CSRD-Berichtspflicht 2026: Wer ist aktuell betroffen?

Die größte Änderung betrifft die Directive sur le reporting en matière de développement durable des entreprises (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 Rapports de durabilité LSME et VSME 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- ou VSME-Standard (für nicht-börsennotierte KMU). Eine einmalige, standardisierte Datenaufbereitung spart Zeit und signalisiert Professionalität gegenüber den Auftraggebern.

3. Banken & Green Finance

Le site Taxonomie de l'UE 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 Rendement des cellules solaires 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)
• Câblage de modules PV 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.​

Le site 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 et 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

Pour 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.

Investisseurs 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 Système de gestion de l'énergie (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 avec 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 Énergie de réglage 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 Accumulateurs de grande capacité 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)

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

• Stockage sur batterie
• 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 sur15-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 et 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 Soutien EEG comme prime de marché flottante (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 et 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) Rémunération du réseau variable dans le temps 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 ainsi que 2 GW technologieoffen ohne Laufzeitkriterium, an denen sich auch Accumulateur de grande capacité 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 et 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.

Le site 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.

Le site 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 Rayonnement global 2024, Météo énergétique 2023 et 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 et 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 Directive européenne sur les bâtiments, 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 Solaire obligatoire pour les biens immobiliers. 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 Prix CO₂. 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 et l'hydrogène vert 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 Pénalités 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 et 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 Taxonomie de l'UE 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 et 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, Accumulateur de grande capacité 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.

Le site 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)

Pour Accumulateur de grande capacité (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) et le 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

Le site 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 "Utiliser au lieu de réguler" (§ 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 et le 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

Le site 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 Accumulateur de grande capacité (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.

En outre, les 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 pourflexible 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.

L'obligation d'installer des panneaux photovoltaïques sur les toits commerciaux s'applique ici

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.

Les grands parkings commerciaux sont également concernés

Neben Dachflächen geraten zunehmend auch versiegelte Flächen in den Fokus der Gesetzgebung. Mehrere Länder verlangen bereits Abris de voiture solaires 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.

Aperçu de l'obligation de PV par Land

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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 sur le site 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.

Jusqu'à présent, l'industrie et l'artisanat en point de mire de l'obligation solaire

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.

Où s'applique l'obligation d'utiliser l'énergie solaire pour les biens immobiliers ?

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 des prix négatifs de l'électricité 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 renchérit. Insgesamt sendet der Markt so immer stärkere Preissignale.

Le site 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 Accumulateur de grande capacité, 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 Prix de l'électricité industrielle sowie in die EEG-Finanzierung über den Klima- und Transformationsfonds. Ergänzt werden diese Maßnahmen durch die Compensation du prix de l'électricité 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

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

• Beschaffungskosten am Großhandels- bzw. Spotmarkt
• Rémunération du réseau 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), qui Besonderen Ausgleichsregelung (BesAR nach EnFG), qui utilisation atypique du réseau oder der noch geltenden Charge de la bande 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

En l'an 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

Avec 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) ou 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

Le site 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
• Combinaison avec Accumulateurs de grande capacité et Systèmes de gestion de l'énergie 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 Prix de l'électricité industrielle (Brücken-/Industriestromtarif) sowie die Zuschüsse für den Netzausbau insgesamt die Kosten senken wird.

Europas Industriepreise 2025 bleiben standortentscheidend

Le site 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 Compensation du prix de l'électricité 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, Stockage sur batterie oder Maßnahmen zur Efficacité énergétique.

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 entre 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 à 350 euros 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 et 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 Sécurité de l'approvisionnement en Allemagne 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 et 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 dans 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 Marché de capacité-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 Déplacement de la charge.
• 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 Marché de capacité 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 de 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 Période sombre sichern. Dabei unterscheidet sich bereits die Definition dieser Reserve in beiden Strommarktdesigns.

Une 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.

Le site 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 Accumulateur de grande capacité 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 ou 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 ou 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 et 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 par la 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 Concours 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 Flexibilité und belebt den Markt für Énergie de réglage. 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 Tarification du CO₂ 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 Couplage de secteurs, 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 Accumulateur de grande capacité 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. Option de régularisation: 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. Option forfaitaire: 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 Accumulateur de grande capacité ist die neue Abgrenzungsfunktion der Schlüssel zu einer größeren Flexibilisierung. Sie können ihre Speicher künftig sowohl zur Optimisation de la consommation propre 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 Optimisation de la consommation propre 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 (Décalage de charge). Mit der neuen Abgrenzungsoption erhalten Betreiber zudem erstmals einen klaren, rechtssicheren Rahmen pour les 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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Le site Energiewende steht demnach vor einem Stresstest. Vor allem beim künftigen Strombedarf et le 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.

Le site Agence fédérale des réseaux 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 et une 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.

Quelle est la suite des événements ?

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 Accumulateur de grande capacité 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 Pénalités 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:

• Centrales électriques de balcon 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:

• le Erhöhung der Einspeisevergütung um 1,5 ct/kWh für Anlagen ab 40 kW,
• le Ausweitung der maximalen Gebotsgröße bei Freiflächenanlagen von 20 MW auf 50 MW,
• le 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 (Paquet solaire 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

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Das erwartet Sie im BESS-Kompendium:

• Wie Unternehmen Batteriespeicher wirtschaftlich nutzen können – zur Optimisation de la consommation propre, 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

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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 Les prix négatifs de l'électricité : un défi et une opportunité.

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 verbrauchtmais 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.
• Pour 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.
• Entreprises avec Accumulateurs de grande capacité 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 et 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 Déplacement de la charge – 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 Véhicules électriques mit einer Sonderabschreibung von 75 % im ersten Jahr. Diese Maßnahme wird voraussichtlich den Ausbau der Infrastructure de recharge 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

Le site Parc solaire 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 de 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 trotzmais 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 (Utilisation atypique du réseau, Charge de la bande 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:

• Le site 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.
• Rétributions dynamiques du réseau 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.

Sur Installations solaires rechnen Wissenschaftler im Durchschnitt mit einer Durée de vie d'environ 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.

Sur Éoliennes liegt die typische Durée de vie 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 Accumulateur de grande capacité 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 Système de gestion de l'énergie.

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 et Investissements 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. programme de soutien PV des installations hors EEG

Un programme de soutien central s'adresse aux entreprises qui souhaitent mettre en place des installations photovoltaïques en dehors du système de rémunération classique de la loi sur les énergies renouvelables. Concrètement, il s'agit de Installations photovoltaïques flottantes - c'est-à-dire les installations sur des plans d'eau comme les lacs de dragage - ainsi que Installations agri-photovoltaïques qui combinent le photovoltaïque et l'utilisation agricole. La condition préalable est une puissance installée de au moins 100 kWp. Pendant toute leur durée d'exploitation, les installations ne peuvent bénéficier d'aucune aide au titre de la loi sur les énergies renouvelables (EEG).

Les dépenses pour les principaux éléments de l'installation, dont les modules photovoltaïques, les onduleurs, les sous-constructions, les prestations de montage, le câblage ainsi que le raccordement au réseau sont subventionnées. L'aide est accordée sous forme de financement partiel. Les entreprises peuvent jusqu'à 25 % des coûts d'investissement éligibles, dans la limite de 1.000.000 euros par projet. La sélection des projets se fait dans le cadre d'un examen au cas par cas par l'autorité chargée de l'octroi. La base est une description pertinente du projet.

