity grid as one of the most reliable infrastructures in the world.

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The funding is intended to enable the efficient integration of renewable energy sources into the electricity grid. The non-repayable subsidy helps to reduce the costs of purchasing and installing energy storage systems, thereby promoting the use of green energy.

Subject of the battery storage funding program

Funding is provided for investments in stationary, electrochemical Large-scale battery storage with a storage capacity from 30 kWhthat are at least 75 % Electricity from renewable sources storage. This includes both the storage systems themselves and the necessary Battery management system and the Storage inverter. Also Planning serviceswhich can account for up to 20 % of total expenditure, are subsidized.

Up to 50 % funding possible

The battery storage funding program in Saxony-Anhalt provides for a graduated funding rate based on the size of the company. Small companies receive a subsidy of 50 % of the eligible costsmedium-sized companies are supported with 40 %, and large companies and legal entities under public law receive funding of 30 %.

Selection criteria for the battery storage funding program

In general, private and public companies as well as other legal entities, such as municipalities, can apply for funding. Funded projects are selected on the basis of several criteria, with the greatest focus on the contribution to Reduction of CO₂ emissions is located. Further selection criteria are the Conveying efficiencywhich Company size and the reference to renewable energies and aspects of Sustainability and environmental protection. The aim is to prioritize projects that make a particularly effective contribution to achieving climate targets.

11 million euros available for the battery storage funding program

The total amount of the battery storage funding program is as follows 11 million euroswhich can be applied for until November 29, 2024. Interested companies and municipalities should therefore hurry up with their application. It is particularly important to pay close attention to the funding requirements. These include, in particular, the minimum requirements for storage capacity and the proportion of stored electricity from renewable sources.

Submit applications for the battery storage funding program now

Companies and local authorities in Saxony-Anhalt should act quickly now and not miss out on the opportunities offered by the "Saxony-Anhalt STROMSPEICHER" funding program. The provision of up to 50 % of funding for investments in storage technologies offers an attractive opportunity to increase your own energy efficiency and at the same time make a significant contribution to climate protection. This cuts the already short ROI of battery storage systems in half.

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The marketing of primary control power (PRL) - also known as primary control reserve - has traditionally been the most lucrative option for battery storage systems. Their main task is to provide extremely Short-term fluctuations in the power grid and to keep the frequency of the power grid at a stable value (50 Hertz in Europe). However, the marketing of secondary control power (SRL), which normally stabilizes the power grid within 30 seconds to 5 minutes after a frequency deviation, is also increasingly becoming the focus of industrial battery operators.

Rising battery storage revenues in electricity trading and on balancing energy markets

In the year 2021 operators of storage systems with a capacity of 1 MW and a storage depth of 1 MWh were able to store around 136,000 euros on the PRL market. This figure rose in the year 2022 to about 180,000 euros and by autumn 2024, operators of a two-hour storage system could even achieve around 195,000 euros per megawatt. All of these figures point to a sustained Strong demand and Volatile markets there.

In comparison, exclusive marketing in the primary control power or secondary control power would only have had around 125,000 euros per megawatt. In electricity trading over the same period, there were around 145,000 euros per megawatt. These figures illustrate the yield dynamics that arise from the combination of different marketing strategies.

Markets, battery systems and the right mix are crucial

The composition of the revenues varies depending on the storage duration: In two-hour systems, the revenues mainly come from secondary control power and electricity trading. One-hour systems, on the other hand, generate a relatively even distribution of revenues between primary control power, secondary control power and trading. These differences emphasize how strongly the Deployment strategy and Storage capacity can influence profitability. 

The primary control reserve (PRL) market has shown stable growth from 2021 to 2022. However, since 2023, there has been a convergence with the SRL market, which puts the PRL into perspective as a source of income. At the end of 2022 and beginning of 2023 in particular, spot market revenues also converged with those of the PRL market, allowing for greater strategic flexibility in the marketing of storage capacities.

The revenue potential of the spot market also increased in 2022 and 2023. In some months, the spot market even generated higher revenues than the PRL market, which offers storage system operators additional options for Arbitrage transactions with Strom-Trading opened up. The spot market benefited in particular from the rising spreads on the day-ahead and intraday markets, making battery storage systems an attractive addition to the traditional balancing power market.

Market alignment & factors influencing revenue development

The ongoing harmonization of the revenue potential for battery storage systems has given storage system operators more Flexibility in marketing and opened up new arbitrage opportunities in intraday trading. Various factors have favored this development:

• Rising volatilityIn intraday trading in particular, increased volatility enabled profitable arbitrage transactions that could be used effectively by storages.
• Fossil fuel pricesThe high fluctuation in fuel prices significantly influenced the daily electricity price spreads and thus the revenue potential of battery storage systems.
• Increasing competitionThe growing number of large-scale battery storage facilities in Germany increased competitive pressure, particularly in the PRL market. This increase in competition led to a convergence of prices on the PRL and spot markets and made electricity trading more profitable.

New index for battery storage revenues in the German market

A new 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.

The new index for battery storage revenues is based on the assumption that the optimal daily strategy is known and applied in advance. Therefore, the actual revenues could be lower in practice, as unpredictability and short-term market movements are not taken into account. Despite this background, experts consider the calculated revenues to be quite realistic.

Conclusion

The continuous rise in battery storage revenues since 2020 and the convergence of revenues in different markets underline the growing attractiveness of energy storage projects. The battery storage revenue index provides investors and project developers with important pointers for assessing and planning projects by enabling them to analyze potential revenues. The methodology of the index also allows project-specific adjustments, whereby factors such as efficiency, number of cycles and degradation can be taken into account. This transparency and adaptability supports informed investment decisions and helps to more accurately assess the profitability and viability of storage projects.

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EEG financing requirement & deduction amount for 2025

The TSOs have estimated the EEG financing requirements for 2025 at 17.03 billion euros has been set. This does not yet include the EEG account balance, which is forecast to be around €0.5 billion as at December 31, 2024. The total amount will be used to promote renewable energies in Germany in order to ensure a climate-friendly and independent energy supply in the long term.

The EEG subsidy supports the expansion of renewable energies by offering suppliers Fixed remuneration prices which are settled via the EEG account. Operators of plants such as wind power or solar energy receive a fixed remuneration per kilowatt hour fed into the grid. The TSOs sell this electricity on the exchange, whereby the proceeds are usually lower than the remuneration paid. The difference is made up by subsidies. From 2025, this subsidy will be financed from the federal budget, meaning that consumers will be indirectly involved through taxpayers' money.

The Deduction amount in accordance with Section 53 (4) EEG for subsidized plants was set for 2025 at 0.715 ct/kWh has been set. This reduced rate enables certain plant operators who have already fallen out of the EEG subsidy to consume their self-generated energy at a lower cost. The regulation relieves the burden on operators who cover their electricity supply independently and with renewable energy sources.

Further levies & charges of the electricity price components 2025

In addition to the EEG levy, other levies contribute to the financing and stabilization of the energy supply:

• KWKG levyThe levy for the promotion of combined heat and power generation (KWKG) amounts to 0.277 ct/kWh. The KWKG levy supports the expansion of combined heat and power plants that generate both electricity and heat and are therefore particularly efficient. This technology plays a key role in energy efficiency and security of supply, particularly in cities and conurbations.
• Offshore grid levy: The offshore grid levy in 2025 amounts to 0.816 ct/kWh and covers the costs of connecting offshore wind farms. The connection of wind farms in the North Sea and Baltic Sea is an important factor in achieving Germany's climate targets. This contributes to grid stability and security of supply by feeding in large quantities of renewable electricity.
• Surcharge for special grid usage: The surcharge for special grid usage was reduced to 1.558 ct/kWh has been set. This levy applies to grid operators that are particularly affected by a disproportionate expansion of renewable energies. According to a ruling by the Federal Network Agency (BNetzA), all grid operators had to determine by October 15, 2024 whether they are affected by an above-average expansion of renewable energies. For this purpose, a key figure is used that relates the connected generation capacity from renewable energies to the consumption load in the grid area.

Grid operators with an above-average load receive financial compensation. These relief amounts are financed by the new nationwide "surcharge for special grid usage". This surcharge will be introduced for the first time in 2025 for New regulation for the distribution of grid costs is levied. This is intended to allow all electricity consumers to participate fairly in the regionally varying grid expansion costs that arise due to the special requirements and burdens in certain grid areas.

Electricity price components 2025: impact on consumers & industry

The total of these levies and charges results in a Increase in the electricity priceHowever, it is also a key means of financing the German energy transition. The EEG surcharge and the reduced deduction amount for self-suppliers create Incentives for the increased use of renewable energies and reduce dependence on fossil fuels. The KWKG levy promotes the efficient generation of electricity and heat, while the offshore grid levy and the surcharge for special grid usage specifically support the expansion of infrastructure and grid stability.

Stability for the electricity grid through electricity price components 2025

The levies and charges set for 2025 reflect the comprehensive efforts to ensure a sustainable and resilient energy supply in Germany. The EEG financing requirement of 17.03 billion euros and the supplementary levies strengthen the expansion of renewable energies and grid connection. They make a decisive contribution to the modernization of the energy infrastructure, which is necessary for a sustainable, reliable and cost-efficient power supply.

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As a first step, 178 of the approximately 900 distribution system operators affected by the new "rolling mechanism" have been identified in recent months. For this purpose, a surcharge will be levied on the electricity consumption of all consumers in Germany and returned using a new distribution key. In 2025, around 2.4 billion euros be redistributed. The four German transmission system operators 50Hertz, Amprion, TenneT and TransnetBW estimate the Surcharge for special grid usage on 1.558 ct/kWh. This amount, which is incurred for non-privileged end consumers, is allocated to the affected distribution system operators and compensates for the lost revenue resulting from the reduced grid fees in certain regions. It thus becomes fixed Electricity price component 2025.

The surcharges are similar to the previous § 19 StromNEV levy, which serves to distribute grid costs between all electricity consumers. They are shown in the electricity bill as a ct/kWh amount and depend on various factors, such as the lost revenue of the grid operators and the forecast electricity consumption.

Background to the new industry model

In recent years, the expansion of renewable energies, particularly in northern and eastern Germany, has led to considerable network expansion costs led to this. Regions such as Brandenburg, Schleswig-Holstein, Saxony-Anhalt and Mecklenburg-Western Pomerania, which generate a lot of electricity from wind power and large-scale solar installations, had to bear high costs for the expansion and adaptation of the grid infrastructure. These costs have so far been largely regionally apportionedwhich meant that consumers and companies in these areas were significantly higher grid fees had to pay. The new industry model is now intended to ensure that the additional costs are redistributed more fairly.

Various distribution system operators had already announced electricity price reductions for private households of up to EUR 200 per year before the surcharge for special grid usage was announced. It remains to be seen to what extent companies and large consumers in these regions will also benefit from this. On the other hand, regions with a lower burden due to the expansion of renewable energies, such as North Rhine-Westphalia, Hamburg or Bavaria, could benefit in 2025. Slight increases in grid fees list.

Klaus Müller, President of the Federal Network Agency, emphasized in advance that this new regulation is intended to create "fair grid fees" in order to support the people and companies in the affected regions. It is also hoped that the fairer distribution of costs will increase acceptance for the further expansion of renewable energies.

Mechanism of the new regulation for the distribution of grid costs

The underlying mechanism is based on a multi-stage model that is continuously updated. First, it is determined whether a grid operator is affected by special costs due to the expansion of renewable energies. This is done using a key figure based on the generation capacity connected to the grid. If a grid operator's key figure exceeds a certain threshold value, it can distribute a portion of the costs incurred through the integration of renewable energies nationwide.

Another aspect of the mechanism concerns smaller, downstream grid operators, such as municipal utilities. These benefit indirectly from the falling grid fees of the larger regional suppliers to whose grid they are connected, even if they themselves are not affected by the cost allocation. For example, the regional supplier E.DIS Netz GmbH in Brandenburg and Mecklenburg-Western Pomerania is relieved, which in turn also has an impact on the smaller connected grid operators in the region.

The tiered model in the new regulation for the distribution of grid costs

The new regulation is based on a graduated model that will be continuously adapted in the future:

• Determining the loadThe first step is to determine whether a grid operator is affected by special costs due to the expansion of renewable energies. For this purpose, a key figure is developed that measures the ratio between the installed capacity of renewable energies and electricity consumption in the respective region.
• Financial compensation for grid operatorsGrid operators who can demonstrate a high load will receive financial compensation to cover the additional costs caused by the expansion of renewable energies.
• Nationwide distribution of costsThe financial compensation payments to these grid operators will then be passed on to all electricity consumers nationwide. This means that all electricity consumers in Germany bear the costs of grid expansion, not just those in regions with a high level of RE expansion.

Surcharge for special grid usage for fairer distribution of grid costs

The new regulation for the distribution of grid costs from 2025 is intended to distribute the previously unevenly distributed financial burden of grid expansion for renewable energies more fairly across all electricity consumers in Germany. Regions with a high proportion of wind and solar energy, which were previously heavily burdened, are to be relieved, while in other areas, such as Bavaria or North Rhine-Westphalia, slight increases in grid fees are possible. The underlying mechanism provides for a nationwide apportionment of costs, which will be realized via a surcharge for all consumers. The aim of the reform is to achieve a more balanced distribution of grid expansion costs and to promote greater acceptance for the expansion of renewable energies in the long term.

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The grants from the current Open-space PV support program apply to planning and consulting services as well as to the total investment costs and can also be applied for individually. The application process for both types of funding is online and begins with obtaining a cost estimate. The applications must by June 30, 2027 at the latest be submitted. After a positive review, the applicants receive a grant notification and can commission the measure, which may only be started after approval.

Open-space PV funding program for planning and consulting services

Planning and consulting services such as feasibility studies, potential analyses, concept development, environmental assessments and other planning services are also eligible for funding as part of the overall funding program. The funding rate varies: companies can up to 70 % of the costs, maximum 35,000 eurosare reimbursed. Public institutions and municipalities receive up to 90 % of the eligible costs, with an upper limit of 50,000 euros. The studies must be carried out independently and by qualified consultants with a proven track record in the field of industrial or energy systems.

Open-space PV support program for investment costs

In addition to funding for planning and consulting services, the realization of such PV systems is also subsidized. The eligible costs include photovoltaic modules, inverters, installation, substructure, cables and grid connection. The subsidy amounts to up to 20 % of expenditure on ground-mounted PV without self-supply and up to 15 % with self-supply. In both cases, the funding amount per project is limited to maximum 500,000 euros limited. Floating and agri-PV systems can be subsidized up to 25 %, with a maximum subsidy of 1 million euros.

Large funding potential still untapped: Secure subsidies now

Despite the attractive funding opportunities, only a small proportion of the available funds have been utilized to date. only approx. 5-6 % of the feed pot are exhausted. This means that there is still considerable funding available to further support the expansion of photovoltaic systems in North Rhine-Westphalia. Companies that are currently willing to implement PV systems therefore have an excellent opportunity to benefit from the subsidies for planning, consulting and investment. In view of the ambitious targets for doubling PV output by 2030, the program offers both a financial incentive and planning security for forward-looking solar projects.

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Urgent need for investment in distribution grids

The current plans illustrate the immense need for grid operating costs for the expansion of the electricity grid up to 2045:

• High-voltage power lines are to be expanded by 34,500 km, which corresponds to an increase of 48 %.
• Medium voltage cable will be extended by 262,000 km, an increase of 51 %.
• Low voltage cable are to be extended by 526,000 km, an increase of 45 %.
• The number of High-voltage and medium-voltage transformers must increase by 68 % to a total of 5,500.
• With the Medium-voltage and low-voltage transformers an increase of 78 % to 494,000 units is required.

Why the need to expand the electricity grid by 2045 is so high

The extensive expansions are necessary in order to adapt the existing electricity grid to future requirements. One of the main reasons for the high demand is the Reaching the service life of many current Network components. Numerous existing lines and transformers have been in use for decades and now need to be replaced. At the same time, a study shows that the existing electricity grid could actually already be under greater strain than often assumed if the Grid connection points be better utilized. The enormous need for investment also results from further modernizations.

A key driver is the Increasing electrificationthat goes hand in hand with the green transformation. Electricity consumption in Germany will rise considerably in the coming decades, particularly due to the increased use of Electric cars and Heat pumps and the electrification of processes in industry. New consumer groups and processes require large amounts of electrical energy, which the electricity grid must be able to cope with. At the same time, the proportion of renewable energies, especially from wind and solar power plants, will continue to grow. These systems feed into the grid in a decentralized and volatile manner, which poses new challenges for the electricity grid. Not only does more electricity have to be transported, but it also has to respond flexibly to the Fluctuating feed-in from renewable energy sources.

Around EUR 200 billion for the expansion of the electricity distribution grids by 2045

The investment costs for the expansion of the distribution grids are rising continuously. According to current estimates by the Federal Network Agency, by 2045 around 200 billion euros will be invested in the expansion of the distribution grids. This sum is significantly higher than previous estimates, which is primarily due to higher material costs, increased labor costs and legal delays in the implementation of construction projects. In addition to cables and transformers Intelligent control systems that ensure both the efficiency and stability of the grids. Experts warn of the scarce availability of all necessary technical components and global competition, which could cause the costs of expanding the electricity grid to rise even further by 2045. Funding for the development of a own German production is strongly recommended by them.  

The decision is also particularly expensive, Reinforced underground cable instead of overhead lines. This political stipulation was made in order to reduce resistance among the population, as underground cables are less visible and therefore aesthetically less conspicuous. However, underground cables are considerably more expensive to build and maintain than overhead lines. Experts estimate that the increased use of overhead lines alone could save up to 35.3 billion euros. Despite these potential savings, there is political opposition to a return to overhead lines, as it is feared that this could lead to further delays and additional costs.

Solid electricity grid expansion by 2045 is essential

The challenges in expanding the distribution grids are great, but the expansion is essential for security of supply. The green transformation, increasing electrification and the growing share of renewable energies make it necessary to comprehensively modernize the existing electricity grid. This requires not only a considerable financial investment, but also flexible planning that takes account of the changing technological and economic conditions. This is the only way to ensure that the German electricity grid remains stable, efficient and sustainable in the future.