La demande se fait en ligne via le portail de promotion du Land de Rhénanie-du-Nord-Westphalie. Il est important que la décision de subvention soit disponible avant le début de la mesure - un démarrage prématuré du projet entraîne l'exclusion de la subvention. Ce n'est qu'après une décision positive que la commande peut être passée et que la mise en œuvre peut commencer. La mesure de soutien peut être demandée jusqu'au 30 juin 2027.

2. programme de soutien PV de services de conseil pour le développement

Outre l'aide directe à l'investissement, le Land de Rhénanie-du-Nord-Westphalie soutient également prestations de planification préparatoires. Les entreprises peuvent bénéficier de subventions pour des études de faisabilité, des analyses de potentiel, des études de rentabilité ou des expertises environnementales réalisées dans le cadre de la création ou de l'extension d'une entreprise. Installations photovoltaïques au sol respectivement Parcs solaires de l'énergie. Les contrôles de raccordement au réseau, les études statiques préliminaires ou les services d'accompagnement des procédures de planification des travaux sont également éligibles.

Ces prestations doivent être fournies par des conseillers externes, qualifiés et indépendants. Sont considérés comme qualifiés les conseillers qui ont exercé une activité professionnelle spécifique dans le domaine des installations industrielles ou énergétiques au cours des deux dernières années et qui peuvent fournir des références correspondantes. Une seule subvention est possible par raccordement au réseau et par site.

Pour les entreprises, la subvention s'élève à jusqu'à 70 % des coûts de conseil éligibles, au maximum 35 000 euros. Cette aide est également accordée au prorata et doit être demandée avant l'engagement des prestations. Une fois la mesure terminée, le justificatif d'utilisation peut être présenté, après quoi le paiement est effectué. La mesure de soutien court également jusqu'au 30 juin 2027.

Déposer à temps les demandes pour les programmes de soutien PV

Pour les entreprises de Rhénanie-du-Nord-Westphalie, il vaut la peine de jeter un coup d'œil attentif sur les dernières Programmes de soutien au PV. Ceux qui souhaitent réaliser des types d'installation innovants sans rémunération EEG ou préparer soigneusement des projets PV de plus grande envergure peuvent bénéficier d'un soutien financier efficace grâce à la subvention du Land. Dans les deux cas, la règle est la suivante : la demande de subvention doit être déposée et approuvée à temps, avant que la mise en œuvre ne commence.

Les programmes offrent ainsi non seulement une opportunité de réduire les coûts, mais aussi une entrée structurée dans un approvisionnement énergétique durable et indépendant.

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Pourquoi la réforme des tarifs du réseau électrique est-elle nécessaire ?

Le règlement actuel sur la tarification du réseau électrique (StromNEV) (loi sur l'électricité)La Commission européenne a adopté une nouvelle directive sur les tarifs de réseau, qui régit jusqu'à présent la formation des tarifs de réseau, expire le 31.12.2028. En 2021, la Cour de justice de l'Union européenne avait déjà décidé que la régulation basée sur des décrets juridiques du gouvernement fédéral était contraire aux dispositions du droit européen, notamment à la directive sur le marché intérieur de l'électricité. De plus, la CJCE a jugé que les autorités de régulation des Etats membres devaient bénéficier d'une plus grande autonomie. Le gouvernement allemand s'est conformé à cette exigence dès 2024 en amendant la loi sur l'énergie (EnWG). L'Agence fédérale des réseaux doit donc autonome et indépendant décider de la structure des tarifs de réseau

Parallèlement, le système énergétique s'est profondément modifié au cours des deux dernières décennies. Le site Intégration des énergies renouvelablesLe changement climatique, avec sa production d'énergie décentralisée, sa numérisation et sa flexibilisation, pose de nouvelles exigences au système de rémunération. Le modèle actuel atteint de plus en plus ses limites et les experts estiment aujourd'hui à près de 700 milliards d'euros le coût de l'extension urgente du réseau. L'objectif de la réforme est de créer des incitations adaptées au marché, d'assurer une allocation conforme aux coûts et d'orienter efficacement les investissements - en particulier dans un système où le nombre de prosommateurs, de dispositifs de stockage, de dispositifs de consommation contrôlables et d'installations de production augmente. alimentation volatile.

Quels sont les enjeux de la réforme de la tarification du réseau électrique ?

Dans le document de discussion qu'elle vient de présenter, la Bundesnetzagentur présente de nombreuses options sur la manière dont le système de rémunération pourrait être conçu à l'avenir. L'accent est tout d'abord mis sur une restructuration fondamentale des tarifs de réseau pour les gestionnaires de réseau de distribution et de transport. En principe, les réglementations spéciales actuelles telles que les tarifs de réseau individuels selon l'article 19, paragraphe 2 de l'ordonnance sur l'électricité, les tarifs selon l'article 14a de la loi sur l'énergie ou les tarifs de réseau évités selon l'article 18 de l'ordonnance sur l'électricité sont également en discussion. Dans le cadre de la discussion qui s'ouvre, l'autorité se réserve le droit d'accorder ultérieurement des rabais spéciaux, mais elle avait déjà annoncé au moins l'introduction d'un système d'échange de quotas d'émission. Charge de la bande-Privileg im Rahmen des Reformvorhabens auslaufen zu lassen.

Les autres points de discussion sont

Participation des injecteurs aux coûts du réseauActuellement, seuls les consommateurs finaux paient des frais de réseau en Allemagne. L'Agence fédérale des réseaux lance un débat sur la question de savoir si les exploitants d'installations de production devraient également être mis à contribution à l'avenir pour financer l'extension du réseau, comme c'est le cas dans d'autres pays européens. Il serait possible de mettre en place des tarifs dépendant de l'alimentation en électricité ou un tarif de base forfaitaire pour les injecteurs.

Introduction de nouvelles composantes de la rémunérationActuellement, tous les tarifs au-dessus de la basse tension sont purement basés sur la consommation, bien que la consommation ne soit pas nécessairement le moteur des coûts. Les propositions comprennent des prix de base forfaitaires, des prix de capacité ou une tarification directe de la capacité de raccordement au réseau commandée.

Une meilleure prise en compte des prosommateursDans le domaine de la basse tension, la part du prix de base pour les prosumers pourrait être augmentée afin de refléter plus équitablement leur utilisation du réseau et de garantir une participation adéquate aux coûts du réseau.

Rétributions dynamiques du réseauL'introduction de tarifs variables en fonction de l'heure et du lieu, basés sur la charge réelle du réseau, est considérée comme une option à long terme. La condition préalable serait toutefois une numérisation presque complète du réseau et des utilisateurs du réseau. Les premières approches existent dans la définition des dispositifs de consommation contrôlables.

Règles spécifiques pour le stockageL'agence fédérale des réseaux souligne que les accumulateurs d'électricité ou les Accumulateur de grande capacité jouent un rôle important dans la stabilité du système. L'intégration du stockage dans le réseau doit donc être abordée de manière ciblée. Une réglementation différenciée de la rémunération du stockage fait également partie du document de discussion.

Pourquoi cette réforme est si importante

Selon Klaus Müller, président de l'Agence fédérale des réseaux, la réforme va bien au-delà des détails techniques :

"Premièrement, le nombre d'utilisateurs qui paient la totalité des redevances est de plus en plus faible, alors que les coûts augmentent. Deuxièmement, il manque des signaux suffisamment efficaces indiquant comment et où les installations peuvent être exploitées à moindre coût. Troisièmement, il n'y a pas aujourd'hui dans le système d'incitations qui récompensent un comportement flexible - plutôt le contraire".