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Our exclusive white paper "Sustainable business, quo vadis? Challenges for companies 2024/25 - laws, guidelines, certifications" offers you a comprehensive analysis of the current situation and future developments. Find out which reforms and transitional solutions are currently being discussed, how rising grid fees are affecting the corporate landscape and what attempts are being made by politicians to ease the burden.

Contents of the white paper:

• Current situationOverview of reforms & transitional solutions
• Rising grid feesHow are politicians responding to these challenges?
• Regulations and deadlines: Which existing regulations expire when?
• Energy market reform plans: What does the future hold?
• ESG criteriaWhat do companies have to do to operate sustainably?
• European directives & German lawsWhat happens next?
• Certificates & relief options: Opportunities and strategies for your company

Take the opportunity to download our white paper to stay up to date and prepare your company for the challenges ahead.

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Calculation of prime costs

For the study, the researchers used the LCOE (Levelized Cost of Electricity) of the various energy source technologies, taking into account different development and price paths. Specific cost parameters in the European economic context and the energy policy planning of the German energy system were also taken into account.

When calculating the prime costs for PV battery systems, the researchers based the costs for the storage systems on the usable capacity including installation costs. The technical and financial service life for PV systems was set at 30 years and that of the battery storage systems at 15 years. The analysis examined two typical ratios for large-scale storage systems in conjunction with commercial PV systems, namely a ratio of 2:1 for Large roof-mounted systems and a ratio of 3:2 for Ground-mounted systems.

Results of the prime cost comparison incl. PV battery systems

As the last evaluation of the figures from 2022 had already shown, the PV LCOE compared to other energy sources. According to the new study by Fraunhofer ISE, they have now been able to extend their lead even further.

The cheapest options for generating electricity are still Solar parks. They are currently between 4.1 and 6.9 cents per kilowatt hour. The researchers predict that these costs could fall to between 3.1 and 5.0 cents per kilowatt hour by 2045. Photovoltaics on roof surfaces currently produce between 5.7 and 8.8 cents per kilowatt hour of electricity in southern Germany and between 7.8 and 12 cents per kilowatt hour in northern Germany. These values could also fall to between 4.9 and 10.4 cents per kilowatt hour in 20 years.

What is new is the realization that the prime costs for PV systems combined with Large battery storage systems lower are as Conventional power plants. The researchers calculated a current price of between 7.3 and 16.0 cents per kilowatt hour for larger PV battery systems. For the combination of ground-mounted systems and battery storage systems, the costs are between 6.0 and 10.8 cents per kilowatt hour.

If storage prices fall to the forecast prices of 180 to 700 euros per kilowatt hour by 2045, the Fraunhofer Institute even expects production costs for roof-mounted PV battery systems of between 4.9 and 10.4 and ground-mounted PV battery systems of between 3,1 and 5.0 cents. Overall, however, the results show that the costs vary with the size of the PV system and the ratio of PV power and battery storage.

In comparison, the production costs for fossil power plants are significantly higher today: lignite-fired power plants cost 15.1 to 25.7 cents, hard coal-fired power plants 17.3 to 29.3 cents, combined cycle power plants 10.9 to 18.1 cents and flexible gas-fired power plants 15.4 to 32.6 cents per kilowatt hour. Nuclear power plants range from 13.6 to 49.0 cents per kilowatt hour. A switch from natural gas to hydrogen in 2035 would result in costs of 20.4 to 35.6 cents per kilowatt hour.

Expandable: PV battery systems in the industry

Most of the storage systems that contribute to the total storage capacity in Germany today are either home storage systems with a capacity of up to 30 kWh or large storage systems with a capacity of 1,000 kWh or more. Storage systems with a capacity between 5 and 10 kWh account for 45% of the total capacity, while storage systems with 10 to 20 kWh account for 28%. Large storage facilities with a capacity of over 1 MWh contribute 13%, while small storage facilities with a capacity of less than 5 kWh account for 7%. Storage systems in the 30 to 1,000 kWh range, which are typically used in the commercial and industrial sectors, have so far only played a minor role.

It is precisely in this area that battery systems can demonstrate their advantages for energy-intensive companies. This is made possible by 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 Self-consumption optimization der selbst erzeugten Energie, Stabilisierung des eigenen Firmennetzes oder als zusätzliche Einnahmequelle auf dem Regelenergie-Markt.

PV battery systems pay off and production costs fall

The production costs for renewable energies, particularly photovoltaics, continue to develop positively, even when storage systems are integrated. According to the study, new solar systems, even with storage, are competitive compared to conventional power plants. The cost of solar power that is temporarily stored in batteries is between 6 and 22.5 cents per kilowatt hour, depending on the size of the system. At the same time, the Battery storage revenues continuous.

Without storage, the costs are even lower. The costs for solar and wind power will continue to fall until 2045, while conventional power plants will become more expensive. Storage solutions will remain important to balance out weather-dependent electricity production, but they will drive costs up slightly. Despite these additional costs, renewables remain cheaper than fossil alternatives, with the exception of natural gas. Technologies such as hydrogen and biomass offer flexibility but are more costly.

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18,000 km of new routes for the expansion of the electricity grid

The four major transmission system operators expect electricity consumption in Germany to increase by 2045. double will be. In addition, the share of renewable energies will increase to around 700 GW per year, they predict. The current German electricity grid, which is around 37,000 km long, is already completely overloaded. In order to meet future demand, the electricity grid is to be expanded by 18,000 km be expanded. Three new north-south routes and two new east-west routes with a total length of 4,800 km are planned. In addition, the experts expect 8,500 km of new routes to connect offshore wind farms. The remaining 4,700 km will be used to strengthen existing connections.

Cost drivers for electricity grid expansion

Estimates of investment costs for the expansion of the electricity grid continue to rise for various reasons. The main drivers are subsequently submitted or Changed projects and global competition for electrotechnical components. The High global demand The demand for special products required for the expansion of the electricity grid is causing prices to rise. In addition, the increasing feed-in of decentralized electricity generators such as wind and solar power plants as well as the rapid growth in electricity consumption by Heat pumps and Electric cars considerable investment in the expansion and intelligent control of distribution grids.

The energy transition requires extensive power grids, especially to transport green electricity from the north of Germany to the south. In addition, it must be transported from the decentralized renewable energy plants to the consumers. Inflation, higher material and personnel costs and legal disputes all contribute to the increased costs.

The decision made in 2015 to discontinue the underground instead of above ground The preference for underground power lines has also led to considerable cost increases. The construction of underground cables is more expensive, more complicated and requires more maintenance. Bavaria's veto significantly delayed projects such as Südlink and Südostlink, which also jeopardized public acceptance of the energy transition. The Federal Network Agency estimates that 35.3 billion euros could be saved if instead Overhead lines would be used. Although some federal states and political parties are calling for a return to the cheaper overhead lines, Federal Economics Minister Robert Habeck is refusing to change the regulation in order to avoid further delays and additional planning costs.

Unclear cost distribution of the electricity grid expansion

The costs for the expansion of the electricity grid are mainly covered by the Electricity grid charges by consumers. These charges for private households have already more than doubled in the last year from 3.12 to 6.43 cents per kilowatt hour and would presumably have to be increased in the future. continue to rise. The political decisions on financing the expansion of the electricity grid have not yet been finalized. As an alternative to increasing grid fees, the German government could finance part of the costs from tax revenue or oblige the energy companies to bear the costs themselves. For Subsidies and Subsidies However, it would have to make budget funds available for this.

Grid operators and energy companies also have the option of financing private-sector investments via long-term financing models such as Loans or Bonds to secure the future. Public-private partnerships (PPP) or green bonds, for example, can be used for this purpose. International development banks such as the European Investment Bank (EIB) can also provide financial assistance through credits and loans. These are secured by long-term contracts and stable sources of income and offer financial assistance, particularly for projects with a strong public interest.

Overall, financing the expansion of the electricity grid in Germany requires a mix of different sources in order to cover the considerable costs and at the same time ensure that the financing is sustainable and fairly distributed. Both long-term planning and the ability to adapt to changing economic and technological conditions are crucial.

Conclusion

Financing the expansion of the electricity grid in Germany poses a considerable challenge, as costs are rising continuously. Current estimates by the Federal Network Agency amount to 327.7 billion euros for the transmission grids and around 200 billion euros for the distribution grids by 2045. Cost drivers include changes to projects, global competition for electrotechnical components, increased demand from renewable energies, heat pumps and electric cars as well as the decision to use more expensive underground routes.

It remains to be seen whether the current higher cost estimate for the expansion of the electricity grid is at all suitable for long-term planning due to economic and technological changes. So far, the figures have only ever been revised upwards.

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Differences between band load & base load

"Belt load" and "base load" are often used interchangeably, but there are differences, particularly in the context of energy generation and electricity consumption.

The band load refers to a Constant load over a certain period of time, which must be covered continuously. This term is often used to describe the constant output that a so-called base load power plant must supply in order to cover the continuous demand. The term band load also refers to the constant consumption of an electricity consumer. This includes all constant consumers of a company. For example, if a company produces 24/7 and never stops its machines and processes, this consumption counts as band load.

The Base load on the other hand, refers to the Minimum electrical loadthat is always present over a longer period of time. The term is often used to describe the constant demand for electricity that exists at all times of the day and night. Base load is therefore the Base load or lowest load, which must be constantly provided by power plants in order to cover the continuous demand of consumers. A company's base load is calculated, for example, from the electricity consumption of servers, IT infrastructure, heating, ventilation, security and monitoring systems or lighting, which are constantly switched on.

Favorable band current for companies due to band loads

Companies with high electricity consumption, which usually have a medium-voltage connection, generally conclude individual contracts with their electricity suppliers. It is still extremely advantageous if consumption is as constant as possible. This type of supply is known as band supply, and the electricity supplied is called band current. As the company's consumption is always the same, the electricity supply quantities are also Better planning for suppliers. This advantage is clearly reflected in the conditions of the electricity supply contracts. Belt power supplies have so far been less expensivealthough additional peak load electricity supplies may have to compensate for fluctuations.

Legal regulations for band current consumers

For the legislator, companies that purchase band electricity are characterized by "special usage behaviour". According to the Electricity Grid Charges Ordinance (StromNEV), such consumers must be granted an individual grid charge in accordance with Section 16. This is regulated in § Section 19 (2) StromNEV. Accordingly, companies with more than 7000, 7500 or even 8000 hours of use with the most constant electricity consumption possible receive grid fee reductions of up to 90 percent. The regulation is also known as "7,000-hour rule". A second option for companies to reduce their grid fees is the "Atypical grid usage"which is also regulated in Section 19 (2). Around 4,600 German companies currently benefit from these two grid fee savings models.

Criticism of the discount for band load & band current

The discounts for band load consumers and band electricity in accordance with Section 19 (2) StromNEV are listed under considerable criticismas they raise both economic and environmental concerns. One major point of criticism is that it conflicts with the increasingly volatile feed-in of renewable energies.

As the scheme rewards constant electricity consumption, energy-intensive companies do not need to adjust their consumption habits. There is no need to react flexibly to the supply of renewable energies. The high reductions in grid charges also encourage the use of existing flexibility and investment in renewable energy. energy-flexible technologies inhibited. This hinders the necessary flexibilization of electricity demand in the German energy system, which is required for the successful integration of renewable energies.

From an economic point of view, the regulation will Competitiveness of German industry as it slows down innovation and adjustments to the energy transition, critics warn. In addition, the grid fee rebates will lead to market distortion by favoring certain consumption profiles and disadvantaging others. According to experts, this could lead to inefficient investments and an unequal distribution of the costs of the energy transition.

The Security of supply is a critical aspect. By hindering flexible demand, the regulation could jeopardize security of supply, as the electricity grid is less able to respond to fluctuations in the supply of renewable energy. A constant demand for electricity means that fossil fuel power plants have to remain in operation for longer to cover the base load, which counteracts the decarbonization of the energy system.

Environmental policy the regulation contradicts the objectives of the Green Deals of the European Union, which is aimed at comprehensive decarbonization and the promotion of renewable energies. It prevents the necessary innovations and adjustments in production processes that are required to achieve these goals.

Overall, Section 19 (2) of the StromNEV is criticized because it hinders the adaptability of electricity consumption to the fluctuating feed-in of renewable energies, which has a negative impact on security of supply, the competitiveness of industry and the achievement of environmental policy goals.

What will happen with Section 19 StromNEV and the band load and band current privileges?

At the end of 2023, the European Court of Justice ruled that the respective Regulatory authorities of the member states more autonomy erhalten. Deutschland kam diesem Urteil mit einer Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) nach, die Anfang 2024 in Kraft trat. Aufgrund der Kritikpunkte am deutschen § 19 StromNEV und der Tatsache, dass die EU Kommission Sonderrabatte für Bandlast-Kunden der Industrie nicht befürwortet, möchte die Bundesnetzagentur diese Regelung im Zuge der Netzentgeltreform (AgNeS) Ende 2028 auslaufen lassen.

As part of the new Growth initiative of the German Federal Government and following the ECJ ruling granting the Network Agency more sovereignty, it announced at the end of July 2024 a Reform of grid fee discounts an. Dazu veröffentlichte sie ein Eckpunktepapier in dem auch die Bandlast- und Bandstrom-Rabatte zur Disposition stehen. Bis zum 18. September 2024 konnten Industrieverbände und energieintensive Unternehmen an den Konsultationen teilnehmen. Die Bundesnetzagentur muss dabei beweisen, wie sie die neue Autonomie in der Praxis umsetzt.

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Why is the reform of grid fee discounts necessary?

The existing approach to calculating grid fees is based on an electricity system characterized by constant electricity generation from coal and nuclear power plants. Up to now, industrial companies have received discounts on their Electricity grid chargesif they keep their electricity consumption stable or increase it at times of low grid load. The Federal Network Agency therefore recommends Band load and band current Regulation (also known as the "7,000-hour rule") as well as the benefits for the atypical network use to be phased out. A good 4,500 companies currently benefit from these grid fee rebates in accordance with Section 19 (2) StromNEV, saving a total of one billion euros annually.

With the increasing share of volatile renewable energies in the German electricity mix, which is expected to rise to almost 60 percent However, the Federal Network Agency believes that these rigid rules are no longer appropriate. Overall, industrial consumption must be made more flexible and the residual load minimized. In principle, there will continue to be Grid fee privileges are available. In future, however, these will only be awarded to companies that can dynamically adjust their electricity consumption in line with the current situation.

Klaus Müller, President of the Federal Network Agency, emphasizes that "the old grid fee discounts no longer meet the requirements of an electricity system that is characterized by a high proportion of renewable electricity generation". Therefore, a transition from a stare to a flexible system that adapts to the current electricity supply.

Reform cornerstones of the grid fee rebates for industry

Accordingly, the reform provides for electricity-intensive companies to be able to reduce their grid fees if they adjust their consumption to the current electricity supply. The benchmark here is to be the constantly fluctuating electricity exchange price be. This means that companies can reduce their grid fees if they increase their electricity consumption at the time when a lot of renewable electricity is available on the grid, and vice versa. This regulation is intended to create incentives to Production in times of high electricity supply increase and in times of scarce supply throttle. The main parameter of the new grid fee rebates will therefore be the amount of the individual load change according to the staggered day-ahead hourly prices on the electricity exchange.

Simone Peter, President of the German Renewable Energy Federation (BEE), praised this approach to the reform of grid fee rebates for industry. She said that "the grid fees are intended to send signals to industrial consumers to behave in a market-oriented and systemic manner." This could reduce price fluctuations on the electricity market, relieve pressure on the grids and reduce costs.

Implementation and challenges for the new regulation of grid fee discounts

How a technical system can be developed that enables the industry to respond flexibly to Electricity volume and price trends will be discussed in the coming months. As a first step, the Federal Network Agency does not want to overburden the industry and will also Transition periods grant. In the beginning, she would rather Impulses to be able to control consumption more agilely. In the medium and long term, this will help to relieve pressure on the electricity grids and reduce the costs of grid expansion. The Federal Network Agency has also provided for this, Regional exceptions where necessary and to grant transitional arrangements to allow for gradual adjustment.

The reform as a building block of the new German energy strategy

The reform of the grid fee rebates for industry by the Federal Network Agency is an important step towards making electricity consumption more flexible and thus supporting the energy transition in Germany. By providing incentives for a System-friendly consumption behavior it can help to meet the challenges of an electricity system with a high proportion of renewable energies.

The new debate about a German Capacity market as part of the growth initiative or the planned Power Plant Safety Act. Components of the new strategy for securing the future power supply can also be found in the recently launched "Use instead of regulating 2.0". But even this cannot replace the urgently needed grid expansion, it can only cushion it.

What will happen with the grid fee rebates?

The public consultation on the key issues paper will run until September 18, 2024, and the legislation will be drafted following input from the various associations and energy-intensive industries. The final regulations are due to come into force at the beginning of 2026.

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In 2023 alone, renewable energy installations in Germany were redispatched by 10 TWh curtailed. This accounted for around 4 % of total generation from renewable energies. This curtailment not only leads to a loss of climate-neutral electricity, but also to rising Redispatch-Costs. Based on the original strategy, a new draft called "Utilization instead of curtailment 2.0" was therefore agreed at the end of 2023 and included in Section 13k EnWG. This now also includes the use of state-of-the-art technologies and new regulatory measures.

A total of 21 associations, interest groups and companies took part in the consultations. Nevertheless, Klaus Müller, President of the Federal Network Agency, emphasized at the end that the new instrument No replacement for a fast and demand-oriented Grid expansion represents.

Objectives of "Use instead of regulating 2.0"

The aim of "Utilization instead of curtailment 2.0" is to optimize the integration of renewable energies into the German electricity grid and to increase the efficiency of the entire energy system. The central concern is the Reduction of the curtailment of wind and solar plants due to grid bottlenecks. Surplus electricity is to be generated by a additional electricity demandwhich would not have taken place without this instrument. The aim is to use forecasts and allocation procedures to adapt demand to periods of high generation and control it regionally.

Functions and key points of "Use instead of regulating 2.0"

"Utilization instead of curtailment 2.0" envisages initially selling the curtailed electricity volumes to additional consumers at a low price. After this initial test phase, in which a simplified allocation procedure applies, the surplus electricity will later be used in a Auction procedure to switchable load facilities in relief regions. To this end, the new Section 13k EnWG allows the four transmission system operators (TSOs) to allocate electricity to operators of switchable loads at a reduced price. Tennet, Amprion, 50Hertz and Transnet BW publish a daily 24-hour forecast of the surplus electricity in the respective relief regions. This allows eligible consumers to plan their electricity consumption in such a way that there are no grid bottlenecks on the following day.

The Federal Network Agency (BNetzA) and the TSOs have designed and defined specific criteria for participation in "Utilization instead of curtailment 2.0" by mid-2024. Accordingly, in the first step, operators of plants that Generate heat electrically or Grid-connected storage participate. The following are also eligible to participate Electrolyzers and Large heat pumps. The range of participants will later be extended to include other sector coupling technologies.

Trial phase and future developments

From October 1, 2024, the transmission system operators will start a two-year trial phase with the simplified allocation procedure. From April 1, 2025, distribution system operators will also be able to use the instrument. The competitive tendering procedure will be developed in parallel.

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Reasons for the Power Plant Safety Act

Germany must close the gap left by the Exit from the Coal-fired power generation is created. Although natural gas power plants are an alternative, they continue to cause CO₂ emissions and are therefore becoming increasingly unattractive economically. In addition, they will be needed less and less in future due to the growing proportion of renewable energies. For these reasons, hardly any commercially oriented companies are currently investing in such power plants as a bridging technology. The Power Plant Safety Act is intended to change this through tenders and subsidies.

Types and locations of the new power plants

The German government is focusing primarily on hydrogen power plants, which are powered by green hydrogen from renewable energies or blue hydrogen from natural gas, with the CO₂ being stored. Biomass power plants are also an option. Overall, the aim is to 12.5 GW new capacities will be created. Of these, 5 GW of H2-ready gas-fired power plants and 2 GW of modernizations will be put out to tender, which will be converted to hydrogen no later than eight years after commissioning. In addition, 0.5 GW of pure hydrogen power plants and 0.5 GW of storage facilities are planned. A further tender for 5 GW of gas-fired power plants will follow, which must be climate-neutral by 2045. The new plants are to be built primarily in southern Germany in order to ensure grid stability and reduce redispatch costs.

Financing and costs of the Power Plant Safety Act

A so-called capacity mechanism will be introduced to ensure subsequent financing. This mechanism is to take effect from 2028 and includes a Levy on the electricity price. The German government calculates costs for the entire funding period of around 20 billion euros. Part of the financing is to come from the Climate and Transformation Fund or the federal budget and the other part from the levy. According to expert estimates, the additional costs could increase the kilowatt hour of electricity by 0.5 to 1 cent more expensive.

General development of the electricity market

Ab 2028 plant die Bundesregierung eine Umstellung des deutschen Strommarktes von einem reinen Vergütungssystem auf einen Capacity market. In this new model, remuneration is to be paid not only for the energy actually produced, but also for the provision of capacity, even if this is not used. In the UK, Belgium and Poland, pure energy capacities are already traded or auctioned in this form. The aim is to increase security of supply and stabilize the electricity grid, particularly at times when there is little wind and sun available.

Timeline for the Power Plant Safety Act

The first tender for plants is planned for late 2024 or early 2025. Following consultations and approvals, the first projects should start by 2026. In parallel, the BMWK is working on an options paper for the design of the capacity mechanism, which should be fully operational by 2028.

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Promotion of renewable energies

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 Investment costs in order to ensure undistorted price signals. In addition, the intention is to increase support for new installations at negative electricity prices in principle from 2025. Small systems are initially excluded from this. The German government would also like to gradually reduce the obligation to market electricity directly to systems of 25 kWp or more from 2025.

Electricity storage as an important component of the growth initiative

A further aim of the growth initiative for the energy market is to optimize the framework conditions for the use of electricity and gas. Battery storageincluding undistorted price signals and time-variable regional grid charges. In particular, the Planning and approval processes for storage projects accelerated in order to make better use of volatile renewable energies.

Grid costs, grid fees & electricity tax

Grid costs are to be reduced and grid fees stabilized as part of the growth initiative in order to ease the burden on companies and private households. To this end Time-variable grid charges and measures for Utilization of surplus electricity and the use of virtual lines and network equipment. The Electricity tax reduction for the current group of beneficiaries remains permanently at the EU minimum of 0.05 ct/kWh. To this end, the traffic light coalition Electricity price compensation (SPK) extend until 2030 and extend it to other sectors of the economy.

Capacity mechanism in accordance with the growth initiative

A staggered capacity mechanism is to be set up in order to secure the electricity supply in the long term. Planned are Tenders for additional power plant capacitiesincluding five gigawatts for new natural gas-fired power plants and five gigawatts for hydrogen-capable gas-fired power plants. These measures will be specified in a new Power Plant Safety Act.

Prioritize market design for power plants & RE

A new Market design for power plants should prioritize renewables and flexibility, with the aim of achieving a share of at least 80 percent renewable energies in the electricity supply by 2030. All Obstacles on the supply and demand side should dismantled to create a more flexible electricity market that benefits from favorable electricity prices when there is a lot of wind and sun.

Further measures

Additional measures include the acceleration of the hydrogen ramp-up, the evaluation of the Offshore wind tenders, the staggered network expansion to reduce costs, securing and Diversification of the gas supplywhich Promotion of fusion energy and the decarbonization of the heat supply.

Reactions and concerns about the growth initiative

Many experts and the German Renewable Energy Federation (BEE) welcome the New flexibility in the electricity market. However, they warn against an abrupt switch from the Market premium to Investment cost subsidiesas this could lead to uncertainty and a reluctance to invest. The planned abolition of hedging in the event of negative prices for new renewable energy plants from 2025 is seen by the BEE as "fatal sign" is labeled.

How should the growth initiative for the energy market be assessed?

The German government is planning extensive reforms to modernize the energy market, promote renewable energies and increase the flexibility of the electricity market. In the long term, this should contribute to a secure and cost-efficient energy supply and strengthen economic dynamism. However, the success and practical implementation of these measures will depend on the Financial viability and political and practical feasibility.

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Higher costs due to financing from the private capital markets

The Dutch government had sought the sale because it was reluctant to make the billions of euros of investment required, most of which would have to be made in Germany. Over the next ten years, Tennet plans to Investments from up to 160 billion eurosof which the majority is needed in Germany. Dutch Finance Minister Steven van Weyenburg expressed his disappointment at the failure of the negotiations and emphasized that the German government would support alternative solutions. Tennet plans to use public or private capital markets for financing and is supported by a Dutch shareholder loan of 25 billion euros.

Reactions to the failed TSO sale

Economics Minister Robert Habeck regretted the failure of the deal, as a takeover would have Reduce electricity costs and Synergies could have been created could. FDP energy politician Michael Kruse sees this as a Alarm signal for the investment climate in Germany and calls for an economic turnaround. Nevertheless, Tennet will remain one of the four most important transmission system operators in Germany, playing a key role in the energy transition. The expansion of the grid, particularly for the transportation of wind power from the north to the south of Germany, is essential and requires Billions invested. The federal government also holds shares of between 20 and 25 % in the three remaining UNBs.

Lack of funds from the KTF is now causing delays

Despite intensive negotiations between the Dutch and German governments and KfW, no agreement was reached. Originally, KfW was to take over the grid and sell it in part to private investors The federal government would have retained a blocking minority. However, the planned deal fell through due to Germany's financial difficulties, exacerbated by the disaster surrounding the Climate and Transformation Fund (KTF). The failure of the deal delays necessary investments in the German energy transition. Alternatives such as the sale to infrastructure funds are time-consuming and complicated. Discussions about cheaper but more protracted alternatives such as overhead lines instead of underground cabling further contribute to the delay.

Effects of the failed TSO sale of Tennet

Politicians and experts are now expecting various effects from the failed TSO sale of Tennet. These include:

• Delays in the urgent modernization of the electricity grids. The failure of the deal is hampering the implementation of necessary projects, such as the construction of HVDC lines and substations, which are essential for transporting wind power from the north to the south of Germany. This jeopardizes the timely achievement of climate targets and leads to higher costs in the long term.
• The impending funding gap of up to 160 billion euros over the next ten years must now be covered by alternative financing models. This will not only higher costs but the whole process becomes more complicated and time-consuming.
• Without the planned synergies and cost savings that a takeover by the federal government would have brought, the costs for grid expansion will be higher. The lack of coordination between the various network operators will lead to Inefficiencies lead.
• The failure of the deal is seen as an alarm signal for the Investment climate in Germany. If even democratic countries are reluctant to invest in German infrastructure, this will deter potential investors and reduce Germany's attractiveness as a business location.
• Political uncertaintyThe lack of agreement between the governments involved and the financial difficulties of the German budget cast a poor light on the political stability and ability of the government to push ahead with major infrastructure projects. This will undermine confidence in German energy policy.

Conclusion on the failed TSO sale of Tennet

The failure to sell the transmission system operator Tennet to the federal government will have significant consequences for grid expansion and the energy transition in Germany. The negotiations were terminated due to budget problems, which will lead to delays in important infrastructure projects and increase the overall costs or the Grid charges increased for everyone. Tennet must now find alternative financing models, which will add time and complexity. The lack of takeover by the federal government prevents the hoped-for synergies and cost savings, which will lead to further inefficiencies.

This event sends a worrying signal about the investment climate in Germany and could deter potential investors. Germany's political uncertainty and financial difficulties are affecting confidence in the government's ability to successfully implement major infrastructure projects. Overall, the failure of the deal jeopardizes the timely achievement of climate targets and poses a serious challenge to the country's future energy policy.

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Eligible applicants and differentiation

Companies in the commercial sector, municipal companies, sole traders and freelancers with a registered office in Germany are eligible to apply. A distinction is made between SMES (with a minimum of 9 and a maximum of 249 employees and a maximum annual turnover of 50 million euros) and GU (large companies).

Eligible battery storage systems, fast charging points and connections

Funding is available for the purchase and installation of stationary Battery buffer storage and from new Fast charging points with a Nominal charging capacity from 50 kW. This also includes the necessary grid connections, the design of which can be adapted for the integration of PV systems, as well as civil engineering work and energy and charging management systems. However, third-party planning services, own work and leasing and rental expenses are excluded.

Grants in the funding program for battery storage & fast charging points

Any company can submit an application and the grants are limited to Limited to 5 million euros. The funding is provided as a grant with partial financing: SMEs with 40 % and GU with 20 %. The eligible expenditure per charging point is limited to a maximum amount that depends on the maximum charging capacity of this charging point. Charging points from 50 to 149 kW for SMEs are subsidized with max. 14,000 euros and for GUs with max. 7,000 euros subsidized. Larger charging points of more than 150 kW are subsidized with a maximum of 30.000 resp. 15,000 euros subsidized.

Conditions and implementation period of the funding program

The fast-charging points and battery storage systems must be installed in Germany and remain in the applicant's possession for at least two years. In addition, the electricity must come from renewable energy sources and it may only a promotion for the entire project. The company has 18 months to implement the measures after receiving the positive funding decision.

Conclusion on the funding program for battery storage & fast charging points

The funding program for fast-charging points and battery storage systems offers a very good opportunity for companies to invest in sustainable and future-oriented technologies. The financial support can significantly reduce the high initial costs. Companies should take advantage of this opportunity to Charging infrastructure or expand their energy costs with Battery storage to reduce energy consumption. In both cases, you are making an important contribution to the energy transition.

Find out about the funding options from CUBE CONCEPTS today and submit your application to reduce CO₂ emissions and energy costs.

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In contrast, a Accelerated energy transition scenariothat an increased and faster expansion of renewable energies and a more rapid modernization of electricity and heating grids will help Germany achieve its goal of climate neutrality by 2045. The total costs for this scenario are estimated at 13.2 trillion euros and could even be cheaper in the long term, as no further investment would be required after 2045 and energy costs would fall. The authors therefore recommend rapidly reducing greenhouse gas emissions and propose measures such as state-subsidized loans to increase acceptance of the energy transition.

PwC study: Energy costs make up the lion's share

The PwC study emphasizes that the Energy costs make up the largest share of the total costs of the energy transition, between 60 and 80%while the share of Investment costs only between 20 and 40% lie. In the accelerated scenario, investments in consumption sectors such as private households, industry, transport and others amount to around 5.3 trillion euros, compared to around 3.9 trillion euros in the "business as usual" scenario. The aggregate energy costs up to 2050 amount to around EUR 7.9 trillion in the accelerated scenario and EUR 9.4 trillion in the other scenario. Due to the Increasing energy efficiency the total energy requirement decreases, which also reduces costs. The energy costs in the accelerated scenario are around one trillion euros below those of the "business as usual" scenario.

Advantages through accelerated expansion

The economic advantage of the accelerated scenario increases as the observation period increases, as the positive effects of an emissions-neutral energy supply are reinforced. This scenario promotes New business models, more Investments and Sustainable jobs in the area of green technologies, which makes Germany more attractive in the global competition between locations. Although the results vary in the individual economic sectors, the overall economic advantage of the accelerated scenario clearly outweighs the disadvantages. The investment costs are mainly in the energy sector, particularly for renewable energies and electricity and heating grids.

PwC study considers return on investment

The investment costs are passed on to other sectors through commodity prices, grid fees and levies, which are included in the total costs for their carbon neutrality. In the private household sector, decarbonization mainly requires measures such as climate-friendly heat supply and improved building efficiency. In the accelerated scenario, the PwC study aims for an emission-free energy supply, with around half of households using decentralized electricity and 40% centralized heat such as district heating. The total costs increase by around EUR 0.5 trillion by 2050 compared to the "business as usual" scenario, although energy costs fall comparatively less sharply as the investments have not yet been amortized by then.

Long-term investments pay off in the industry

Various other studies have already identified possible transformation measures for the Industry which have been incorporated into this analysis. These range from a change of energy source to CO₂ capture and utilization. In the accelerated scenario, the industry's process heat is largely covered by electricity and green hydrogen. The total costs of industry rise more slowly in the accelerated scenario and are slightly lower in 2050, mainly due to increased energy efficiency. Energy costs are expected to rise, but can be offset by comprehensive energy efficiency measures, reducing them from 2045 in the accelerated scenario. Investments in accelerated climate protection are therefore long-term economical for the industry more favorable than sticking to the status quo.

Promoting e-mobility and process and building efficiency

The decarbonization of the transport sector is being driven by electromobility, public transport and rail freight transport. Additional investments are needed to increase the share of electric mobility to 80% by 2040 and to change mobility behavior. By 2045, the total costs in the accelerated scenario are lower than in the "business as usual" scenario, mainly due to electrification, which leads to significant energy cost savings. Climate protection investments in the transport sector are profitable in the long term, as they lead to lower cumulative total costs and are quickly amortized. In the commercial, retail, agricultural and municipal sectors, the focus is on heating buildings, increasing process and building efficiency and switching to electricity.

Conclusion on the results of the PwC study

The PwC study examines the energy transition in Germany from an ecological and economic perspective. It shows that accelerating the transition to renewable energies and the modernization of energy infrastructures offers considerable economic benefits in the long term. Not only for the economy as a whole, but also for individual companies. Although the overall costs could be similar to the "business as usual" scenario, energy costs would be considerably lower in the accelerated scenario, leading to this positive economic balance.

New business models, increased investment and the creation of sustainable jobs in the field of green technologies would also strengthen Germany in the global competition between locations. Despite sector-specific differences, the economic benefits of the accelerated scenario clearly outweigh the disadvantages. It is therefore advisable to accelerate measures to reduce greenhouse gas emissions and offer low-interest government loans in order to promote acceptance of the energy transition.

Further information in our white paper New obligations for companies: EU Climate Protection Act.

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19 TWh were lost in 2023 due to grid bottlenecks

In 2023, wind turbines were increasingly curtailed as the grids did not have enough capacity to transmit the electricity from the north to the south. This Grid bottlenecks led to the fact that about 19 terawatt hours of electricity were lost, which is about four percent of total German electricity generation. Wind farms in particular waren durch den Redispatch betroffen, während Kohle- und Gaskraftwerke im Süden zusätzlichen Strom erzeugen mussten, um die Nachfrage zu decken.

Redispatch costs have been rising rapidly since 2020

The costs of the redispatch including feed-in management amounted to around 2.35 billion euroscompared to 2.7 billion euros This represents an increase of 2,345 percent compared to 2013. The analysis of data from the Federal Network Agency shows that balancing measures for congestion management are becoming increasingly necessary. Compared to 2021, the total need for regulation in 2022 has increased by 19 percent to 32,772 GWh increased. The costs for this amounted to 4.2 billion euros in 2022, two thirds of which (2.7 billion euros) were attributable to redispatch alone. The costs fluctuated greatly between July 2021 and July 2023 in particular, ranging between 32 and 477 million euros depending on the month. Another decisive factor in 2024 will also be the Omission of the planned Subsidies of 5.5 billion This was necessary as part of the budget reorganization in December 2023.  

Reasons for the rising redispatch costs

Various factors are contributing to the rising costs, including the Delay in grid expansion and the insufficient expansion of renewable energies in the south. While bottlenecks in the transmission grid mainly occur in the south, more green electricity is produced by wind turbines in the north than is needed, which leads to additional challenges in electricity transmission. On a windy but cloudy day, for example, a lot of electricity is generated in the north, while less flows in the south. A high line capacity would therefore be needed to transport the electricity from the north to the south. However, this is not yet sufficiently available, especially in Bavaria.

The lack of transmission capacity are also a problem for climate protection, as the power plants, which are usually ramped up as part of redispatch, burn fossil fuels. Although the feed-in priority for renewables applies in principle, coal and gas-fired power plants are usually still used to stabilize the electricity grid if there is not enough renewable electricity available.