L'objectif est de mettre en place un système de rémunération du réseau performant et adapté à l'avenir, qui n'entrave pas la transition énergétique mais la soutient activement. Le développement de ce système doit être ouvert aux résultats, transparent et impliquer largement toutes les parties prenantes.

Quelle est la suite de la réforme des tarifs du réseau électrique ?

Le processus de réforme débutera par un premier atelier sectoriel les 2 et 3 juin 2025. Les acteurs du marché peuvent soumettre leurs commentaires sur le document de discussion jusqu'au 30 juin 2025. D'autres événements professionnels et formats d'échange suivront. Sur cette base, l'Agence fédérale des réseaux prévoit d'édicter dans les années à venir une ou plusieurs dispositions contraignantes qui remplaceront progressivement les règles actuelles de la StromNEV.

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Qu'est-ce que le prix de l'électricité en bourse ?

Le prix de l'électricité à la bourse est le prix auquel l'électricité est vendue à la bourse de l'électricité. EEX (European Energy Exchange) à Leipzig ou à la EPEX Spot est négocié à Paris. Il est créé dans ce qu'on appelle le Marché day-aheadL'offre et la demande se rencontrent pour chaque heure du jour suivant. L'offre la plus chère encore nécessaire détermine le prix de l'électricité pour cette heure - un principe connu sous le nom de "merit order". Sur le site Négociation intrajournalière les producteurs, les fournisseurs d'énergie, les négociants, les entreprises à forte consommation d'énergie ou les banques peuvent même acheter ou vendre de l'électricité jusqu'à cinq minutes avant le début de la livraison. Les facteurs d'influence sur le prix de l'électricité en bourse sont généralement les capacités de production, les conditions météorologiques, les modèles de consommation et les décisions politiques.

Causes des fortes fluctuations actuelles

L'augmentation des prix volatils de l'électricité en bourse s'explique principalement par trois facteurs :

1. augmentation des énergies renouvelables dans le mix électrique

La part croissante de l'énergie solaire et éolienne, qui atteint déjà environ 60 %, a fondamentalement modifié la structure des prix de l'électricité en bourse. Contrairement aux centrales électriques conventionnelles, les sources renouvelables n'alimentent pas le réseau de manière constante, mais en fonction des conditions météorologiques et souvent en grandes quantités à la fois. Cela entraîne des prix négatifs en cas d'offre excédentaire - en particulier à midi lorsque le rayonnement solaire est important ou la nuit lorsque le vent souffle fort.

2. capacités de stockage et de réseau limitées

Les excédents d'électricité ne peuvent pas toujours être absorbés ou distribués de manière flexible, faute d'une infrastructure de stockage et de capacités de réseau suffisantes. En conséquence, les prix chutent en cas de surplus d'électricité et augmentent brusquement en cas de pénurie. Le développement du stockage et des réseaux est donc crucial pour amortir les pics de prix dans les deux sens et permettre l'intégration des énergies renouvelables.

3. facteurs mondiaux, géopolitiques & réglementaires

Les prix du gaz, les certificats CO₂, les évolutions géopolitiques (par exemple la guerre en Ukraine), la disponibilité des centrales électriques ou les incertitudes de l'économie mondiale influencent également le prix de l'électricité en bourse. Par exemple, le record de 871 €/MWh atteint en août 2022 était une conséquence directe de l'explosion des prix du gaz. Les interventions réglementaires - telles que les modifications de la loi sur les énergies renouvelables ou les plafonds de prix imposés par l'État - peuvent également avoir un impact massif à court terme sur le prix du marché.

La volatilité des prix de l'électricité en bourse : une opportunité pour les consommateurs et les entreprises flexibles

Malgré les défis, les fluctuations de prix sur le marché de l'électricité offrent de grandes opportunités - en particulier pour les consommateurs flexibles, les prosommateurs et les entreprises avec des charges contrôlables.

Tarifs d'électricité dynamiques

Avec des tarifs d'électricité dynamiquesLes consommateurs peuvent profiter des périodes où les prix sont bas, par exemple pour recharger les voitures électriques, les pompes à chaleur ou les batteries de stockage, grâce à des tarifs d'achat bas basés sur le prix actuel de l'électricité en bourse.

Le stockage sur batterie, une technologie clé

Commercial Accumulateur de grande capacité peuvent absorber l'électricité en période de prix bas et la réinjecter dans le réseau en période de prix élevés - un modèle qui n'est pas seulement intéressant sur le plan économique, mais qui est également utile au réseau. Le marché du stockage à grande échelle connaît donc un véritable boom.

Contrôle des processus industriels

Les processus à forte consommation d'énergie dans l'industrie et l'artisanat peuvent également être déplacés vers des phases de prix bas, par exemple grâce à une gestion intelligente de la charge, comme le CUBE EfficiencyUnit (système de gestion de l'énergie). Aujourd'hui, il est déjà possible de prévoir et d'utiliser relativement bien les pics d'énergie solaire de midi en particulier.

Comment les entreprises peuvent utiliser activement le prix de l'électricité en bourse

Les entreprises peuvent optimiser leurs coûts d'électricité si elles comprennent les mécanismes du marché de l'électricité et les utilisent de manière ciblée :

• La couverture sur le marché à terme protège contre les risques de prix à long terme.
• L'utilisation du marché spot permet de réagir à court terme à l'évolution des prix.
• L'autoproduction d'électricité par des installations photovoltaïques réduit la dépendance vis-à-vis des prix volatils.
• L'utilisation de systèmes intelligents de gestion de l'énergie permet des réactions automatisées aux signaux des prix boursiers.

Perspectives d'avenir : Que nous réserve l'avenir ?

A long terme, on s'attend à ce que l'extension du réseau, les systèmes de contrôle intelligents et davantage de stockage permettent de lisser les pics de prix. Cependant, le prix de l'électricité en bourse reste un signal central pour le système énergétique du futur. Il indique quand l'électricité est particulièrement rare ou particulièrement bon marché - et donc quand la flexibilité est nécessaire.

Conclusion

La volatilité croissante du prix de l'électricité en bourse est à la fois un défi et une opportunité. Celui qui la comprend peut non seulement réduire les coûts de l'électricité, mais aussi contribuer activement à la transition énergétique. Des consommateurs flexibles, des solutions de stockage modernes et des tarifs dynamiques deviennent donc l'épine dorsale d'un système électrique efficace et décentralisé.

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Plus de 9.000 m² de la surface du toit de l'imposant bâtiment ont été équipés de plus de 4.500 modules par les experts en photovoltaïque de CUBE CONCEPTS au cours des derniers mois. L'installation produit chaque année près de 1.900 MWh d'électricité, dont une grande partie est directement utilisée par le site. L'usine économise ainsi plus de 850 tonnes de CO₂ par an. L'objectif est de continuer à augmenter le nombre d'installations photovoltaïques en Europe d'ici 2026 et d'établir un approvisionnement énergétique durable dans le monde entier d'ici 2030.

Contexte : usine de Wilsdruff

Le site de Wilsdruff fait partie de la Global Footprint de Purem by Eberspächerun spécialiste des systèmes d'échappement et acoustiques. C'est ici que sont développés et produits des systèmes de post-traitement des gaz d'échappement très efficaces, qui répondent aux exigences les plus strictes en matière d'émissions, comme la norme Euro 7. Le site approvisionne les principaux constructeurs de véhicules utilitaires en Europe.

La durabilité chez Eberspächer

Le site Eberspächer Le groupe poursuit l'objectif de rendre sa production neutre en CO₂ d'ici 2030. Aujourd'hui déjà, l'entreprise achète de l'électricité verte sur tous ses sites allemands et sur la moitié de ses usines dans le monde. D'ici 2026, 60 pour cent de la consommation d'énergie dans le monde devrait provenir de sources renouvelables. Les installations photovoltaïques constituent à cet égard un élément central des mesures de durabilité.