This means that the TSOs have to intervene more and more often to prevent the electricity grid from becoming overloaded. These processes and the so-called Control energy drive up redispatch costs. Depending on the time of day and weather conditions, volatile electricity generation from renewable energies in Germany currently fluctuates between 3 and 55 gigawatts. In good months, around 300 interventions are sufficient and in changeable months, up to 4,500 deviations have to be compensated for.

Direct impact on the electricity price

The effects of rising redispatch costs are far-reaching. Firstly, they are included in the standardized nationwide calculations of the four German TSOs which they then pass on to the approximately 900 regional distribution system operators pass on. From here, the costs for using the electricity grid vary considerably depending on the region and provider, and price differences of up to 300 percent with the Electricity grid charges arise. The redispatch costs are usually reflected directly in grid fee increases for private households. For energy-intensive commercial and industrial customers in the medium voltage range, who usually conclude highly individual electricity supply contracts, the increase is usually not felt until somewhat later.

Conclusion

The current challenges in the German energy sector urgently require solutions to drive forward grid expansion and reduce electricity costs at the same time. A fundamental reform of grid fees could enable a fairer distribution of costs and create incentives for a more flexible use of electricity. Measures should also be taken to increase transmission capacities and reduce the use of fossil fuel power plants. Concerted action at a political and economic level is required to tackle these challenges and successfully drive forward the energy transition.

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75.9 TWh from renewable energies in the first quarter of 2024

The various renewable energy sources contributed differently to electricity generation. Naturally, wind, hydropower and biomass dominated in the months of January, February and March. Here are the figures for the first quarter of 2024:

Wind powerWith 39.4 TWh delivered the On-shore wind powert makes the largest contribution to renewable electricity generation and the Off-shore wind farms additionally produced 8.7 TWh.

BiomassWith 12.8 TWh biomass also made a significant contribution to covering electricity demand.

SolarThe photovoltaic systems generated 9.6 TWh and play an increasingly important role in supplying energy during the dark months.

Hydropower: With 5.3 TWh hydropower also made a significant contribution to electricity generation due to the abundantly filled reservoirs and storage facilities.

Expansion increased by 18 percent in 2024

The expansion of wind and solar power plants in the first quarter of 2024 is particularly noteworthy. With a total increase of 4,400 megawatts, installed capacity rose by a total of 18 % compared to the same quarter of the previous year. The expansion of solar power amounted to 3,731 megawattswhile the wind turbines around 718 megawatts were expanded. Nevertheless, the expansion target for wind power was missed by 2.8 GWh. On the other hand, the expansion of photovoltaics is an impressive 7.9 GWh above plan.

The latest figures on electricity generation from renewable energies in the first quarter of 2024 in Germany show encouraging progress towards a sustainable energy supply. Particularly encouraging is the strong Growth in photovoltaicsbut other renewable energies such as wind, hydropower and biomass have also contributed to increasing the share of renewable energies in electricity consumption. The accelerated approval procedure through the Solar package I for Wind turbines and Solar parks will drive forward the continuous expansion and further reduce dependence on fossil fuels. However, the urgently needed infrastructure planning and implementation is still a particular challenge that must now be worked on at full speed.

Nevertheless, current developments show that Germany is on the right track to achieving its ambitious targets in the field of renewable energies. With further efforts and consistent implementation of measures, the challenges can be overcome and a sustainable energy future can be realized.

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The legislative process only picked up speed again when the traffic light coalition was formed on April 15, 2024 to were able to agree on the draft of Solar Package I. The ratifications by the Bundestag and the Bundesrat took place on April 26, 2024. All amendments are now being drafted and will later be sent to the Federal President for signature. It is then expected to come into force at the beginning / middle of May.

Solar Package I will have an impact on the EEG and other energy industry laws as well as other directives and regulations. In contrast to our August 2023 report on Solar Package I, the entire catalog of measures has now been finalized. Here is an overview of the most important changes:

Solar package I: General measures

No "resilience bonus". The domestic solar industry demanded a higher feed-in tariff for solar systems that use European components. This is no longer part of the solar package.

No individual sector targets. Each sector was originally intended to pursue its own climate target and be measured against it. According to Solar Package I, all sectors are now culminating in an overall CO₂ emissions value. If individual sectors do not achieve their climate targets, they must submit immediate programs for further reduction measures for the following year.

Constant monitoring of climate targets. The CO₂ emissions of the sectors are constantly or continuously monitored and not evaluated retrospectively as in the past, so that developments can be reacted to more quickly.

Climate targets become mandatory. Germany is committed to reducing greenhouse gas emissions by at least 65% by 2030 and by at least 88% by 2040 (compared to 1990). To this end, the subsidy conditions are to be improved and the subsidy rates for solar energy increased. The expansion target for photovoltaics by 2030 is at least 80 GW in Germany.

Ground-mounted photovoltaics: cutting red tape and faster procedures

Solar parksEligibility will be increased from 20 to 50 MWp and there will be easier approval procedures in "disadvantaged areas". To this end, the EU emergency regulation on the accelerated approval procedure, which was due to expire in 2024, will be extended by one year. However, subsidized solar parks must meet minimum nature conservation criteria. In addition, the tender volume will be gradually increased to 2,075 MW. Simplified use of public roads is to be applied for laying the necessary connection cables, similar to telecommunications cables or high-voltage lines. However, the planned obligation to tolerate installation on private land was not implemented due to constitutional concerns raised by the CDU/CSU and the FDP. Bundeswehr properties are also excluded from this.

Argi-PV & Solar carportsIn future, there will be a new segment in tenders in which the elevation will be taken into account with a higher maximum value. Until now, the more complex mounting systems (from 2.1 meters) of large solar carports, Argi-PV, Floating-PV or Mooren were not taken into account.

Measures for larger photovoltaic systems on roof surfaces

Certifications for systems with an installed system output of up to 500 kW: If such PV systems are operated with a maximum feed-in power of 270 kW, they are exempt from system certification in accordance with VDE-AR-N 4110 exempted. A system certificate is therefore no longer required from 135 kW, but only from 500 kW installed system output.

Systems up to 400 kW installed system capacityfor communal building supply: According to the EEG, all PV systems with an installed system output of between 100 and 400 kW must be directly marketed. If such larger systems on residential buildings are optimized for communal building supply, this obligation can be waived. They may then feed their surplus electricity into the public grid free of charge. This is often cheaper than commissioning a direct marketer for small residual quantities of electricity.  

Higher feed-in tariffHigher feed-in tariffs are planned for solar installations between 40 kWp and 750 kWp. An additional subsidy of 1.5 cents per kW is being discussed in order to increase the attractiveness.

Lowering of the tender limit: Mandatory participation in auctions for commercial roofs is to be reduced from the current 1 MWp to 0.75 MWp. Such systems must therefore receive a market premium if they wish to claim a subsidy. The volume of PV roof tenders is to be roughly doubled.

Simplified repowering: The Repowering of PV systems and the direct marketing of solar power from rooftop and ground-mounted systems are to be simplified. Both types of systems will no longer lose their EEG remuneration entitlement as a result of such measures.

New regulations for electricity storage in solar package I

Electricity/battery storageThey are now not intended to serve exclusively as intermediate storage for renewable energies. Electricity/Battery storage are now also eligible for funding if they are used as intermediate storage for conventional or gray electricity from the grid. This so-called multi-use application is intended to help stabilize the electricity grid. The former "exclusivity principle" has therefore been overturned, meaning that all battery storage systems benefit from the EEG remuneration.

Measures for smaller PV systems

Simplified grid connection for systems up to 30 kWpSimplified grid connection for PV systems, which was previously permitted for systems up to 10.8 kWp, will apply to systems up to 30 kWp in future. For operators, this means that their solar system is deemed to be approved if they have registered their new system with the grid operator and have not received any feedback within four weeks. This also applies to tenants of residential buildings and adjacent outbuildings, provided that the electricity generated is not fed into the public grid. As a result, the billing options should also become less complicated.

PV systems up to 25 kWpYou can now also switch to direct marketing without remote control. Remote control is therefore no longer necessary for such small systems.

Balcony power plantsRegistration and operation of balcony power plants is to be simplified. Registration with the grid operator is no longer necessary and a simple registration in the master data register is sufficient. In addition, the permissible size will be increased from 600 to 800 watts and electricity meters no longer have to be replaced before installation.

New regulations for wind power plants in Solar Package I

The construction of wind power plants is also to be accelerated. To this end, the authorities are designating acceleration zones in accordance with European law. The German government hopes that this will speed up procedures and reduce bureaucracy for wind farms. Aircraft wind turbines will also no longer require a costly site assessment in future. Their eligibility for funding under the EEG will be assessed using new yield reference values.

Conclusion

Solar Package I represents a necessary and overdue step towards a sustainable energy future. The wide range of measures will drive forward the expansion of solar energy and the energy transition in Germany. With a clear objective and improved framework conditions, the law creates an incentive for investment in renewable energies and contributes to the reduction of CO₂ emissions.

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Im Vergleich zum deutschen Supply Chain Due Diligence Act (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.

Which companies are affected by the CSDDD?

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:

• Industry
• 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 Large battery storage systems und Energiemanagement

Ergebnis: Energie wird vom Kostenfaktor zum strategischen ESG-Hebel

Welche Sanktionen drohen bei Verstößen?

• Fines (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
• Competitive advantages

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.

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What is the energy weather?

Energy weather plays a crucial role in forecasting and optimizing energy production from renewable sources. Two important parameters that must be taken into account when determining the energy weather are the Global radiation and the Wind speed.

Global radiation refers to the total solar radiation that reaches the earth's surface. It is made up of direct solar radiation and diffuse sky radiation. Global radiation is a decisive factor in predicting the generation of energy from Solar systems. The higher the global radiation, the more energy can be obtained from sunlight.

In addition to global radiation, wind speed also plays an important role in predicting energy generation from Wind turbines. The wind speed determines the amount of wind energy that can be generated by the wind turbines. The higher the wind speed, the more energy can be generated from wind.

Global radiation as a factor for the energy weather

Global radiation is influenced by various factors, including the Solar altitudewhich Cloudinesswhich Air pollution and the Geographical location. The altitude of the sun determines the angle of incidence of the sun's rays on the earth's surface. The higher the sun is in the sky, the more direct the sun's rays are and the higher the global radiation. Cloud cover and air pollution, on the other hand, reduce global radiation as they reduce the amount of sunlight that reaches the earth's surface.

Global radiation is measured with the help of Pyranometers which measure the entire solar radiation. These instruments are designed to measure both the direct sunlight as well as the Diffuse sky radiation can measure. The data is recorded continuously and is also used in the solar cadastre or in energy weather forecasts. In addition to the pyranometers, other measuring devices such as Solar radiation sensors and Weather stations to obtain precise data on global radiation.

Global radiation is subject to various trends and patterns that are important for energy weather forecasting. For example, there are Seasonal or weather-related Fluctuations in global radiation that are related to the position of the sun and the tilt of the earth. In some regions there are also Long-term trendswhich are attributable to climate change or changes in atmospheric conditions. The analysis of these trends and patterns helps to make accurate predictions about global radiation and to optimize energy production from solar installations.

At 1,144 kWh/m², global radiation in the 2023 energy weather was the second lowest of the last six years, but the sixth strongest In some months, including February, May, June, July, September and October, global radiation was higher than in the reference period 1991-2020. September in particular was the most radiant since 1991 with 124 kWh/m². June was also very strong. Autumn 2023 was the most radiant since 1991. Winter 2022/2023 showed a slight negative anomaly, with January in particular being significantly weaker than usual. The center of Germany had the highest positive anomaly, while the southern edge of the Alps showed a slightly negative anomaly.

Wind speed as a factor for the energy weather

The wind speed is also influenced by various factors, including topographical featuresgeographical location and Atmospheric conditions. Mountains and hills can obstruct the wind flow and lead to lower wind speeds. Geographical location also influences wind speed, as coastal areas and open landscapes tend to have higher wind speeds. In addition, atmospheric conditions such as differences in air pressure and temperature gradients can influence wind speed.

It is measured with the help of anemometersthat record the air flow. These instruments record wind speed in real time and provide accurate data for energy weather forecasting. In addition to the anemometers, other measuring devices such as Wind direction sensors and weather stations to obtain precise data on wind speed. The German Weather Service measures the meteorological parameters at a height of 100 meters and averages the annual values for the whole of Germany.

The DWD experts calculated an average wind speed of 5.98 m/s across Germany in 2023. That is the highest for 16 years. Some months, including January, November and December, had particularly high wind speeds, while September was one of the windiest months since 1950. Spring and fall were windier than average, while winter was slightly above average. The distribution of the percentage deviation in wind speed in 2023 showed a positive trend in the south of Germany, while it weakened towards the north and east and became slightly negative in some areas.

Global radiation and wind speed complement each other

Global radiation and wind speed correlate and complement each other during a year in Germany to a good energy weather mix. For example, high global radiation leads to a warming of the air, which in turn leads to an increase in wind speed. Conversely, a high wind speed can break up the cloud cover and lead to an increase in global radiation. The precise analysis of these interactions and correlations is also used for short-term forecasts of the energy weather.

Overall, it can be seen that the higher global radiation in summer and the increased wind speeds in winter optimal for a relatively Consistent energy generation by wind and solar power plants. Germany is no exception. With the exception of the eastern Mediterranean region, global radiation throughout Europe in 2023 was above the average for the reference period. There were positive deviations in the average wind speeds in a broad strip from northern France, the Alps, Italy and the Balkans to the Black Sea.

Conclusion

The energy weather in 2023 once again set new records for renewables. Both global radiation and wind speeds were at a high level. Although global radiation was slightly lower than in the previous year, it was still above average, particularly in some months such as September and June. Winter saw a slight decrease, especially in January. Wind speeds, on the other hand, reached their highest level in 16 years at 5.98 m/s. January, November and December were particularly strong, while September was comparatively windless.

The energy weather takes two key factors into account: global radiation and wind speed. Global radiation, which comprises the total solar radiation on the earth's surface, is decisive for solar power generation. Wind speed, on the other hand, determines the amount of wind energy that can be generated. The measurements and analyses of these parameters help to make precise predictions for energy generation from renewable sources and to optimize them.

The interactions between global radiation and wind speed are of particular importance here. High global radiation can increase the wind speed and vice versa. This contributes to the balance of energy production throughout the year. In Europe, the values for global radiation and wind speed in 2023 were above average overall, which offers positive prospects for the use of renewable energies.

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PV module prices still stable & still low

The rapid decline in PV module prices, which began after the first energy price shock in mid/late 2022 and continued until fall/winter 2023, has slowed noticeably in recent months. However, a look at the development of PV module prices over the course of a year from February 2023 to February 2024 shows that, depending on the module class Price reductions between 45 - 53 %. Solar module prices in Europe and Asia have been hit harder than elsewhere. In the USA, they are particularly high due to import restrictions. Some non-Chinese manufacturers are therefore increasingly focusing on the US market. In Europe, solar module prices have been stable since February 2023 at High-efficiency modules to 45 % to now around 22 cents/Wp, with Mainstream modules to 53 % to now 14 cents/Wp and at Low-cost modules to 52 % fell to 9 cents/Wp.

Reasons for the expected increase in 2024

There are various reasons for the expected rise in PV module prices. Firstly, demand will increase, particularly in Europe, as spring approaches. At the same time puts the brakes on China continues to reduce its overproduction and empty its stocks. As a result, the fall in prices that was observed in 2023 has come to a halt. However, the stocks that were still full to bursting in fall 2023 are coming to an end. As a result, experts are advising customers to stock up on modules and inverters now.

Furthermore, the continuing Conflicts in the Horn of Africa and the general extension of container delivery times from 6 to 8 weeks are contributing to delays in deliveries. This leads to additional costs and makes planning more difficult for companies in the PV industry. Higher transportation and fuel costs are also a factor contributing to rising prices.

Another important point is that in Europe there is a lack of a strong domestic solar industry. This increases dependence on imports and influences prices. The Increasing demand through the Spring business and the depletion of Chinese stocks as a result of the reduction in Chinese production are further factors. Overall, these various factors indicate that prices for PV modules will tend to rise in the near future. As a result, companies and consumers will have to rethink their procurement strategies in order to cope with rising costs. The effects are already being felt. Some inverter models are currently barely available and will not be supplied again until May 2024. Large modules for open spaces will probably not be available again until June.

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Regional differences and rising electricity grid fees

In detail, it can be seen that the average electricity grid charges in the medium-voltage range are almost 7 cents per kilowatt hour, while in the low-voltage range they are over 11 cents per kilowatt hour. The prices in the Medium voltage have increased by an average of 1.47 cents per kilowatt hour. In the Low voltage is an increase of 2.02 cents per kilowatt hour.

One particularly alarming aspect of this Investigation are the enormous Price differences between the individual regional network operators. Between the cheapest and most expensive providers, price differences of up to 300 percent exist. This shows that the cost of using the electricity grid can vary considerably depending on the region and provider. These large price differences raise questions about fairness and transparency in pricing. The discussion about a fairer distribution the costs and a Uniform nationwide regulation increasingly important.

Causes of the increase in electricity grid fees

The electricity grids are operated by the increasing electricity demand in industry and due to the increasing spread of Electric vehicles and Heat pumps is becoming increasingly strained. At the same time, the proportion of regional volatile energy generation. Together, these two factors are placing such a strain on the entire public electricity grid that the predicted and as yet unrealized Grid expansion by the grid operators is becoming increasingly urgent. This task is to be financed by the grid fees. In fact, the slow expansion of the grid has so far also been co-financed by subsidies.

Further dramatic increases expected

Following the ruling by the Constitutional Court in November 2023 and the subsequent decisions on the 2024 federal budget, grid fees in Germany will continue to rise. increase significantly. The latest VEA survey confirms the Forecastswhich experts were already predicting in December 2023. At that time, it was already stated that the removal of subsidies of €5.5 billion from the economic stabilization fund for transmission system operators (TSOs) would reduce the cumulative grid fees in 2024 by estimated 60 % increase to 2023.