À propos de Purem by Eberspächer

En tant que l'un des principaux fournisseurs de systèmes au monde, Purem by Eberspächer produit des systèmes de purification des gaz d'échappement et des systèmes acoustiques pour les voitures particulières, les véhicules utilitaires et le secteur non routier. Ses produits innovants améliorent la qualité de l'air dans le monde entier et réduisent durablement les émissions sonores. Sur la base des compétences clés existantes, Purem by Eberspächer développe des systèmes de post-traitement des gaz d'échappement des moteurs à hydrogène et des composants Balance of Plant pour les systèmes de piles à combustible. 

À propos du groupe Eberspächer

Le groupe Eberspächer compte parmi les principaux développeurs et fournisseurs de systèmes de l'industrie automobile. L'entreprise familiale, dont le siège se trouve à Esslingen am Neckar, est synonyme de solutions innovantes dans les domaines de la technologie des gaz d'échappement, de la gestion thermique et de l'électronique automobile pour différents types de véhicules.

Dans le domaine des propulsions classiques et de l'e-mobilité, les composants et systèmes Eberspächer assurent un meilleur confort, une plus grande sécurité et un environnement plus propre. En ce qui concerne l'utilisation de l'hydrogène comme source d'énergie, Eberspächer ouvre la voie aux technologies futures.

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Les éléments clés du Clean Industrial Deal de l'UE

Le Clean Industrial Deal de l'UE adopte plusieurs approches clés afin de garantir une industrie européenne durable et compétitive. Il s'agit notamment de réduire les coûts énergétiques grâce à des règles de concurrence simplifiées et à des allègements fiscaux. La Commission européenne souhaite encourager les investissements dans les technologies propres avec un volume de financement de 100 milliards d'euros provenant du système européen d'échange de quotas d'émission et d'une extension de l'initiative phare de recherche et développement Horizon Europe. supplémentaires 50 milliards d'euros doit mobiliser l'augmentation du programme InvestEU pour les projets innovants.

Un élément important du deal est le Réduction des obstacles bureaucratiques. Des procédures d'autorisation simplifiées et une réforme des marchés publics doivent permettre aux entreprises de réaliser plus rapidement des investissements durables. Parallèlement, l'UE mise de plus en plus sur Efficacité des ressources et recyclageavec pour objectif, d'ici 2030 25 % des matières premières stratégiques à partir de processus de recyclage. Le nouveau EU Critical Raw Material Centre doit aider à centraliser la demande de matières premières des entreprises européennes, à s'approvisionner efficacement sur le marché mondial et à garantir des conditions de marché équitables.

Le plan comprend également des mesures de politique commerciale fortesdont la simplification et l'extension du système d'information sur la santé. Mécanisme d'ajustement de la frontière carbone (CBAM)Les entreprises doivent donc s'efforcer d'obtenir une concurrence loyale à l'échelle mondiale. Parallèlement, de nouveaux accords commerciaux sont recherchés avec des partenaires internationaux afin de stabiliser les chaînes d'approvisionnement.

L'accent est également mis sur les aspects sociaux et les emplois. Le Clean Industrial Deal prévoit des programmes de formation continue pour les travailleurs et encourage la formation continue par le biais d'initiatives éducatives telles que Erasmus + la qualification de la main-d'œuvre dans des secteurs clés. La Commission européenne espère que ces mesures permettront de 500.000 nouveaux emplois naissent.

Calendrier du Clean Industrial Deal de l'UE

Pour atteindre ces objectifs ambitieux, la Commission européenne a établi une feuille de route structurée qui prévoit une mise en œuvre progressive des mesures.

Au premier trimestre 2025, l'UE lance déjà des initiatives législatives décisives. Il s'agit notamment d'un Plan d'action pour une énergie abordablequi Extension du règlement sur le stockage du gaz ainsi qu'un projet de loi sur la production d'hydrogène à faible teneur en carbone, qui offre une sécurité juridique aux électrolyseurs. De plus, l'UE va première liste de projets stratégiques pour les matières premières critiques et commencer à simplifier le CBAM. La commission pour la qualification de personnel qualifié supplémentaire devrait également commencer ses travaux au T1.

Au printemps et à l'été 2025 suivra l'introduction Encadrement des aides d'État pour le Clean Industrial Deal, une Recommandation sur les tarifs de réseau des États membres et l'adoption du plan de travail sur l'écoconception. Une vente aux enchères pilote du Fonds d'innovation ainsi qu'une révision des modifications du CBAM sont prévues pour l'automne.

D'ici fin 2025, l'UE prépare une loi visant à accélérer la la décarbonisation industrielle qui simplifie les autorisations pour l'utilisation industrielle de l'énergie et crée un système d'échange de quotas d'émission. Label pour les produits à faible émission de carbone. Parallèlement, de nouvelles directives seront publiées pour Horizon Europe et la coopération transméditerranéenne dans le domaine des technologies propres sera renforcée.

En 2026, d'autres étapes seront franchies, notamment le lancement de la Banque européenne pour la décarbonisation industrielle, l'introduction de nouvelles propositions législatives visant à étendre le CBAM et la révision des directives sur les marchés publics. L'Union européenne va également mettre en place le Centre de l'UE pour les matières premières critiques et établir de nouvelles normes avec une loi sur l'économie circulaire. Une initiative de TVA écologique encouragera en outre les modèles économiques durables.

Objectifs ambitieux du Clean Industrial Deal de l'UE

Le Clean Industrial Deal de l'UE poursuit des objectifs ambitieux. Des investissements stratégiques, une réduction de la bureaucratie et de nouvelles incitations du marché doivent permettre à l'industrie européenne d'être compétitive et tournée vers l'avenir. En encourageant l'industrie des technologies propres, le développement des énergies renouvelables et une électrification accrue, la Commission européenne mise sur des prix de l'énergie plus avantageux, une production durable et la création de marchés européens pilotes pour les technologies vertes. En outre, les matières premières doivent être récupérées grâce au recyclage et les spécialistes correspondants doivent être formés. Il reste à voir si les entreprises européennes réussiront ainsi leur transformation verte et cela dépendra en grande partie de la mise en œuvre des mesures ainsi que de la compétitivité internationale.

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Contexte de la loi sur les pics solaires pour les installations PV 2025

Le contexte de la loi sur les pics solaires est la volatilité croissante de la production d'électricité grâce au développement massif des énergies renouvelables, notamment du photovoltaïque. Ces dernières années, des quantités élevées d'électricité injectées dans le réseau par des installations solaires ont conduit à ce que, à certaines heures, la production d'électricité soit supérieure à la consommation réelle. Ces Surcapacités entraînent parfois, à la bourse de l'électricité, des des prix négatifs de l'électricitéLa plupart des installations photovoltaïques ne peuvent toujours pas être contrôlées à distance.

Cette évolution ne pèse pas seulement sur le réseau électrique, mais entraîne également une augmentation de la consommation d'énergie. charge financière par le système de soutien de la loi sur les énergies renouvelables. Pour remédier à ces problèmes, l'injection doit désormais être pilotée de manière plus conforme au marché. Les exploitants d'installations solaires qui ne disposent pas d'une commande intelligente de leurs producteurs, consommateurs ou accumulateurs de grande capacité devront à l'avenir s'attendre à des restrictions de l'alimentation du réseau ou remplir des conditions supplémentaires concernant la pilotabilité de leurs installations.

Points clés de la loi sur les pics solaires pour les installations PV 2025

La loi sur les pics solaires apporte des changements importants pour les exploitants d'installations photovoltaïques à partir de 2025. L'objectif est d'optimiser l'intégration de l'électricité solaire dans le réseau, d'améliorer les incitations du marché et de garantir la stabilité du réseau. Aperçu des principales dispositions :

 - Pas de rétribution du courant injecté en cas de prix de l'électricité négatifs

Les exploitants de nouvelles installations photovoltaïques de 7 kWp et plus, raccordées au réseau public après l'entrée en vigueur de la loi, ne recevront plus de rémunération EEG pendant les heures où les prix de l'électricité sont négatifs. Cette mesure vise à réduire les distorsions du marché et à encourager l'autoconsommation.

 - Mécanisme de compensation pour les rémunérations perdues

Les heures supprimées sont rattachées à la subvention EEG régulière de 20 ans. Ainsi, la période de rémunération totale de l'EEG est prolongée des heures où les prix de l'électricité en bourse sont négatifs. Cette mesure vise à garantir la rentabilité des installations à long terme.

 - Limitation de l'alimentation à 60 % sans récepteur centralisé radio

Les installations de plus de 100 kWp ne peuvent injecter que 60 % de leur puissance nominale dans le réseau public jusqu'à l'installation d'un récepteur de télécommande centralisée radio ou d'un compteur intelligent et ne reçoivent aucune compensation. Les installations PV existantes peuvent passer volontairement au nouveau régime et bénéficier d'une augmentation de 0,6 cent/kWh du prix de rachat.

 - Obligation de piloter et d'intégrer les compteurs intelligents

Les nouvelles installations PV à partir de 100 kWp doivent être équipées de systèmes de mesure intelligents. Cela permet aux gestionnaires de réseau d'intervenir à des moments critiques et de garantir ainsi la stabilité du réseau.

 - Commercialisation directe facilitée pour les installations PV de moins de 100 kWp

Les petites installations photovoltaïques peuvent plus facilement passer à la commercialisation directe et vendre plus facilement leur électricité à la bourse, sans qu'il y ait d'obligation. Ce n'est qu'à partir de 100 kWp que l'obligation de commercialisation directe s'applique.

 - TÜV" technique pour les grandes installations PV

Un mécanisme de contrôle technique obligatoire est introduit pour les installations de 100 kWp et plus. Les gestionnaires de réseau obtiennent en outre le droit de procéder à des déconnexions tests afin de garantir la pilotabilité des installations.

 - Une gestion plus flexible des batteries de stockage de grande capacité

Une mesure précise des quantités d'électricité basée sur 950 heures de pleine charge par an, converties en quarts d'heure et multipliées par un facteur de 0,5, doit permettre de créer une nouvelle option de délimitation. Les doubles prélèvements pour les quantités d'électricité stockées en retour devraient ainsi être évités à partir de 2026.

 - Focus sur l'autoconsommation et la mise en réseau intelligente

Les exploitants qui utilisent eux-mêmes leur électricité solaire de manière ciblée, la stockent ou l'injectent de manière flexible seront les plus avantagés à l'avenir.

Dans l'ensemble, les analyses montrent que sans stockage ou gestion intelligente de l'énergie, les exploitants doivent s'attendre à une perte moyenne de 20 % de leur tarif de rachat. Or, des investissements dans des solutions de stockage ou des tarifs d'électricité dynamiques pourraient réduire considérablement ces pertes.

Critique & défis

La loi sur les pics solaires apporte défis économiques avec des conséquences négatives. Les opérateurs doivent s'attendre à ce que les sources de revenus classiques diminuent à partir de 2025. Sans mesures supplémentaires telles que Accumulateur de grande capacité ou un système flexible de gestion de la charge ou de l'énergie (EMS) comme le CUBE EfficiencyUnit risquent de subir des pertes financières. Mais en même temps, les nouvelles réglementations offrent aussi des opportunités : ceux qui investissent à temps dans des solutions innovantes de stockage ou d'autoconsommation pourraient en profiter à long terme.

Le nouveau mécanisme de compensation par simple prolongation de la période de rémunération de l'EEG peut être utilisé pour Financement de certains grands projets photovoltaïques. Problèmes de l'énergie solaire. Bien que l'optimisation de l'autoconsommation soit globalement au centre des préoccupations, il manque un soutien ciblé pour le stockage par batterie. Celles-ci sont pourtant essentielles pour pouvoir stocker l'électricité excédentaire. utiliser de manière flexible et de soulager le réseau. En l'absence de mesures d'incitation appropriées, de nombreux exploitants pourraient être confrontés à des obstacles financiers qui entraveraient un investissement durable dans les technologies de stockage.

Un autre sujet de controverse est celui de l'élargissement de l'accès aux soins. Contrôlabilité d'installations énergétiques par les gestionnaires de réseau ainsi que déploiement obligatoire de compteurs intelligents avec les adaptations administratives que cela implique. Alors que cette possibilité d'intervention doit contribuer à la stabilisation du réseau, elle est également considérée comme une restriction potentielle des droits de propriété. Dans la pratique, il reste à voir à quelle fréquence et dans quelle mesure les gestionnaires de réseau feront effectivement usage de cette mesure.

Malgré les critiques existantes, la loi sur les pics solaires présente à la fois des risques et de nouvelles opportunités. La flexibilité avec laquelle les exploitants, les gestionnaires de réseau et le législateur réagiront aux défis à venir sera déterminante.

Chances & perspectives de la loi sur les pics solaires pour les installations PV 2025

La nécessité de garantir la stabilité du réseau, de renforcer les mécanismes de marché et de rendre l'autoconsommation plus attrayante s'accompagne de défis considérables. Les restrictions du tarif de rachat en cas de prix de l'électricité négatifs ainsi que la procédure de compensation pourraient notamment influencer la rentabilité de nombreuses installations PV en projet à partir de 2025. Parallèlement, la loi sur les pics solaires ouvre de nouvelles opportunités : les exploitants qui investissent à temps dans des technologies de stockage et de contrôle intelligentes peuvent s'assurer des avantages économiques à long terme. C'est la pratique et l'aménagement ultérieur qui montreront si elle permet d'intégrer plus efficacement la production d'électricité renouvelable dans le réseau.

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Augmentation du rayonnement global ⌀ de 3,5 kWh/m² par an

Depuis le début des mesures systématiques en 1983, le rayonnement global en Allemagne a augmenté en moyenne de 3,5 kWh/m² par an ont augmenté. Alors que dans les années 1980, des valeurs de l'ordre de 1 005 kWh/m² étaient courantes, les chiffres se situent aujourd'hui constamment au-dessus de 1 100 kWh/m² et fluctuent davantage. Globalement, cette croissance est en corrélation avec l'augmentation des températures et la modification des conditions atmosphériques, qui sont associées au changement climatique.

Répartition spatiale et saisonnière du rayonnement global

Comme les années précédentes, les valeurs ont fortement varié selon les régions. Le rayonnement global le plus faible a été enregistré en 2024 avec 1.007 kWh/m² (en moyenne) dans les moyennes montagnes et dans le Schleswig-Holstein, tandis que dans le sud de la Bavière, avec 1,246 kWh/m² a enregistré la valeur maximale. Cette répartition correspond au modèle typique avec une intensité de rayonnement croissante du nord-ouest vers le sud-est. Sur une base mensuelle, une saisonnalité typique s'est également manifestée en 2024, avec des valeurs maximales pendant les mois d'été et des valeurs plus faibles en hiver. Il convient de souligner le Août 2024dans laquelle le terme 159,3 kWh/m² (en moyenne) la moyenne pluriannuelle de 140,8 kWh/m² a été dépassée de 13 %. En revanche, les valeurs de février et de décembre ont été inférieures à la moyenne, en raison d'une forte nébulosité et d'un faible ensoleillement.