Conclusion

Electricity grid charges in Germany have risen rapidly within a year. They place a considerable burden on companies and show regional differences of up to 300 percent. This is due to the growing demand for electricity, the spread of electric vehicles and the expansion of renewable energies. The removal of subsidies for transmission system operators is expected to lead to a further increase of up to 60 percent in 2024. This development underlines the urgency of a fair and transparent reform of energy policy.

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Olympus Power, known in the UK for its expertise in developing large-scale commercial renewable energy projects on manufacturing sites, retail parks and industrial sites, has agreed a strategic partnership with German PV project developer CUBE CONCEPTS.

CUBE CONCEPTS and Olympus Power have already identified numerous European PV development projects and expect to implement 500 MWp together within the next three years. The two companies are well aligned as they both offer, for example, Power Purchase Agreements as an attractive and affordable solution for large companies and corporations to benefit from favorable and stable electricity prices and reduce their carbon footprint. 

Simon Nicholls, CEO of Olympus Power: "We are very excited about this partnership. Our two companies offer a comprehensive service in the design and installation of solar and energy storage systems, as well as business finance options, so we are a great fit. More and more of the customers we work with have multiple sites, not just in the UK but across Europe, so partnering with such customer-focused providers makes perfect sense."

Jochen Schäfer, Chief Investment Officer of CUBE CONCEPTS, is also looking forward to the collaboration: "We are pleased to have a strong and like-minded partner in the markets where our international clients demand an identical service to the one we already offer in our core territory. The new partner's many years of experience and solid track record, combined with our strong international customer base, will help this partnership to increase our joint market presence."

Olympus Power and CUBE CONCEPTS have already developed a joint project in the UK, a large solar installation on the roof of a production warehouse complex that is expected to generate 450,000 kWh per year, which will significantly reduce the company's electricity costs and save 211 tons of CO₂ annually.

The two companies are launching the collaboration with a knowledge exchange, during which two members of the Olympus Power team will be introduced at the CUBE CONCEPTS headquarters in Kaarst near Düsseldorf in January.

The processes involved in implementing solar installations on commercial and industrial roofs differ significantly between the UK and Germany, and the Olympus Power team is keen to learn and understand the complex German grid connection process first. CUBE CONCEPTS staff will also be visiting the Olympus Power team in the south west of the UK later this year.

The long-term partnership will benefit clients in particular, who will then have one point of contact for the entire expertise of both companies.

Olympus Power and CUBE CONCEPTS anticipate a steady increase in partner projects as more and more international companies across Europe implement renewable energy systems to offset rising energy costs and achieve their sustainability goals.

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Regional distribution system operators (DSOs) increase amounts by up to 19 %

At the beginning of November 2023, in response to a small question from the CDU/CSU parliamentary group, the Federal Ministry for Economic Affairs stated that grid fees would increase by an average of between 10 and 11 percent in 2024. The rate of increase forecast at the time still assumed that the subsidized grid fee for the transmission system operators. This calculation was based on an announced increase of the DSOs for 2024 between 15 and 19 percent.

Doubling of the TSO grid fees in 2024

However, due to a budget reorganization, the previously promised Grant of 5.5 billion euros from the economic stabilization fund to support grid fees deleted. The TSOs 50Hertz, Amprion, Tennet and Transnet BW have therefore announced an increase in transmission grid fees for next year. On average, they will now to 6.43 cents per kilowatt hour more than double. In 2023, they were still at 3.12 cents per kilowatt hour due to the subsidy.

In contrast to the very different regional grid fees charged by the DSOs, the prices for the transmission of electricity by the TSOs are uniform nationwide. The calculation is based on the cost basis defined by the Federal Network Agency (revenue cap/EOG), taking into account statutory and regulatory adjustments and the expected sales volumes for 2024.

Total grid fees to rise by up to 60 percent in 2024

To the Increase in VNBs from an average of 17 % now comes the Increase in TSOs of around 100 percent in 2024 is added. According to CUBE CONCEPTS' calculations, this means that, based on the usual distribution key of 55 to 45, the accumulated grid charges at least for private households in the coming year by just under will increase by 60 percent. Energy-intensive companies, which usually conclude highly individualized electricity supply contracts, will also feel the impact of the increase in overall grid fees. The costs for this are usually passed on directly 1:1 in the electricity bills.

For companies it is expected that the grid fees for electricity transmission and distribution nationwide increase by 30 percent. While the average capacity price in 2023 was EUR 133.00/kW across Germany, it is now around EUR 173.00/kW. The increases vary enormously from region to region. Experts expect power prices in Thuringia, North Rhine-Westphalia, Baden-Württemberg and Rhineland-Palatinate to rise by over 40 percent. Getec net GmbH, for example, is increasing its prices from an average of EUR 143.43/kW to EUR 228.77/kW. This corresponds to an increase of around 60 percent. TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG follows with an increase of 50 percent, from 139.76 EUR/kW to 209.12 EUR/kW. EGT Energie GmbH is increasing its prices by around 30 percent, from EUR 175.71/kW to EUR 229.39/kW. Only in the northern federal states of Mecklenburg-Western Pomerania and Schleswig-Holstein are price adjustments just below the 10 percent mark.

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Low module prices & limited capacities for installations

The historically low price of solar modules, which is currently even lower than the manufacturing costs, has ensured full order books for months for solar installers in the area of smaller private PV systems. As the Decision paths for commercial photovoltaic systems in large companies are usually longer, this trend is now also reaching CUBE CONCEPTS. The Order capacities for 2024 are already limited and company management should Decide quicklyif you would like to reduce your energy costs and improve your carbon footprint with your own large-scale PV system next year.

Germany remains the leader in Europe

In Europe, experts expect a total of 56 gigawatts to be added to photovoltaic systems this year. With the new German record installation of 14 gigawatts in 2023, Germany is still the European top. However, the plan envisages that from 2025, nationwide 22 gigawatts must be added annually from photovoltaic systems in order to achieve the expansion target. According to this, a total of around 215 gigawatts of PV capacity is to be installed in Germany by 2030. The second largest European PV market is - like last year - Spain. However, there were no major changes here compared to the previous year and the expansion in 2023 will again be around 8.2 gigawatts. PV capacity additions have almost doubled in Italywho is now on a par with Poland and the Netherlands between 5 and 4.5 gigawatts.

Rooftop PV systems will account for the largest share of PV installations in Europe in 2023

Solarpower Europe reports in its "Energy Market Outlook" that the market share of rooftop PV systems is around two thirds of the total European PV capacity. One explanation for this is that electricity prices for consumers were particularly high in 2023, meaning that costs could be reduced noticeably and quickly with direct consumption. In addition, approval for a rooftop system is generally easier to obtain. Permits for ground-mounted systems are, on the other hand, significantly more more difficult. Grid connections or building permits can sometimes be delayed. up to eight years delay. The frontrunners here are Austria, the Netherlands and Italy. The reasons for this are lengthy expert opinions, a lack of grid expansion or slow approval procedures.

Will the record PV additions of 2023 continue?

The driving forces behind the record PV installation in 2023 are the increased energy costs and low solar module prices. Experts assume that energy prices will not return to levels similar to those before the war in Ukraine in the long term. The pressure to use renewable energies is being exerted by the national and European Legislation for companies will rise even further, which will also increase demand for commercial photovoltaic systems. Module prices will also rise again in the medium term and pessimists point out that they could become even more expensive due to additional import duties on Asian modules. The expansion of PV could also be delayed by the lack of grid and storage expansion and the lengthy approval procedures. Urgent political decisions and a reduction in bureaucracy are needed here.

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Legislators at national and international level are increasingly focusing on legal measures to promote the use of renewable energies, increase energy efficiency and support low-carbon technologies.

These developments have a direct impact on many companies. In this context, the question arises: What specifically will change in energy law for companies in 2024 and how can these changes be integrated into their strategic planning? We provide an overview of the upcoming legal developments.

Amendment to energy law in 2024: extension of the LkSG to companies with 1,000 or more employees

The Supply Chain Act, or more precisely, the German Supply Chain Duty of Care Act (LkSG), which has been in force since January 1, 2023 for companies with 3,000 or more employees, applies from January 1, 2024 also for companies with 1,000 employees. Although it does not directly influence energy law, it has a significant impact on the energy industry of large companies and their entire supply chain.

SMEs are also affectedas they are (direct) suppliers subject to the due diligence obligations of the LkSG, which companies must comply with along their supply chain. The law obliges companies to comply with human rights and environmental due diligence obligations in order to prevent human rights violations and environmental damage in their supply chains. This includes measures such as the introduction of due diligence procedures, the inspection of suppliers, the establishment of grievance mechanisms and transparent reporting obligations.

Energy law: Abolition of the electricity price brake (StromPBG) on January 1, 2024

The law that was only passed in December 2022 on the Electricity price brake (Electricity Price Brake Act - StromPBG) was originally scheduled to run until March 31, 2024 and will now be terminated on January 1, 2024. This decision is the result of the budget ruling by the Federal Constitutional Court on November 15, which declared the transfer of coronavirus billions to the Climate and Transformation Fund inadmissible.

The Economic and Stabilization Fund, which financed the energy price brakes, was therefore put to the test. One day after the ruling, the Bundestag had originally decided to extend the brakes until March 31. The energy price brakes for electricity and gas were introduced in March to protect consumers from high energy prices. During the peak phase, prices were capped for a large proportion of private household consumption, but are now generally lower.

Start of data collection for the CSRD reporting obligation from January 1, 2024

The EU's Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD), which was adopted on 10.11.2022 extended the Sustainability reporting obligation for SMEs from 2024. In addition to the previous 1,200 large German companies, around 15,000 other companies must now prepare reports in accordance with stricter criteria.

The CSRD now also applies to listed SMEs and companies with more than 250 employees, total assets of more than 20 million euros or net sales of more than 40 million euros. The directive serves to implement EU climate legislation and aims to achieve climate neutrality by 2050. Reports must cover environmental aspects, social responsibility, human rights and governance. New requirements include the content of Taxonomy, business model, supply chains, corporate goals and more. Reports are subject to inspectionrequire External certification and must be Management report be published.

Introductory phase of the CBAM since October 2023

The Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) aims to reduce greenhouse gas emissions in international trade. It taxes the CO₂ footprint of imported goods to the EU to ensure that importers meet the same environmental requirements as domestic manufacturers. CBAM is intended to prevent carbon leakage, where emissions are shifted to countries with more lax climate regulations.

The EU expects an optimization of EU production, promotion of clean industries in non-EU countries and fairer global trade prices for CO₂-intensive products. In the first step, companies will initially only have to calculate the direct and indirect CO₂ emissions of imported goods and record them in a quarterly report. From 2026, CBAM certificates must be purchased. The registration obligation for CBAM applicants and the gradual abolition of the free allocation of EU ETS certificates will begin in 2025.

Price increase of nEHS CO₂ certificates from € 30 to € 45

As part of the introduction of national emissions trading, CO₂ certificate prices are currently still capped. Due to the war in Ukraine and the associated energy crisis, the planned increase in German CO₂ certificates in 2023 has been postponed. From January 1, 2024 the price will rise from € 30 to € 45. From 2026, the certificates are to be auctioned in a price corridor of 55 to 65 euros and traded freely from 2027. the national emissions trading system (nEHS) was introduced by the DEHSt (German Emissions Trading Authority) to price CO₂.

The classification of companies and their allocation to the EU ETS or DEHSt depends on constantly adjusted criteria. The system is based on the Fuel Emissions Trading Act (BEHG), which stipulates that companies must cover CO₂ emissions from the use of fossil fuels with emission allowances. The DEHSt covers sectors that are not covered by the EU ETS, such as transport, buildings and agriculture. Companies must surrender one nEHS certificate for every tonne of CO₂ released, which they either receive free of charge or purchase from the DEHSt.

Grid fee increase of approx. 60 % forecast for 2024

In 2023, around 90 % of the electricity price for commercial and industrial customers will be made up of procurement, sales and grid fees and 10 % of taxes, levies and other charges. The average price is around 26.5 cents per kilowatt hour for companies with an annual medium-voltage consumption of between 150,000 and 20 million kWh.

After canceling the promised subsidy of 5.5 billion euros the TSOs 50Hertz, Amprion, Tennet and Transnet BW announced an increase in transmission grid fees for 2024, which will more than double on average to 6.43 cents per kilowatt hour (from 3.12 cents this year). In contrast to the regional differences in DSO grid fees, the prices for TSOs are uniform across Germany. The total grid fees increase is expected to increase by around 60%which will also have an impact on private households and energy-intensive companies.

Planned reduction in electricity tax to 0.05 cents/kWh for the manufacturing industry

Also dependent on the Constitutional Court ruling of November 15, 2023 is the Electricity tax cut to 0.05 cents/kWh for the manufacturing industry. In order to create an alternative to the industrial electricity price, the German government planned to reduce the electricity tax for the energy-intensive manufacturing industry in Germany to the European minimum. The intention is to limit the tax rate for affected companies from 1.537 cents/kWh to 0.05 cents/kWh. The statutory regulation in energy law is to apply for at least 2024 and 2025 and could be extended for a further three years if further funding is provided.

What is new is that now also SMEs benefit from the electricity tax cutprovided the business is classified as a "manufacturing and processing industry". An estimated 78,000 companies, including bakeries, butchers, woodworking businesses and metal construction companies, will benefit from the low tax rate. For other businesses, however, such as energy-intensive dry cleaners or automotive businesses, nothing will change and the tax rate will remain at 2.05 cents/kWh. It remains to be seen whether there will be further changes or extensions when the decision is implemented.

Energy law: Abolition of peak equalization for 2024

The cross-industry so-called. Peak equalization will also be included in the relief package of November 2023 abolished. Originally introduced as part of the ecological tax reform of 1999 in energy law, the peak equalization energy-intensive companies to recover up to 90 % of the electricity tax. The new regulation should actually only affect companies in the manufacturing industry and replace the previous peak equalization, which applied to companies in all economic sectors. Whether it will remain in place after all depends on the decisions made by the traffic light coalition.

New photovoltaic obligations from 2024 in individual federal states

A uniform Photovoltaic obligation in Germany is not yet in sight. Nevertheless, further energy law regulations of the individual federal states will come into force in 2024, obliging companies to install photovoltaic systems. For example, it is certain that new commercial buildings in Brandenburg will have to be equipped with PV systems from mid-2024, in Bremen this applies to roof renovations as well as public buildings in Rhineland-Palatinate and in North Rhine-Westphalia all new industrial buildings must have solar systems from 2024. Further state-specific laws are to be expected.  

Changes to EU ETS CO₂ certificate trading in 2024

From 2024, the entire Maritime transport" sector of the European Union are included in EU ETS CO₂ certificate trading. As a result, 78.4 million additional allowances will initially increase the trading volume. However, the cap will be reduced by 90 million allowances for all economic sectors, so that prices for EU ETS allowances will rise. In addition, further privileges and exemptions will be withdrawn, such as the subsidization of flights to the outermost regions of the European Economic Area.

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Dieser Beitrag erklärt Funktionsweise, Zeitplan, betroffene Waren und was Importeure 2026 konkret beachten müssen.

Was ist CBAM und warum wurde es eingeführt?

CBAM gehört zum “Fit for 55”-Paket. Im Rahmen der damit verbunden CO₂ pricing löst die EU die kostenlose EU-ETS-Zuteilung schrittweise ab. Um EU-Unternehmen nicht zu benachteiligen, sollen auf Importe aus nicht EU-Staaten die gleichen CO₂-Kosten entfallen.

Problem: Energieintensive EU-Firmen zahlen CO₂-Preise (aktuell 70–100 €/t), Drittländer oft nicht. Ergebnis: Wettbewerbsnachteile, “Flucht” in Länder ohne CO₂-Preis.

Lösung: Importeure zahlen CBAM-Zertifikate für eingeführte Emissionen zum EU-ETS-Wochenpreis.

Wie funktioniert CBAM?

Schritt-für-Schritt:

1. Zollanmeldung: Importeur meldet Waren (Zement, Stahl, Aluminium, Dünger, Wasserstoff, Strom).
2. Emissionsberechnung: Direkte (Produktion) + indirekte (Strom) CO₂-Emissionen des Herstellers.
3. Zertifikate kaufen: CBAM-Zertifikate zum EU-ETS-Preis decken Emissionen ab.
4. Abgleich: Bereits im Herkunftsland gezahlte CO₂-Kosten werden angerechnet.
5. Einlösung: Quartalsweise bis 31. Mai (nächstes Jahr), max. 33% Rückgabe möglich.

Registrierung: Seit 2025 bei nationalen Zollbehörden. Ab 2026 vollständige Pflicht.

Betroffene Waren & Sektoren (2026)

Erweiterung 2026+: Organische Chemie, Kunststoffe, Textilien.

Zeitplan: Übergang zu vollem CBAM

Wichtig: Ab 2026 keine kostenlosen ETS-Zertifikate mehr für betroffene Sektoren.

Praktische Pflichten für Importeure

Registrierung: Bei Zollbehörde (DE: Zollamt). Kostenfrei, einmalig.