Comparaison des totaux annuels

Avec un total annuel de 1 113 kWh/m², 2024 occupe la première place du classement. huitième place parmi les années les plus irradiantes depuis le début des mesures. Les valeurs les plus élevées ont été atteintes en 2022 (1.227 kWh/m²), 2018 (1.207 kWh/m²) et 2003 (1.197 kWh/m²). En revanche, les valeurs les plus faibles ont été enregistrées en 1987 (950 kWh/m²) et 1984 (970 kWh/m²).

Conclusion : le rayonnement global 2024 reste à un niveau élevé

L'année de rayonnement 2024 confirme la tendance à long terme d'un rayonnement global croissant en Allemagne. Malgré des valeurs modérées par rapport aux années de pointe, l'intensité moyenne du rayonnement reste nettement supérieure à la moyenne à long terme. L'évolution du rayonnement global est un paramètre essentiel pour la recherche climatique et a un impact direct sur le rendement des installations photovoltaïques. Compte tenu de la tendance persistante à des valeurs de rayonnement plus élevées, on pourrait s'attendre à ce que les valeurs de rayonnement global continuent d'augmenter dans les années à venir.

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In den letzten Jahren sind die Netzentgelte für Industrie und Gewerbe deutlich gestiegen. Während sie 2023 noch bei etwa 28 % der Stromkosten lagen, erhöhten sie sich 2024 auf 28–31 %. Für 2025 wird ein weiterer Anstieg auf rund 38 % erwartet. Diese Entwicklung ist vor allem auf die steigenden Netzausbaukosten zurückzuführen und gefährdet besonders die energieintensiven Unternehmen in Deutschland spürbar.

Netzentgelte 2025: Regionale Unterschiede bei Industrie und Gewerbe

Durch die neue Verteilung der Netzkosten sinken die Netzentgelte für Industrie und Gewerbe im Durchschnitt um 6,9 %. Die tatsächliche Entlastung oder Mehrbelastung hängt jedoch stark vom Standort und dem individuellen Verbrauchsprofil ab.

Regionen mit sinkenden Netzentgelten

Industriebetriebe und Gewerbekunden in Bundesländern mit hohem Anteil erneuerbarer Energien profitieren am stärksten von der neuen Regelung. Die Netzentgelte sinken im Schnitt voraussichtlich um:

• Schleswig-Holstein: -29 %
• Mecklenburg-Vorpommern: -29 %
• Brandenburg: -21 %
• Bayern: -16 %
• Thüringen: -15 %
• Sachsen & Sachsen-Anhalt: -7 %
• Hessen: -4 %
• Niedersachsen: -4 %
• Baden-Württemberg: -1 %

Regionen mit steigenden Netzentgelten

In einigen Regionen Deutschlands müssen sich Unternehmen hingegen auf höhere Netzentgelte einstellen. Die größten Steigerungen sind in folgenden Bundesländern zu erwarten:

• Berlin: +7 %
• Hamburg: +6 %
• Rheinland-Pfalz: +4 %
• Nordrhein-Westfalen: +2 %
• Saarland & Bremen: +1 %

Auswirkungen auf Unternehmen und Wettbewerbsfähigkeit

Die Reduzierung der Netzentgelte in erneuerbare-Energien-starken Regionen könnte dort ansässige Unternehmen wettbewerbsfähiger machen und Anreize für neue Investitionen schaffen. Besonders energieintensive Industriebetriebe in Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg profitieren von den sinkenden Netzentgelten. Auf der anderen Seite müssen Unternehmen in Ballungsräumen wie Berlin und Hamburg mit steigenden Kosten rechnen, was sich negativ auf deren Standortattraktivität auswirkt.

Fazit: Wie Unternehmen jetzt agieren sollten

Unternehmen sollten ihre individuellen Netzentgelte für 2025 genau prüfen und gegebenenfalls Maßnahmen zur Optimierung ihres Stromverbrauchs ergreifen. Besonders Betriebe in Regionen mit steigenden Netzentgelten sollten durch eine effizientere Nutzung von Eigenstromerzeugung oder eine angepasste Laststeuerung ihre Energiekosten langfristig senken. Die Neuregelung bietet zugleich eine Chance für Unternehmen in entlasteten Regionen, ihre Kostenstruktur zu verbessern und Investitionen in nachhaltige Energiekonzepte voranzutreiben.

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Composition des prix de l'électricité industrielle européenne

Les prix de l'électricité industrielle sont déterminés par différents facteurs. La plus grande part revient généralement aux prix de gros sur les Marchés spotqui sont déterminants pour la conclusion de contrats avec les fournisseurs d'énergie. A cela s'ajoutent Rémunération du réseau, Impôts et Répartitions.

Les entreprises qui consomment beaucoup d'énergie bénéficient souvent d'allègements spéciaux tels que Subventions, Avantages fiscaux ou des tarifs de réseau réduitsComme par exemple en Allemagne, le "Courant de bande-privilège" ou la "utilisation atypique du réseau" en vertu de l'article 19, paragraphe 2, de la StromNEV. En outre, de nombreux gros consommateurs reçoivent encore des certificats CO₂ gratuits dans le cadre du système européen d'échange de quotas d'émission et ont accès à des contrats spéciaux négociés individuellement, souvent non connus du public.

Aperçu des prix de l'électricité industrielle en Europe en 2024

En 2024, le prix moyen de l'électricité industrielle européenne était de 18,7 cents/kWh pour l'industrie avec une consommation annuelle comprise entre 20 MWh et 500 MWh. Les frais de réseau sont inclus dans ce calcul. La TVA et les autres taxes ne sont pas prises en compte.

Selon ce rapport, les entreprises ont payé les prix les plus élevés en Irlande (25,6 cents/kWh), suivie par Chypre (24,5 cents). Les prix les plus bas ont été enregistrés en Finlande (9,3 cents), en Suède (9,4 cents) et au Danemark (9,8 cents). Allemagne se situait à 23,3 cents/kWh environ 25 % au-dessus de la moyenne de l'UE, les clients industriels ayant une consommation plus faible (< 20 MWh) en moyenne tension n'étant que 16,99 cents/kWh en moyenne. Les entreprises polonaises ont payé 20,8 cents, soit 11 % de moins que la moyenne, tandis que les entreprises françaises ont payé 17,1 cents, soit presque 27 % de moins.

Les défis de la comparaison des prix de l'électricité industrielle en Europe

La comparabilité des prix de l'électricité industrielle est rendue difficile par plusieurs facteurs :

• Structures de coûts hétérogènes : La composition des prix de l'électricité varie considérablement d'un pays à l'autre. Par exemple, bien que les coûts d'approvisionnement et de distribution soient élevés aux Pays-Bas, le prix total y reste inférieur à celui de l'Allemagne.
• Différences réglementaires : Les pays ayant une part élevée d'énergies renouvelables ont souvent des coûts de production plus faibles que ceux qui dépendent fortement des combustibles fossiles. De plus, les programmes de soutien nationaux, les taxes sur l'électricité et la TVA ont des effets différents.
• les différences de change et de marché : Les taux de change fluctuants, les conditions de marché différentes et les situations géopolitiques influencent les coûts et rendent les comparaisons directes difficiles.