Quartalsberichte (bis 2025):

• Menge importierter Ware (t)
• Direkte Emissionen Hersteller (t CO₂)
• Indirekte Emissionen (Strom) (t CO₂)
• Bereits gezahlte CO₂-Kosten

Seit 2026:

• CBAM-Zertifikate kaufen (EU-ETS-Preis)
• Finale Abrechnung bis 31. Mai
• Rückerstattung (max. 33 %)

Datenquellen:

• Herstellerangaben (vorzuziehen)
• EU-Benchmark-Werte (Standardfälle)

Auswirkungen für Unternehmen

Importeure

• Kostensteigerung: 20–50 €/t Ware (je nach Sektor)
• Datenbeschaffung: Nachweise aus Drittländern
• Compliance-Risiko: Strafen bei Versäumnis

Produzenten (EU)

• Competitive advantage: Importe teurer
• ETS-Druck: Weniger kostenlose Zertifikate

Exporteure (Drittländer)

• Anreiz: CO₂-Preis einführen
• Benchmark-Risiko: Standardwerte oft höher

Chancen für deutsche Unternehmen

CBAM als Wettbewerbsvorteil:

CO₂-arme Produktion → EU-ETS-Kosten niedriger
→ Faire Preise vs. Importe
→ Marktanteile sichern

Strategien:

1. Emissionsreduktion (Produktion, Strombezug)
2. CO₂-Reporting optimize
3. Lieferkette prüfen (Drittländer-Zertifikate)
4. CBAM-konforme Verträge

Fazit: CBAM als Wettbewerbshebel

CBAM schafft faire Bedingungen für CO₂-arme EU-Produktion. Importeure müssen ab 2026 handeln, Produzenten profitieren langfristig.

Jetzt prüfen:

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FAQ

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For the operator and investors of a previously non-subsidized PV system This trade in guarantees of origin is a not insignificant Source of income. Especially when it comes to certifying PV electricity and issuing HKNs puts the brakes on bureaucracy in Germany on a massive scale. No wonder, since it dates back to a time when only a few coal, gas or nuclear power plants generated electricity. Even if the solar system is installed on the same site where one or more tenants consume the PV electricity directly, problems are already occurring.

Environmental assessments for guarantees of origin are cumbersome, time-consuming and costly

node.energy, partner of CUBE CONCEPTS, has now commented on this. "In practice, it is currently almost impossible to have the electricity generated certified via guarantees of origin. This electricity must therefore be declared as "gray electricity" based on the current electricity mix in Germany." The entire HKN system is still based on the assumption that the electricity generated always corresponds to the Detour via the public grid and a dealer reaches the end consumer.

With a tenant electricity model, however, the electricity is sold directly and directly to the tenant on site. The electricity seller's photovoltaic system can even be installed on the roof of the same property where the tenant consumes it. Nevertheless, the inflexible bureaucratic processes are complied with. In such an environmental assessment, the PV system and its components are checked and additionally compared with the registration. Matthias Karger, CEO of node.energy, explains: "An environmental assessment not only costs a disproportionate amount of time, but also makes applying for the guarantees of origin so urgently required by the industry absolutely unprofitable."

Automatic metering systems must be sufficient to generate guarantees of origin

Operators must have all components certified before and at the latest when commissioning a large photovoltaic system on a commercial property. In addition, commercial PV systems require extensive electronic monitoring, measuring and control units for electricity tax registration anyway. This is required by the redispatch procedure and was stipulated in the EEG. In a public statement, node.energy therefore calls on the BMWK, representing the opinion of around 1,000 operators of such systems, to abolish the requirement for environmental reports and replace it with simple proof of the amount of electricity generated using a calibrated measuring system.

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How are industrial electricity prices made up?

Industrial electricity prices are determined by many different factors. The Wholesale prices on the spot markets are usually the largest component when concluding an electricity supply contract with the supply companies. In addition, there are Grid charges, taxes and levies. The individual composition of these costs varies depending on the company, as some benefit from specific relief, such as subsidies, financial assistance, tax, levy or fee concessions. In general, it can be said that European companies with high energy consumption are more likely to benefit from relief than companies with lower energy consumption. In addition, they currently still receive free CO₂ certificates on European emissions trading and often have special contracts with utilities that offer extremely favorable conditions, but are generally not publicly known.

Only rough data on average industrial electricity prices

All information on the level of average industrial electricity prices in the individual countries is therefore only very rough. The data of the International Energy Agency (IEA) or Eurostat are not 100 % valid. In Germany alone, electricity prices for companies vary widely. A cleaning chain, a medium-sized automotive business or a large bakery will have different tariffs than, for example, a steelworks or a chemical company. For an international comparison, there are further influencing factors. The variety of cost components varies considerably and makes a direct comparison difficult. In addition Currency fluctuations affect comparability, as electricity prices are also quoted in local currency.

The different energy mixes and generation costs in different countries are further challenges. Countries with a higher share of renewable energy can have lower generation costs than those that rely more heavily on fossil fuels. Regulatory differences in the energy sector and various economic structures also contribute to the difficulties of comparison. The specific Regulations for large consumers and individual contractual terms between companies and energy suppliers are often not publicly known and make it difficult to analyze them accurately.

There are also No uniform standards for data collection and reporting of industrial electricity prices, which can lead to statistical inaccuracies. Overall, a precise international comparison of industrial electricity prices therefore requires a thorough consideration of local conditions and a comprehensive analysis of the many factors that influence pricing. The new price structure introduced in November 2023 by the compromise Electricity tax reduction The end of the debate on a uniform industrial electricity price was very difficult because there were basically no reliable figures. All sides argued without a valid comparison.

European comparison of figures

The statistical surveys on average industrial electricity prices in Europe by Eurostat and the IEA therefore provide at least a rough overview for a European comparison. The Fraunhofer Institute for Systems and Innovation Research ISI also comes to the same conclusion in a Studyin which different company sizes were calculated using case studies in various countries, came to similar conclusions. In Europe, gross electricity prices in France, Portugal, Finland and Sweden for companies below average.

The industrial electricity price is also composed very differently. For example, procurement and distribution costs are highest in the Netherlands, although the overall gross price here is still lower than in Germany. For medium-sized companies, the levies in Germany are higher than in Denmark, for example. Overall, privileged large corporations pay roughly the same level of levies and electricity taxes across Europe.

In a global comparison, the European industrial electricity prices however Relatively high and are well above the prices in North America and the Far East. At around 26 cents/kWh at the end of 2022, the German gross industrial electricity price was in the European midfield. The relief package and the planned reduction in electricity tax for 2024 will reduce this figure by a further 1.5 cents/kWh.

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Electricity tax cut to 0.05 cents/kWh for the manufacturing industry

In order to realize an alternative to the industrial electricity price, the electricity tax for the energy-intensive manufacturing industry is to be reduced to the European minimum. Accordingly, the electricity tax for affected companies will be from 1.537 cents/kWh to 0.05 cents/kWh limited. The statutory regulation is now being implemented and is to apply for at least 2024 and 2025. If it can continue to be financed, it will last for a further three years. What is new is that SMEs, which were previously often unable to claim the peak equalization, will now also benefit from the reduction in electricity tax. However, the basic prerequisite is that the company is assigned to the statistical term "manufacturing and processing industry".

Experts expect approx. 78,000 companieswho now benefit from the low rate. This now includes, for example, bakeries, butchers, woodworking businesses and metal construction. The latest decision does not change anything for all other tradespeople. The tax rate of 2.05 cents/kWh will continue to apply to them. This also applies, for example, to energy-intensive dry cleaners or businesses in the automotive trade, as they do not count as "manufacturing industry". It remains to be seen whether further changes or extensions can be implemented when the compromise is implemented.

Peak equalization to be abolished

To date, many larger companies have already received a reduced tax rate of 1.537 cents/kWh as part of the so-called peak equalization scheme in accordance with Section 10 StromStG. Companies were previously able to apply for this if they were part of the manufacturing industry, paid more than €1,000 in electricity tax per year, the amount was higher than the reduction in the employer's pension insurance contribution for all employees and they had introduced an energy management system or a peak equalization efficiency system (in accordance with SpaEfV). This Peak equalization is as part of the new electricity price package abolished from 2024.

Extension of electricity price compensation by five years

In addition to the electricity tax reduction, the electricity price compensation, which was actually to be reduced by 10 % annually, will be extended by a further five years. The following will benefit from this 350 groupsthat suffer particularly from high electricity prices. A further 90 companies will be added through the so-called "super cap". This financial support for indirect CO₂ costs can be applied for from the DEHSt and is based on emissions trading. It aims to offset some of these costs for companies in specific sectors.

The overarching goal is to ensure the international competitiveness of these companies. This measure is intended to help prevent the relocation of production to countries outside the EU Emissions Trading Scheme and thus minimize the relocation of CO₂ emissions. Beneficiaries are companies from the paper & pulp, iron & steel, chemical industry, non-ferrous metals, mineral oil processing and mineral processing industries. In 2021, 828 million euros in subsidies were awarded in this context to companies that have implemented an environmental management system in accordance with ISO 50001 or EMAS introduced and after DIN EN 17463 (VALERI) have invested. Depending on the size of the company and consumption, aid can also be applied for after the introduction of ISO 50005, energy audits in accordance with EN 16247-1 and membership of the energy efficiency and climate protection network.

Industrial electricity price off the table for now, electricity tax cut relieves more companies

The resolutions of the Federal Government, which are now to be implemented, will result in the following for 2024 alone Relief of up to twelve billion euros for companies, says Olaf Scholz on the Electricity price package. Compared to a capped industrial electricity price of 6 cents/kWh, however, the new regulation has the advantage that the number of companies benefiting from it will be much larger. The forecast total relief for 2024 is made up of the following:

• 5.5 billion subsidy for the transmission system operators, who together with the distribution system operators already have a Increase in network charges of over 10 % are planned for 2024.
• Estimated revenue shortfall due to the reduced electricity tax for the manufacturing industry
• Estimated expenditure for the extension of electricity price compensation, as certificate prices rise and make electricity from fossil fuels more expensive.

In fact, according to BMWK, only around 2,000 companies with a total consumption of 216 TWh from the Steel sectors, Aluminum, Chemistry, Copper, Glass, Paper and Cement receive a favorable industrial electricity price. The electricity tax reduction as a compromise now affects far more companies, even if it cannot significantly reduce the price of electricity: The abolition of the EEG levy in 2022 alone reduced the price of electricity by over 6 cents/kWh.

Without an industrial electricity price and with an electricity tax cut, Germany remains in the European midfield

From the start of the war in Ukraine until the end of 2022, the gross electricity price for industry in Germany rose only slightly from 21.81 to 25.24 cents/kWh. In the EU as a whole, it rose on average from 15.23 to 24.95 cents/kWh in the same period. This means that even after an electricity tax reduction of around 1.5 cents/kWh, Germany remains in the middle of the field. The strongest increases were recorded in Denmark, Italy, Hungary, Belgium, Sweden and Croatia. Here, industrial electricity prices have virtually doubled since February 2022.

In Norway, prices exploded from 6.03 to 26.63 cents/kWh and the USA recorded an increase from 5.36 to 7.36 cents/kWh. At the latest with the entry into force of the European CO₂-border adjustment system (CBAM)which is due to take effect from January 1, 2026, the shift of a CO₂intensive production to non-European countries will also no longer be attractive for re-imports. This is because importers will then have to pay the difference in CO₂-pricing between the production region and the EU.

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What are the grid fees?

Grid fees are charges levied for the use of energy infrastructure, in particular for the transportation of electricity or gas. These charges cover the costs of operating, maintaining and expanding the grids required for the distribution and transportation of energy. Grid fees are generally charged by the grid operators and can vary depending on the region and type of energy. In principle, however, a distinction must be made between Distribution grid fees and Transmission system charges can be distinguished.

Grid fees of the distribution grid operators

In Germany there are approx. 900 electricity and distribution grid operatorswhich Regionally varying grid fees charge. Pricing depends on the proportion of renewable energy in the area, the number of small consumers, industrial operations in different sectors that place a load on the grid at different times of the day and the need to renovate the grid. Public subsidies vary greatly here and, as various distribution grid operators have now announced these grid fees for 2024 will increase by between 15 and 19 %. However, the grid fees ultimately paid by the end consumer are also made up of the transmission system operators' grid fees.

Grid fees of the transmission system operators

Transmission grids are used to transport electrical energy via long distances from the generation sources to the consumption centers. These grids consist of high-voltage lines and transmission systems that make this possible, transmit large amounts of electrical energy with minimal energy loss. The transmission networks are organized at national level and are operated by transmission system operators. In Germany, grid fees have been standardized since 2017, initially by the Grid Fee Modernization Act (NEMoG) and later by the "Ordinance on the Gradual Introduction of Uniform Federal Transmission Grid Fees" until 2023, and are now uniformly at 3.12 ct/kWh. The operators will continue to receive a subsidy of 5.5 billion euros from the federal government in 2024 and could also receive a one-off payment of 13 billion euros in 2022 following the abolition of the EEG levy. As a result, the grid fees for the Transmission system operators increase by 2 %.

What are the cost drivers?

All network operators report that the Redispatch and the expansion of the grid reserve are currently driving up costs in particular. Regulatory requirements also play a decisive role, as the requirements of the supervisory authorities can increase costs for grid operators. Energy policy, in particular the expansion of renewable energies, can lead to additional costs as grids need to be adapted to cope with the decentralized nature of these energy sources. Grid losses during the transportation of energy are another significant cost driver. The maintenance of grids to ensure their efficiency and reliability requires regular financial resources. Personnel costs for qualified staff to operate and maintain the grids also contribute to the overall costs. In addition, technological developments, although they may enable efficiency improvements, can also be associated with investment costs. The exact composition of grid fees varies depending on the region, energy policy and regulatory environment.

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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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Solar module prices fall by 35 % in the last six months

Interestingly, solar module prices in Europe and Asia have been hit harder than on other continents. In the USA prices for low efficiency modules, such as monocrystalline perc cells, can be up to 100 % higher than in Europe. This is partly due to import restrictions in the US, which keep prices higher there. However, the price reductions have reached their limits and some non-Chinese manufacturers are shifting their focus to the US market.

In Europe since January 2023, solar module prices have fallen by 33 % to around 27 cents/Wp for high-efficiency modules, by 37 % to 19 cents/Wp for mainstream modules and by 42 % to 11 cents/Wp for low-cost modules. This price war is attributed to the Chinese competition, which wants to dominate the European market with dumping prices. European manufacturers fear that this price war could jeopardize their existence and damage the local solar industry in Europe. This could make Europe even more dependent on imports from China and the USA, which could have a negative impact on price trends and the energy transition in Europe in the long term

It has never been so cheap to implement PV projects

In Germany, the accelerated expansion of photovoltaic systems continues unabated and prices for other solar components such as Electricity storage and Inverter are also likedwhich increases the overall interest in generating one's own green electricity. The unabated demand will cause solar module prices to rise again and companies planning large-scale PV projects should act now and take advantage of the current Exploiting market dynamics. The prices of polysilicon and other important raw materials for the production of PV modules are currently rising again, meaning that in the medium term solar module prices will increase. Even if improved manufacturing processes and higher quantities reduce production costs overall, prices cannot remain below production costs.

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The funding program as part of the Climate Act BW

In accordance with the Baden-Württemberg Climate Protection and Climate Change Adaptation Act (KlimaG BW), the state is aiming to achieve climate neutrality by 2040. In order to achieve this goal, a significant expansion of renewable energies, particularly in the field of photovoltaics, is essential, it is said. The installation of solar carports on already sealed parking areas in particular would lead to few conflicts, so that precisely this potential should be exploited and specifically promoted.

Up to 200,000 euros in subsidies per system

The "Parking lot roofing with photovoltaics" program is divided into two components that cannot be combined. Companies that wish to install new solar carports on existing parking lots with 35 parking spaces or more in conjunction with a connection to the public grid receive up to 200,000 euros. The amount of funding depends on the installed capacity. Module B serves to support the development of regional and networking concepts and can be funded with up to 100,000 euros per project. The funded projects must be completed by the end of November 2024 at the latest.

Funding program deadlines still open

A precise schedule for the expansion of the Support program has not yet been determined. However, the funded PV projects should be completed by 30.11.2024. The deadline for submitting applications for the first round ended in spring on 31.05.2023. The time frame for the second round could be similar. Companies should hurry up now with the project preparation and funding applications if they want to benefit from the funding.

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Contracts for difference (CfD) become mandatory for the expansion of renewable energies 

At the heart of the preceding discussion between Germany and France was the handling of the proceeds from the existing contracts for differences. As the nuclear power plants in France are state-owned and have long-term contracts for differences, the German delegation feared that the revenue could be used to subsidize electricity prices - similar to a bridge or industrial electricity price. The compromise that has now been negotiated provides for a European control mechanism before. CfDs are special contracts that serve to manage the risk of fluctuations in electricity prices and stabilize the revenues of renewable energy producers. They are often used by governments or energy regulators in various countries to promote the development of renewable energy projects. In Germany, the generation of electricity from renewable energies is still being promoted via the so-called sliding market premiums and not through contracts for difference, which will now change in the future.

What are contracts for differences?

The basic principle of contracts for difference is that an energy producer, usually a producer of renewable energy such as wind or solar energy, agrees with a fixed price per unit of energy generated (e.g. megawatt hour) is rewarded. This price is called Reference price or strike price, at the start of planning for a renewable energy power plant Fixed in the long term and is generally higher than the current market price for electricity.

If the market price for electricity is lower than the reference price, the producer receives the difference as financial support from the government or another contractual partner. Conversely, if the market price is higher than the reference price, the producer must repay the difference.

In many cases, contracts for difference are awarded as part of tendering procedures in which energy producers submit bids to conclude such contracts. This promotes competition and enables governments to obtain the most favorable conditions for the promotion of renewable energies. CfD systems are currently used in the UK, France and Spain, for example, and have terms of between twelve and 25 years.

Advantages of contracts for difference (CfD):

Long-term planning capability: CfDs enable project developers and energy producers to conclude long-term contracts, which makes it easier to plan and finance energy projects. They protect electricity producers from low prices and consumers from rising prices.

Price certaintyCfDs usually offer a certain price guarantee, as they often contain fixed or index-based prices for the energy supplied. This helps to reduce the price risk for energy producers and end consumers.

Financing-friendlyCfDs facilitate the financing of energy projects as they offer a stable source of income that is attractive to lenders. Overall, this also reduces financing costs.  

What is the German "sliding market premium"?

If a system is subsidized by the sliding market premium or the market premium model, the procedure at the start of the project is similar to that for contracts for differences. The electricity producer markets its own electricity itself and receives a market premium as a minimum price. However, it differs in that Possible additional revenue due to increased electricity prices remain with the generator. This means that when electricity prices fall, the system operator is guaranteed a minimum price and when electricity prices rise, he can opt out of the feed-in tariff and market the electricity himself at a profit.