Développement et perspectives

Les prix de l'électricité industrielle en Europe ont évolué différemment en 2024, avec une tendance générale à la baisse. Stabilisation et réduction partielle a été observée. En Allemagne, le prix de l'électricité industrielle a baissé d'environ 11 % par rapport à 2023. Certains pays ont connu une baisse significative des prix de l'électricité, comme la Roumanie (-55 %), les Pays-Bas (-43 %), la Belgique (-23 %) et la Lituanie (-18 %). D'autres pays ont toutefois enregistré des hausses de prix, notamment l'Irlande (+51 %), l'Espagne (+34 %) et la France (+20 %). Ces évolutions reflètent différences régionales dans la production et l'achat d'électricité.

Les coûts d'approvisionnement sont une composante essentielle des prix de l'électricité industrielle. Les entreprises peuvent influencer leurs coûts grâce à des concepts d'approvisionnement stratégiques. L'approvisionnement à prix fixe offre Stabilitétandis que l'approvisionnement sur le marché spot Flexibilité et permet de réaliser des économies potentielles. La production propre d'électricité grâce à l'utilisation d'énergies renouvelables et d'approches innovantes réduit toujours les coûts et permet des prix stables à long terme.

Une détente des prix de l'électricité industrielle en Europe en 2024

Les prix de l'électricité industrielle en Europe se sont partiellement détendus en 2024, mais de grandes différences subsistent entre les pays. L'Allemagne continue de glisser vers le haut du classement en raison de taxes et de prélèvements élevés, comme le montre notre article de fin 2023 "Prix de l'électricité industrielle en comparaison européenne" montre. Globalement, un prix de l'électricité industrielle stable et abordable reste essentiel pour garantir la compétitivité de l'économie allemande et européenne à long terme. Les entreprises peuvent réduire leurs coûts tout en contribuant à la décarbonisation grâce à un approvisionnement stratégique et à une utilisation accrue des énergies renouvelables.

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Objectif & avantages de ZEREZ

À partir du 1er février 2025, l'utilisation de ZEREZ légalement obligatoire. L'objectif est de renforcer la sécurité et la fiabilité de l'approvisionnement en énergie en rendant les procédures de raccordement au réseau plus efficaces et plus transparentes. Cela concerne notamment aussi toutes les unités et tous les composants selon les règles techniques de raccordement de la VDE (VDE-AR-N 4105, 4110 et 4120) pour l'ensemble Certificat d'investissement. Aperçu des principaux avantages :

• Les fabricants peuvent sécuriser leurs certificats et publier de manière centralisée.
• Les organismes de certification peuvent modifications simples et les Devoir de surveillance de l'environnement.
• Opérateur de réseau reçoivent rapidement et un accès facile sur tous les éléments nécessaires Données du certificat.

Les entrées du registre facilitent le processus de raccordement au réseauToutes les informations pertinentes, telles que les valeurs de puissance et les paramètres, sont fournies via l'identifiant ZEREZ unique. Les planificateurs et les exploitants d'installations énergétiques décentralisées économisent ainsi du temps et des efforts.

Bases légales & utilisation

La base légale de ZEREZ se trouve dans le § 49d de la loi sur l'énergie (Loi sur l'énergie) ainsi que le décret relatif à la preuve des propriétés électrotechniques (NELEV) est ancré dans la loi. Depuis quelques mois déjà, les fabricants et les organismes de certification peuvent enregistrer leurs certificats sur une base volontaire. À partir de février 2025, l'inscription au registre sera obligatoire. Il ne sera alors plus possible de raccorder au réseau électrique public des installations ne disposant pas d'un certificat valide.

Fonctionnement du registre des certificats

ZEREZ répertorie tous les certificats qui attestent des caractéristiques électriques des unités de production et des composants. Seuls les organismes de certification accrédités délivrent ces preuves. Les principales fonctions comprennent

• Identification univoque par le ZEREZ-ID : chaque certificat reçoit un numéro d'enregistrement.
• Accès pour les personnes autorisées: les gestionnaires de réseau peuvent consulter les certificats nécessaires pour le contrôle du raccordement au réseau.
• Sécurité des données et efficacitéLa plateforme numérique remplace la transmission postale des documents et permet un double contrôle entre les fabricants et les organismes de certification.

Obligatoire à partir de février 2025

A partir de février 2025, les installations et unités soumises à certification ne pourront être raccordées au réseau électrique qu'avec un certificat déposé dans ZEREZ. Cela concerne notamment

• Installations photovoltaïques (onduleurs et composants supplémentaires)
• Systèmes de stockage par batterie ou Accumulateur de grande capacité
• Centrales de cogénération et autres unités de production d'électricité

Les opérateurs de réseau vérifieront l'intégralité des certificats à l'aide du ZEREZ-ID avant de procéder à une mise en service.

ZEREZ en tant que solution numérique

Avec ZEREZ, le secteur de l'énergie s'est doté d'une solution centralisée et numérique qui permet à la fois de simplifier les procédures de raccordement au réseau et d'améliorer la sécurité et la fiabilité du réseau électrique. CUBE CONCEPTS salue le registre des certificats en ligne, attendu depuis longtemps. L'utilisation volontaire pendant la période de transition jusqu'en février 2025 a donné à toutes les parties concernées le temps de se préparer aux nouveaux processus.

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La construction de nouvelles centrales photovoltaïques est toujours d'actualité en 2024

Deux tiers des nouveaux systèmes photovoltaïques installés ont été sur les toits des maisons ou à Façades a été érigée, un tiers sur les espaces libres. La Bavière est en tête du classement des Länder avec une augmentation de 4,0 GW, tandis que la plus grande installation individuelle a été raccordée au réseau en Saxe avec une puissance de 162 MW. L'Agence fédérale des réseaux a enregistré 435 000 centrales de balcon avec une puissance totale de 400 MW, ce qui correspond à une part de 2,6 % de la construction photovoltaïque. Cela représente un doublement par rapport à l'année précédente. Toutefois, le nombre réel d'installations de balcons est probablement plus élevé, car beaucoup n'ont pas été déclarées. Bien que le Construction de PV en Allemagne n'a pas doublé comme en 2023, il se rapproche de plus en plus de l'objectif de développement annuel. En effet, à partir de 2025, 22 GW doivent être installés chaque année pour atteindre en 2030 une puissance photovoltaïque d'environ 215 gigawatts en Allemagne.

Le stockage sur batterie est de plus en plus populaire parmi les nouvelles installations PV

La combinaison avec un Stockage sur batterie joue un rôle de plus en plus important dans le développement de l'énergie photovoltaïque. La puissance brute moyenne de ces accumulateurs a légèrement augmenté. La capacité de stockage installée des grands systèmes de stockage a augmenté de 1,4 GWh en 2023 à 2,6 GWh A cela s'ajoutent les capacités de stockage d'énergie photovoltaïque à domicile et les capacités de stockage de batteries commerciales. Selon une analyse, 1,51 million d'accumulateurs domestiques étaient installés au cours du seul premier semestre 2024, pour une capacité totale d'environ 13 GWh de la batterie. La capacité de stockage de la batterie commerciale d'environ 1,1 GWh. La capacité de stockage installée s'élève donc à 2024 à près de 16 GWh. D'autres grands réservoirs sont déjà prévus pour 2025.