A sliding market premium therefore means that higher prices inevitably also to the be passed on to the end consumer. The more speculative market premium model is currently used to finance around 75 % of all wind power and photovoltaic systems in Germany. Investors do not necessarily only consider the pure investment costs of a plant. They set rather to rising electricity costs and higher profits in the future. These are then included in the overall calculations for the RE plants with the further effect that projects are offered extremely favorably in tenders when electricity prices rise and may not be implemented when electricity prices fall. The volatile electricity prices therefore ensure a Higher investment risk and higher financing costs. Market premium models with feed-in tariffs still exist in France, for example, for offshore wind farms and larger PV systems.

European subsidy models: contracts for difference, market premiums and hybrid forms

There are currently still various subsidy models in Europe, which cannot always be clearly distinguished from one another. In addition to market premium models, there are Quota and certificate models (as in Sweden and until 2021 in Norway) and Investment contributions. For example, Finland and Austria support photovoltaic and hydropower projects through one-off investment grants, while Sweden offers investment contributions for photovoltaics in addition to the certificate system.

There are also differences in the design of the market premium models. For example, market premiums can also be Fixed amounts be structured. In such a model, which Germany, for example, uses for technology-neutral "innovation tenders", the plant operator receives a fixed contribution per kilowatt hour produced. Taking discounting into account, this model approximates to an investment contribution.

With so-called asymmetrical premiums the premium never becomes negative. Plant operators can thus hedge against low electricity prices, but retain the potential for profits if prices rise. This sounds attractive at first, but can lead to more aggressive bidding at auctions as investors focus on profit opportunities and consciously take risks. Indeed, offshore wind projects, for example, have seen bids of zero.

Although some European countries pay Moving market premiums but only for a limited period of time. This means that the investments are exposed to the free market after just 10 or 12 years. In extreme cases, such a premium model is similar to an investment contribution: If the premium is theoretically only paid for one year, it is roughly equivalent to an investment contribution.

Reform of the EU electricity market through contracts for difference and not through market premium models

The upcoming trialogue between the EU Commission, the Parliament and the Council of Ministers on the further development of European energy legislation will therefore promote the expansion of contracts for difference to promote renewable energies and restrict market premium models. This approach is also in line with the recommendation of the German Institute for Economic Research, which was published in a Study from 2022 came to a similar conclusion. According to the final report, consumers could reduce their electricity costs by 800 million euros per year by 2030 and would have saved almost 15 billion euros in 2022 through contracts for difference.

The handling of subsidies for European nuclear and coal-fired power plants will nevertheless lead to further discussions in the trialogue. Cheap nuclear power in particular can quickly lead to distortions of competition on the European electricity markets and coal subsidies should no longer exist. In addition to contracts for difference, the Parliament plans to enable equivalent direct support mechanisms for renewable energies. It also calls for at least 50% of contracts for difference (CfDs) to be awarded via public tenders.

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Banks part with customers without plans for CO₂ savings measures

As part of the European standardization process, the Banks under increasing pressure with their lending criteria. The CSRD reporting obligationthe taxonomy and the two planned directives such as the Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) and the net-zero industry law are becoming increasingly intertwined. This leaves Hardly any more loans for fossil fuel projects. Driven by their own climate plans, many banks are already foregoing new business and even part with existing customersunless they are prepared to draw up their own net-zero plans. Oil, gas and coal companies are already having problems generating fresh capital for their plans. Banks are gradually shedding existing customers from these sectors. However, energy-intensive companies in the steel and cement industries as well as the aviation, shipping and automotive sectors are also already affected by the transition plans.

Stricter environmental standards for financing

Banks are increasingly focusing their business activities on decarbonization projects and supporting nature and biodiversity. As part of their own climate targets, they are expanding their offerings in the area of ESG-linked finance further. This development is already noticeable in companies in the Supply chains for corporations. A scale divides companies into "green", "in transition" and "brown", depending on their contribution to climate change and their Efforts to reduce CO₂. ESG-linked finance ties loan conditions to the fulfillment of ESG criteria. Companies or projects that meet these targets receive better financing conditions. Those that do not meet them must expect higher costs. This creates incentives for sustainable business practices and social responsibility.

The implementation of ESG-linked finance involves the establishment of relevant ESG criteria and the definition of targets and key performance indicators. This is applied to various financial instruments and transactions and promotes the sustainability and responsibility of companies. Lower risks for lenders and there are competitive advantages for everyone involved. Another 30 banks are already implementing their own climate plans and are focusing on CO₂ savings measures as a prerequisite for new corporate loans.

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Objectives of the Energy Efficiency Act

The main objective of this law is to Increasing energy efficiency in German companies. It is intended to help reduce primary and final energy consumption and achieve national and European energy efficiency targets. This aims to reduce energy consumption in the EU by 11.7 % by 2030. The German EnEfG is also intended to reduce the import and consumption of fossil fuelsto secure the energy supply and contribute to global climate protection.

Who is affected?

With the EnEfG, not only federal and state governments as well as public institutionsbut also many companies are confronted with additional requirements. The federal government plans to achieve savings of 45 terawatt hours per year in the federal government and five terawatt hours per year in the individual federal states by 2030. The Energy Efficiency Act also specifically defines the requirements for data centers. In future, they must comply with certain energy efficiency standards, maintain a prescribed minimum temperature for air cooling and make sensible use of waste heat. At the same time, existing facilities are required to make their power consumption more efficient. This means that data center operators should increasingly rely on the use of electricity from renewable energy sources.

EnEfG: New obligations for companies with a consumption of more than 7.5 GWh

The threshold values for the mandatory introduction of an energy or environmental management system are being readjusted. According to the version of the Energy Efficiency Act passed by the Bundestag on September 21, 2023 must now The company with a total annual energy consumption of more than 7.5 gigawatt hours (GWh) in the future an EMS or EMS to ISO 50001 or EMAS introduce. The average of the last three years is used to calculate energy consumption. Affected companies have 20 months to comply with this obligation after the law comes into force. The Federal Office of Economics and Export Control (BAFA) will randomly check compliance with this requirement. For companies that are obliged to introduce an energy or environmental management system, there is no need for an energy audit. In addition, companies with an energy consumption of more than 7.5 GWh must fulfill further requirements of the EnEfG:

• As part of the introduction of an energy or environmental management system or the implementation of an energy audit prescribed by the Energy Services Act (EDL-G), the following must be carried out all energy flows in the company be determined. This basically concerns all processes, from the use of the vehicle fleet and building technology to the energy consumption of machines or the handling of waste heat. All energy-saving measures must also be defined as part of this process.
• The implementation plans for these measures must be external certifiers, assessors or auditors and made public.
• All identified measures must be evaluated economically in accordance with DIN 17463/VALERI. One measure must be implemented within two yearsif a positive net present value results after a maximum of 50 percent of the useful life (depreciation tables of the Federal Ministry of Finance).
• Waste heat sources must be identified and measures to avoid or utilize waste heat must be developed.

EnEfG: New obligations for companies with a consumption of more than 2.5 GWh

Even less energy-intensive companies with a consumption of less than 7.5 GWh must meet certain requirements under the version of the Energy Efficiency Act passed by the Bundestag. The EnEfG obliges all companies with a total annual energy consumption of more than 2.5 GWh to publish concrete, implementable plans for energy-saving measures within three years at the latest. These include

• The identification of energy-saving measures and their evaluation in accordance with DIN EN 17463 (VALERI).
• The creation and publication of implementation plans for all economically feasible measures within three years of the law coming into force.
• Confirmation of the completeness and correctness of the implementation plans drawn up by certifiers, environmental verifiers or energy auditors, to be submitted on request to the Federal Office of Economics and Export Control (BAFA).
• The identification of waste heat sources and the development of measures to avoid or utilize this waste heat.

No changes to energy audit obligations under the Energy Efficiency Act (EnEfG)

The obligation to carry out an energy audit for non-SMEs remains in place. The only exceptions are companies that are obliged to introduce an energy or environmental management system in accordance with the EnEfG. Companies that have more than 250 employees employ and/or a Jannual sales of more than 50 million euros resp. an annual balance sheet total of over 43 million euros are affected by the energy audit obligation. However, if both the obligation to introduce an environmental or energy management system and the energy audit obligation apply to a company, the energy audit obligation is suspended for a transitional period.

Violations of the EnEfG are heavily penalized

If companies violate the provisions of the Energy Efficiency Act, this will be classified as an administrative offense and punished with a fine. Fines of up to 100,000 euros punished.

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The banking house ING Germany, for example, is currently parting ways with corporate customers who are unable to provide appropriate answers to their carbon footprint and vehemently rejects their loan applications. This remarkable development follows the introduction of ESG-linked finance. It is a form of financing that aims to focus on ecological and social sustainability and thereby achieve a positive impact on society and the environment.

This is also how the Bundesbank in their "Bank Lending Survey" for Germany in summer 2023 concluded that the granting of loans to companies will increasingly depend on their carbon footprint. About 30 other credit institutions stated at the time that the requirements for Corporate or construction financing to climate-damaging companies. This figure increased once again in fall 2023.

According to the latest surveys by the Frankfurt School of Finance, the PPA and openESG, the following are now being demanded 94 % of the banks ESG data from small and medium-sized companies as soon as they request loans. The companies are divided into "green" companies, which contribute little or nothing to climate change, companies in transition, which do contribute but are making relevant progress in switching to climate-friendly business processes, and "brown" companies, which cause a high level of CO₂ emissions, have not yet started the transition or have not yet made any progress in reducing CO₂ emissions.

What exactly is ESG-linked finance?

ESG-linked finance is a form of financing in which the loan conditions of a company or project are linked to the fulfillment of ESG criteria. Specific targets and indicators are defined that are linked to the achievement of sustainable goals. Financing institutions often reward companies or projects that improve their ESG performance with better financing conditionswhile those that do not achieve the defined targets are higher costs have to reckon with. ESG-linked finance thus creates incentives for companies to pursue more sustainable business practices and assume social responsibility.

How is "sustainability" implemented?

ESG-linked finance can be implemented in various ways. As a rule, the relevant ESG criteria that are important for the company or project are defined first. These could be, for example, the reduction of CO₂ emissions, the promotion of gender equality, the strengthening of corporate governance or compliance with ethical standards of conduct.

Targets and indicators are then defined to measure the performance of the company or project in relation to these ESG criteria. These targets can be both absolute and relative and can vary from company to company depending on the industry, location and other specific circumstances.

ESG-linked finance can extend to various financial instruments and transactions, such as credits, bonds or loans. Companies that meet or exceed their ESG targets can then benefit from more favorable interest rates, longer maturities or other financial benefits. In contrast, companies that do not meet their ESG targets may face higher financing costs or other penalties.

Advantages of ESG-linked finance

The introduction of ESG-linked finance offers numerous advantages for both companies and investors:

1. Sustainability and responsibility. ESG-linked finance promotes sustainable business practices and forces companies to take greater account of their social and environmental responsibility.
2. Better risk management. Investors can reduce long-term risks by incorporating ESG criteria into their investment decisions. Companies that operate more sustainably are often better positioned to overcome future challenges.
3. Competitive advantages. Companies that achieve their ESG goals can benefit from improved access to capital and a more positive image among customers and business partners.
4. Positive impact on society and the environment. ESG-linked finance helps to hold companies accountable for acting in a socially and environmentally responsible manner and supports projects that make a positive contribution to society.

Conclusion

ESG-linked finance has the potential to change the world of finance and drive sustainable investing. By closely linking financing conditions with the fulfillment of ESG objectives, companies and investors alike can contribute to promoting a more sustainable and responsible economy. As ESG-linked finance continues to grow in importance, further standards and even more transparency in the definition and implementation of ESG criteria should be introduced. This would also ensure the credibility and effectiveness of this approach. Last but not least, investing in ESG objectives is an additional building block for the Corporate marketing.

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Authorities take stronger action against ESG violations and greenwashing

Die USA greift demnach aktuell härter durch als noch im Vorjahr, als man die US-Großbank Goldman Sachs zu 4 million dollars 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 to form the framework for CSRD and EU taxonomy

On February 23, 2022, the European Commission was the first EU institution to present the proposal for a Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) published. The aim of this proposal is to legally oblige companies operating in the EU to comply with Human rights and environmental protection standards in their global Supply chains and to better penalize ESG violations and greenwashing. This proposal represents an important step towards sustainable business practices under uniform European conditions and complements existing regulations and other ongoing regulatory initiatives such as the Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) with its CSRD reporting obligation and the EU Taxonomy Regulation. Sie soll ab Mitte 2029 für Unternehmen mit mehr als 5.000 Beschäftigten und mehr als 1,5 Mrd. Umsatz gelten.

European standardization by 2026

The CSDDD therefore links the CSRD reporting obligation with the Taxonomy and is attempting to harmonize the regulations. Overall, companies should expect that the ESG requirements continue to rise and Greenwashing pursued even more rigorously 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 key points against ESG violations and greenwashing

Companies, subsidiaries and management will be required to identify, report and minimize or eliminate negative impacts of their business activities on the environment and human rights along the entire value chain. Large companies must develop a business strategy that complies with the Paris climate protection agreements and the EU member states are setting up supervisory authorities and a European network to issue regulations and Fines better coordinated. Injured parties can also civil law against responsible companies proceed.

The CSDDD as a sharper sword

The recent fines against DWS Group and Goldman Sachs for ESG violations and greenwashing show that the authorities take stricter action. The EU is planning to introduce the Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) to force companies to comply with environmental and human rights standards in their supply chains and to create a binding superstructure for existing guidelines. Large companies need to develop strategies nowin order to comply with the Paris climate protection agreements. Small companies will be less affected. This underlines the Increasing importance of sustainability and transparency in corporate governance.

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NELEV amendment as part of the 2023 EnWG amendment and the solar package

The NELEV amendment with the simplified grid connection procedure was developed in cooperation with the Federal Network Agency and the solar industry. It is part of a new Energy System Requirements Ordinance (EAAV), the planned amendments to the Energy Industry Act (EnWG) and the Solar package of the BMWK. In order to allow 500 kWp systems to be approved at an accelerated rate, it was also decided to extend the possibility of temporarily increasing the utilization of the extra-high voltage grid in accordance with Section 49b EnWG.

Online certificates database for components

In the course of this simplified certification procedure in accordance with NELEV, only systems below 135 kWp have benefited to date. A number of VDE guidelines, such as VDE-AR-N 4110 and VDE-AR-N 4105, are now being revised at full speed and an online register for component certificates is being set up. The aim is to reduce additional and time-consuming individual inspections by grid operators prior to grid connection to a minimum. In future, it will be sufficient to send the certificate number of the inverter installed in your system to the grid operator. Overall, the simple digital transmission of the standard certificates will reduce the effort and costs of a PV rooftop system up to 500 kWp with a maximum feed-in of 270 kilowatts.

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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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Renewables are booming in Asia and Europe

Globally, the capacity of all renewable energy power plants increased by 9.6 % in 2022, representing a total increase of 295 gigawatts. As a result, global expenditure on electricity from fossil fuels was reduced by USD 521 billion. The Asian countries benefited the most from this with 199 billion US dollars, closely followed by Europe. Here it was possible to save 176 billion US dollars. This means that 86 % of all newly commissioned renewable energy power plants produce electricity more cheaply than fossil fuel plants. The economic expansion of renewables is clearly noticeable with lower production costs in the areas of PV, onshore wind, solar and geothermal energy. However, the costs of offshore wind and hydropower plants have risen slightly.

The year 2022 is considered a turning point in the energy industry

IRENA's Director General, Francesco La Camera, said: "IRENA sees 2022 as a real turning point in the development of renewables, as their competitiveness has never been greater, despite the continued inflation of feedstock and equipment costs around the world." It continues, "Today, the economic case for renewables is more compelling than ever, but the world needs to add an average of 1,000 GW of renewable energy every year until 2030 to stay within reach of the 1.5°C of global warming. That's more than three times the level of 2022."

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Changes to take effect from 2024

The draft bill for Solar Package I was actually supposed to be passed by the Federal Cabinet before the summer break in 2023. However, this failed because the corresponding cabinet bill had not yet been finalized. The "Draft Act to Increase the Expansion of Photovoltaic Energy Generation", as Solar Package I is officially called, provides for a further amendment to the Renewable Energy Sources Act (EEG). The regulations take effect from 2024 and will need to be fleshed out further in the coming months.

Specifically, Solar Package I provides the following for companies:

By 2030, Germany should Solar parks and Agri-PV systems with a total capacity of 80 GW can be installed. To this end, the complex approval procedures are being relaxed and a Opt-out rule. This means that planning permission for areas intended for photovoltaic use will be granted more quickly. This should apply if this has not been expressly objected to beforehand. This also applies to areas where access is only possible via third parties. Changes and Extensions to the right of way for renewable energy systems are already being coordinated. In addition, the so-called area backdrop which, for example, previously only allowed accelerated procedures for planned ground-mounted systems within 200 meters of railroad lines or freeways. In order to increase the attractiveness of Agri-PV for agriculture, the Feed-in tariff for such systems raised. The respective state governments are required to control the expansion of solar parks and agri-PV systems and can also put the brakes on projects if they exceed the expansion target.

The Solar package I also provides companies with a Less complicated repowering of existing rooftop systems and for new PV systems, the Simplified grid connection procedure take effect more often. The acceleration of approvals is to be achieved through so-called practical checks, as 50 bureaucratic hurdles have already been identified that are massively hampering the current expansion of PV. The individual steps to reduce bureaucracy in the approval process and speed up access to the electricity grids will be further elaborated. This also applies to funding offers, which are also to be accelerated in future.

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What is the "Renewable Energy Directive" (RED)?

In general, the European Union (EU) Renewable Energy Directive aims to increase the share of renewable energy in total energy consumption in the EU. It sets binding targets for the share of renewable energy in gross final energy consumption. In addition, there are specific targets for the expansion of renewable energies in the transport sector and in the area of heating and cooling. RED also contains provisions on the promotion of renewable energies, energy efficiency and the sustainability of bioenergy and stipulates that member states must draw up national action plans to achieve their targets. It also promotes the expansion of renewable energy through measures such as feed-in tariffs, quota systems, tenders and grid access regulations and is an important instrument for supporting the energy transition and reducing greenhouse gas emissions in the EU. Overall, RED promotes the use of renewable energy sources such as wind power, solar energy, biomass, hydropower and geothermal energy, thereby helping to reduce dependence on fossil fuels.

What else has changed with RED III?

The amendment to the Renewable Energy Directive also provides for a doubling of the share of renewable energies in total energy consumption in the building and transport sectors and lays down further binding definitions and provisions: the handling of e-fuels, the explanation of the term "green hydrogen" and, for example, the use and evaluation of wood or biomass as energy sources. The sub-objectives in the legislation for the district heating and cooling industry were also further elaborated in the trilogue procedure between the EU Commission, Parliament and the European Council and adopted with RED III. Only the questions regarding the exclusion of hydropower plants from priority areas or their sustainability character and whether e-fuels from nuclear power can be counted towards the targets in the transport sector must now be further renegotiated.

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Cost compensation through climate protection contracts

If a company is awarded a climate protection contract, the additional costs required to switch to renewable energies are reimbursed in the form of state-subsidized compensation payments. The program is not only aimed at large companies in the Steel, chemical, cement or glass industrybut explicit also to the middle class. It supports the switch to climate-friendly production within the next 15 years. However, if climate-neutral production becomes cheaper than production using fossil fuels, the payment is reversed. In this case, previously subsidized companies have to pay back their additional income.

The funding that has now been made available comes from the BEHG trading with CO₂ certificates. These are also to be used to safeguard companies in the event of energy price developments. Interested parties must now submit their climate neutrality project to the Federal Ministry for Economic Affairs and Climate Protection. register. As soon as they quantify the respective costs, they can submit the application. In the second stage, which is due to take place this year, the most favorable bids will receive climate protection contracts until the funding released so far has been used up. A "mid double-digit billion euro amount" has been made available for this purpose, explained Federal Minister for Economic Affairs and Climate Action Robert Habeck.

Further development of climate protection contracts for companies necessary

Overall, the billion-euro package is intended to promote new climate-friendly production methods, the introduction of which has so far been costly and risky for companies. The German government hopes that this will give a further boost to investment in climate innovations, from which the entire industry can benefit in the medium and long term.

In principle, the entire German climate protection agreement program has already been coordinated with the EU. Only the details still need to be worked out so that there is no distortion of competition between European companies. So far, only the Netherlands has initiated a similar support program. The offer of climate protection contracts is another important building block for supporting energy-intensive companies within the framework of the Decisions of the European Union from April 2023.

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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 Goal 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 LCOE reduced by 85 % in twelve years

According to the report "Renewable Power Generation Costs in 2020" According to the International Energy Agency (IEA), the global levelized cost of electricity for solar power fell by an average of 85 % in 2020 compared to the costs in 2010. PV LCOE are now lower than the costs of coal or gas-based electricity generation. For Germany, the Fraunhofer Institute comes to the following conclusion in a Study The results show similar values: according to this, the LCOE for large-scale PV systems in 2021 will be between 3.12 and 11.01 cents per kWh, whereby the range is explained by the fact that a distinction was made between different types of PV system in the calculation. The larger the system, the lower the costs per kWp and the decisive factor for the LCOE overall is whether it is realized with or without electricity storage. If the averaged LCOE for photovoltaic systems in Germany from 2011 and 2021 are compared, the costs are also 85 % lower.

Low electricity generation costs for renewable energies

With an average value of just under 6 cents per kWh, large-scale photovoltaic power plants are now on a par with onshore wind power plants, which have always been quite cheap. The latter have been able to reduce their electricity generation costs from 9 to 6 cents per kWh on average in recent years. Both studies come to the conclusion that electricity production from large Solar parks is the most cost-effective option today. Apart from small private PV rooftop systems with storage or offshore wind turbines, electricity from biogas is now the most expensive electricity from renewable energies. Experts attribute the cost reductions in PV electricity generation costs mainly to technological advances and mass production. In addition, the efficiency of PV modules has increased, while the costs of production and installation have fallen. The development of innovative PV systems, such as the combination of PV systems with energy storage systems, is also helping to reduce costs. This trend is expected to continue in the coming years.

Rising electricity generation costs for fossil fuels

In general, the electricity generation costs of fossil fuels have risen in recent decades. This is partly due to the fact that some fossil fuel reserves have become more difficult to access, resulting in higher costs for extraction and exploration. In the case of gas in particular, the production costs were at times almost 30 cents per kWh due to the Russian invasion of Ukraine. Despite the current price stabilization, they still reached an annual average of over 20 cents per kWh in 2022. In addition to higher procurement costs, stricter environmental regulations are also making fossil fuels more expensive in Europe. The prices for CO₂ emissions continue to be successively increased by the countries and the European Union.

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Solar carports, ground-mounted systems or agricultural and floating PV systems are now eligible for funding

Planned Solar parksthat were previously not eligible for funding under the EEG now receive a maximum of 20 % or 500,000 euros of eligible expenditure and floating photovoltaic systems and agrivoltaic systems up to 25 % or a maximum of 1 million euros. Rooftop photovoltaic systems on municipal buildings in conjunction with battery storage systems are now also subsidized with a maximum of 90 % or 350,000 euros. New is the funding for the construction of Carports with solar modules on open parking lots with more than ten parking spaces. From now on, this will be subsidized with a maximum of 500 euros per kWp or 50,000 euros. In addition, façade photovoltaic projects can also count on subsidies for the first time. They will be subsidized up to a maximum of 350 euros per kWp or 50,000 euros. In addition, financial support is available for feasibility studies, planning work and consultancy services for all PV projects.

Companies, local authorities and private individuals can now submit their applications at progres.nrw.

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Shortage in emissions trading puts the economy under pressure

Specifically, the new EU climate protection packagewhich Commission President von der Leyen describes as a "milestone" and the "biggest climate protection package ever", includes a Shortage of CO₂ certificates is being proposed. It is intended to promote investment in renewable energies and is now putting the economy, which recently felt relief from slightly falling energy costs, under drastic pressure.

All economic sectors anticipate high price increases 

All sectors of the economy are affected, from transport to electricity producers and industry, which have to purchase CO₂ certificates in order to maintain their production. The decimation of pollution rights for CO₂ emissions will inevitably lead to sharp price increases in European emissions trading. Experts estimate that around 700 billion euros will be raised in the EU through these measures, which will then be used in a targeted manner in the countries to accelerate the expansion of photovoltaics, wind and hydropower.

Companies must act now and improve their carbon footprint

With a neutral or even positive CO₂ balance, companies are now on the safe side, as it not only leads to compliance with upcoming legal requirements, but also represents an immense competitive advantage and significantly improves their image. This is primarily made possible by using their own CO₂-neutral electricity. However, the use of energy-saving technologies or efficiency improvements and savings in the procurement of raw materials and supplies can also lead to a better carbon footprint.

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Annual increase of 3.35 kWh/m² on average

The global radiation values have risen by an average of 3.35 kWh/m² per year since they were recorded. The radiant energy that hits the earth's surface from the sun has risen on average from 1,005 to around 1,140 kWh/m² between 1983 and today. It is made up of direct radiation (also known as direct irradiation), which hits the earth's surface directly from the sun, and diffuse radiation (also known as scattered radiation), which is scattered by the atmosphere. Both types of radiation are characterized by modern solar modules into electrical energy, so that high global radiation values further improve the efficiency of photovoltaic systems.

Important variables for renewables: wind speed & global radiation

Like all weather data, global radiation also varies: In poorer years for PV system operators, such as 2013, it was still 1045 kWh/m² on average. In the so-called summer of the century in 2003, for example, it was 1,195 kWh/m² or around 1,210 kWh/m² in Germany in 2018. The record level of global radiation in 2022 contrasts with an average wind year: Wind turbines benefited from an annual average of 5.6 m/s, which roughly corresponds to the average for the reference period (1961 - 1990).

Reasons for the increase in global radiation

The fluctuating values of global radiation are due to solar activity and the degree of atmospheric pollution, the intensity of which is constantly changing. However, experts attribute the constant increase over decades to climate change. Warmer temperatures allow the atmosphere to absorb and store more energy from the sun, which leads to higher or increasing global radiation overall.

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Most companies rely on solar batteries

Solar batteries account for the majority of the expansion of PV electricity storage capacities in Germany. A total of 2,750 companies opted for this type of electricity storage last year. The remaining 1,150 relied on other energy storage systems, such as hydrogen storage, pumped storage power plants, power-to-heat systems, power-to-gas systems, compressed air storage, superconducting magnetic energy storage or other storage systems.

PV electricity storage capacities are used to reduce costs

Experts blame the high growth in energy storage systems on the general electricity price trend, the rise in electromobility and the high demand for CO₂-free products and services. According to a survey by the BVES Federal Association of Energy Storage Systems e.V. 53 percent of companies use their electricity storage systems to reduce their electricity costs, 29 percent for their electric company fleet and 20 percent for Peak Shaving.

Vehicle-to-grid and other technologies increase PV electricity storage capacities

No wonder, as battery storage systems, which are increasingly being installed directly in Charging stations for flexibility and security of supply for a company's entire electricity system. In any case, PV electricity storage capacities could increase rapidly over the next few years thanks to bidirectional charging. The batteries of electric cars, which are already available anyway, will serve as mobile and decentralized energy storage systems. Vehicle to Grid (V2G) is the name of this technology, which is currently being expanded and promoted.

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Lower taxes, levies and surcharges have an impact on industrial electricity prices

The average procurement value including grid fees and sales was 37.25 ct/kWh at the beginning of 2023, which is almost the annual average for 2022. The peak, which electricity prices reached in the second half of 2022 at an impressive 50.66 ct/kWh, appears to have been overcome for the time being. The elimination of the EEG surcharge since 01.07.2022 has also had a significant impact on the total electricity price for industry and commerce. While this figure was still 6.5 ct/kWh in 2021, the remaining electricity price components now total just 2.83 ct/kWh. Of these, the electricity tax is the largest factor at 1.537 ct/kWh. The concession levy, the KWKG levy, the §19 StromNEV levy and the offshore grid levy only play a minor role. However, experts believe that the downward trend has already bottomed out and that electricity prices for medium-voltage supply will rise again. 

Prices for CO₂ emission allowances remain high

In contrast to the price of electricity for industry and commerce, prices for CO₂ emissions certificates have not eased in the meantime. At the beginning of 2023, the price per tonne of CO₂ was € 90.07. This is only € 7.5 less than the all-time high in August 2022 and the extrapolated annual average for 2023 is already higher than in 2022. In any case, the price trend in CO₂ emissions trading that has been observed since 2018 appears to be continuing. Since then, the average price per tonne of CO₂ has risen from €15.82 to €81.81, quadrupling in just four years. This alone should be a sign for companies to reduce their CO₂ balance sheet to improve.   

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Solar output of ground-mounted photovoltaics to be expanded

Experts see potential for expansion above all in the Ground-mounted photovoltaic systemswhich is why the legal framework and control options of the federal states have now been expanded. Previously, solar parks were permitted on conversion areas under the EEG and, since 2017, also on so-called disadvantaged areas. This mainly concerned areas in commercial and industrial zones as well as the extensive verges of freeways and railroad lines, as well as operational storage and expansion areas or compensation areas of companies and municipalities. These include disused landfills, gravel pits, quarries, sports facilities and former military areas. Since 2023, former moorland areas, agrivoltaic systems (elevated PV systems that allow planting, cultivation and passage of tractors) and floating PV systems on lakes have also been added. Even NABU and BUND welcome this decision and the new opening clause is already being used by the states of Baden-Württemberg, Bavaria, Hesse, Lower Saxony, North Rhine-Westphalia, Rhineland-Palatinate, Saarland, Saxony and Saxony-Anhalt.

Accelerated approval procedures for solar parks are on the cards

The growth in ground-mounted photovoltaics amounted to around 2.2 gigawatts of capacity in 2022. Of this, the particularly efficient solar parks with a nominal output of more than 1 MWP have to manage without EEG remuneration anyway, but this has hardly slowed down the willingness to invest: the remuneration rates determined by the tendering process were and still are extremely lucrative. However, in order to achieve an annual tripling in the expansion of solar energy, the approval procedures must also be accelerated. These are subject to municipal land-use planning and the responsible municipality must draw up a development plan and amend the land-use plan. All of this is currently still very time-consuming. Now, however, a large solar park project can be classified as "spatially significant" and then the task of designating reserved and priority areas will be taken over by state or regional planning.

Regional differences in solar output in Germany

The differentiated figures from 2022 for the expansion of photovoltaic systems in the individual federal states are not yet available. However, in 2021, Bavaria, Baden-Württemberg and Mecklenburg-Western Pomerania recorded the highest expansion in absolute output figures. The city states bring up the rear. However, if you look at solar power output per square kilometer, Lower Saxony, Thuringia, Hesse and Rhineland-Palatinate urgently need to catch up. Saarland, Bavaria, Baden-Württemberg and North Rhine-Westphalia are in the lead here.

Further information is available here in the Renews of the Agency for Renewable Energies.

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PV system construction also to be accelerated by EU emergency regulation

The EU emergency regulation allows member states to significantly accelerate the expansion of renewable energies through country-specific legislation. In addition to accelerated approval procedures for onshore and offshore wind power plants and a faster expansion of power lines, the Federal Cabinet's decision also aims to significantly shorten the approval procedures for photovoltaic systems. In general, the Federal Cabinet's draft stipulates that PV systems on commercial and industrial roofs and on "artificial structures" receive the necessary approval for PV expansion after three months at the latest.

Approval procedures should take a maximum of three months

It is also planned that Solar parks on these artificial structures, such as quarries, landfills or gravel pits, no longer require an incompatibility test in advance in order to be approved. Repowering - the replacement of existing photovoltaic systems with more efficient solar modules - and grid reinforcement measures are also to be made easier and the hurdles lowered. In both cases, the draft envisages that in future, instead of a complete incompatibility assessment, a difference assessment will be sufficient or, in the case of repowering measures, may even be omitted altogether in some cases.

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Federal Network Agency increases PV values in tenders by almost 25%

At the same time as the StromPBG, the Federal Government also decided to increase the maximum values in photovoltaic tenders by 25% by the Federal Network Agency, which was also directly fixed by the authority in December 2022 for photovoltaics on roof surfaces and in January 2023 for solar parks for the next round of tenders in March 2023. The maximum values for the tenders thus rose from 8.91 to 11.25 cents per kilowatt hour for photovoltaic systems on roof surfaces and from 5.90 to 7.37 cents per kilowatt hour for solar parks.

Expansion targets to be achieved despite electricity price brake

The German government and the Federal Network Agency hope that raising the maximum values will give a further boost to investments in renewable energies. Precisely because component prices and financing costs rose in 2022 due to inflation and material shortages, there were more signatures in various tendering rounds in the same year. The market demanded a clear signal for the solar and renewable energy sectors.

High volume of tenders expected in 2023

The increase in PV values comes at just the right time, as the agency has already recorded very high volumes for the first tenders in 2023 and the measure is a clear incentive to invest in photovoltaic systems. It remains to be seen to what extent this step by the Federal Network Agency will stimulate investment by companies. With the CUBE Contracting model, CUBE CONCEPTS also enables commercial photovoltaic systems completely without any investment or economic risk and transparently passes on the higher values to the companies.

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The researchers of the study took the Development of purchase prices for renewable energies For example, the cost development of electricity generation from solar and wind power was taken into account, as was the rate at which the production costs for renewable hydrogen have fallen.

Falling unit costs for renewable energies

As Basis of the calculation served the Learning curve concept according to Theodore Paul Wright: As the cumulative number of production units increases, the unit costs decrease by a constant factor. Specifically formulated as a recommendation, this means that in order to further reduce the acquisition costs for renewable energies and make clean energy affordable for everyone, the following must be achieved Actively expanding and further developing existing technologies can be used. In this way Technical automatisms which in turn lead to further cost reductions lead.

We feel the same way: after all, you never stop learning, you learn with every project. Let us Advancing the energy transition step by step together - e.g. with your individual solar systemfor which you do not even have to pay acquisition costs.

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"The EU Commission has just published its work plan for 2022 - with solar energy as the only energy technology mentioned."

Walburga Hemetsberger, CEO of Solarpower Europe

Exploiting the potential of solar and curbing electricity price fluctuations

In 2022, the EU Commission would like to Exploit the enormous potential of solar energy. For example, there are currently discussions on how the lengthy approval procedures can be simplified within the framework of legislation. There is also a Solar obligation for newly built or renovated industrial sites. The Commission's guidelines also provide for the Accelerate the approval of new projects and recommends promoting industry's access to power purchase agreements for renewable energies.

Legal measures and solar obligation

In the coming months, concrete legal measures are now to be developed in order to, on the one hand through solar energy effective protection against extreme fluctuations in electricity prices and, on the other hand, to protect the earth from high CO₂-emissions.

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Immergrün: First major electricity provider makes deliveries in the energy crisis in some areas

Immergrün has terminated the supply contracts of hundreds of customers. It is unlikely to be the last electricity provider to take this drastic step.

Solutions for supply bottlenecks

Headlines like this quickly make the rounds in an energy crisis. And are a guarantee for worried customer calls to us. But how can something like this even happen? Is it getting dark in Germany now? And what is the solution?

In a Interview with t-online RWE CEO Markus Krebber summed up the reasons for the supply bottleneck: "Last year, we had a very cold winter combined with a weak wind year. As a result, gas-fired power plants often had to step in to cover demand. Despite the increase in global demand, the amount of gas produced remains the same. As more countries now require larger quantities, a Redistribution and it will be Less liquefied gas exported to Europe overall. This creates a shortage and energy crisis. As a forecast, Krebber stated that electricity and gas prices are likely to continue to rise.

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