Contribution des énergies renouvelables à la production d'électricité en 2024

En 2024, les énergies renouvelables ont pris un rôle clé dans la production d'électricité : 62,7 % de la production nette d'électricité provenaient de sources renouvelables, avec 275,2 TWh d'énergie produite. La part de l'énergie solaire dans la production d'électricité a augmenté de 18 % et représentait 14 % de la production totale. La baisse de la production d'électricité à partir du charbon et la disparition de l'énergie nucléaire ont été entièrement compensées par les énergies renouvelables.

Procédures accélérées pour l'éolien et forte croissance du PV

Le développement des énergies renouvelables a bénéficié d'une accélération des procédures d'autorisation, ce que le ministre fédéral de l'Économie Robert Habeck a souligné comme un facteur de réussite essentiel. Outre la poursuite de la forte augmentation de la production photovoltaïque, l'énergie éolienne a également montré un potentiel, puisque des autorisations ont été accordées en 2024 pour des installations d'une capacité de 15 GW, ce qui laisse présager une nouvelle expansion dans les années à venir. Le boom du photovoltaïque donne en outre des impulsions importantes pour la transition énergétique et la décarbonisation à long terme du secteur de l'énergie.

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La valeur SAIDI comme indice de la sécurité d'approvisionnement

La valeur SAIDI indique le nombre de minutes pendant lesquelles un consommateur d'électricité moyen reste sans électricité pendant une année. Mesuré en minutes par an, l'indice fournit un indicateur important pour la sécurité d'approvisionnement du réseau électrique allemand. Sur la base du § 52 de la loi allemande sur l'énergie (EnWG), les gestionnaires de réseau communiquent chaque année leurs données sur la qualité de l'approvisionnement, que l'Agence fédérale des réseaux agrège ensuite. Avec 12,8 minutes, la valeur cumulée est légèrement supérieure aux 12,2 minutes de 2022 (10 moyenne tension + 2,2 basse tension) mais reste en comparaison internationale toujours très faible. Cela souligne la grande sécurité d'approvisionnement, bien que la part des énergies renouvelables dans le mix électrique allemand ait déjà dépassé 50 % en 2023.

L'Allemagne dans le peloton de tête des comparaisons internationales

L'Allemagne fait donc toujours partie des leaders européens en matière de sécurité d'approvisionnement. Avec des interruptions de courant annuelles de 12,8 minutes, le réseau électrique allemand est extrêmement stable par rapport à des pays comme les États-Unis (78 minutes), l'Australie (60 minutes) ou le Canada (55 minutes). En Europe, seuls quelques pays comme la Suisse et Finlande des temps de panne similaires ou inférieurs. Cette faible durée moyenne de panne témoigne des normes élevées du réseau électrique allemand. Un aperçu des différents indices SAIDI spécifiques aux pays de 2022 est disponible dans le rapport "SAIDI : le réseau électrique allemand toujours stable“.

Mesure de la sécurité d'approvisionnement au moyen de la valeur SAIDI

L'Agence fédérale des réseaux enregistre chaque année toutes les interruptions d'approvisionnement qui plus de trois minutes et les attribue à différentes causes. Seulement les interruptions imprévuesLes perturbations dues à des influences atmosphériques, à des tiers ou à des perturbations du gestionnaire de réseau sont prises en compte dans la valeur SAIDI-EnWG. Cette différenciation claire garantit une mesure et une évaluation ciblées de la sécurité d'approvisionnement. Les gestionnaires de réseau sont légalement tenus de communiquer ces données conformément au § 52 de la loi allemande sur l'énergie, ce qui garantit un calcul cohérent et fiable de l'indice SAIDI.

Stabilité malgré les exigences croissantes de la transition énergétique

La transition énergétique pose de nouveaux défis au réseau électrique allemand, mais la sécurité d'approvisionnement reste élevée malgré la charge croissante du réseau. Grâce à la possibilité de une augmentation temporaire de la charge de travail du réseau électrique conformément au § 49b de la loi allemande sur l'énergieLe régime d'aide à l'approvisionnement en électricité, introduit en réponse aux exigences accrues, permet de maintenir la stabilité du réseau malgré la volatilité des énergies renouvelables telles que l'énergie éolienne et solaire. Ce régime a été prolongé en 2023 dans le cadre du paquet solaire et soutient la transition énergétique sans apparemment menacer la sécurité d'approvisionnement. Une étude réalisée en septembre 2024 par le Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) et le Fraunhofer IEE recommande donc de Points de connexion au réseau pour le raccordement des énergies renouvelables et d'utiliser plus efficacement l'infrastructure existante.

Perspectives d'avenir : Sécurité de l'approvisionnement et stabilité des réseaux électriques

Le nombre de perturbations enregistrées sur le réseau électrique a légèrement augmenté en 2023 pour atteindre près de 160.000 cas, soit une augmentation d'un bon millier de cas par rapport à 2022. Afin de garantir à long terme une sécurité d'approvisionnement élevée, des solutions de réseau intelligentes et des technologies avancées de stockage et d'hydrogène seront développées à l'avenir. Ces technologies, ainsi que le développement accéléré du réseau, seront décisifs pour maintenir la sécurité d'approvisionnement dans un réseau électrique où les sources d'énergie décentralisées et renouvelables sont de plus en plus nombreuses.

Les données de l'Agence fédérale des réseaux confirment à nouveau que l'Allemagne - malgré le passage à un approvisionnement énergétique respectueux du climat - offre un niveau exceptionnellement élevé de sécurité d'approvisionnement. Cela envoie un signal positif aux consommateurs privés et aux entreprises et souligne l'importance du réseau électrique allemand, l'une des infrastructures les plus fiables au monde.

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La subvention vise à permettre une intégration efficace des sources d'énergie renouvelables dans le réseau électrique. La subvention non remboursable contribue à réduire les coûts d'achat et d'installation de systèmes de stockage d'énergie et encourage ainsi l'utilisation d'énergie verte.

Objet du programme de soutien au stockage par batterie

Les investissements dans des systèmes électrochimiques stationnaires sont encouragés. Accumulateur de grande capacité avec une capacité de stockage à partir de 30 kWhqui sont au moins 75 % Électricité issue de sources renouvelables stocker des données. Cela comprend aussi bien les systèmes de stockage eux-mêmes que le matériel nécessaire. Système de gestion de la batterie ainsi que le Onduleur à mémoire. Aussi Prestations de planificationLes frais de voyage et de séjour, qui peuvent représenter jusqu'à 20 % des dépenses totales, sont subventionnés.

Jusqu'à 50 % de subvention possible

Le programme de soutien au stockage par batterie en Saxe-Anhalt prévoit un taux de soutien échelonné en fonction de la taille de l'entreprise. Petites entreprises reçoivent une subvention de 50 % des coûts éligiblesLes grandes entreprises et les personnes morales de droit public bénéficient d'une aide de 30 %.

Critères de sélection du programme de soutien au stockage par batterie

En général, les entreprises privées et publiques ainsi que d'autres personnes morales, telles que les municipalités, peuvent présenter des demandes de subvention. Les projets soutenus sont sélectionnés sur la base de plusieurs critères, l'accent étant principalement mis sur la contribution à l Réduction des émissions de CO₂ est de qualité. Les autres critères de sélection sont Efficacité de la promotionqui Taille de l'entreprise ainsi que la référence à les énergies renouvelables et des aspects de la Durabilité et de la protection de l'environnement. Il s'agit ainsi de privilégier les projets qui contribuent de manière particulièrement efficace à la réalisation des objectifs climatiques.

11 millions d'euros sont disponibles pour le programme de soutien au stockage par batterie

Le montant total du programme de soutien au stockage par batterie s'élève à 11 millions d'eurosLes demandes peuvent être déposées jusqu'au 29 novembre 2024. Les entreprises et les communes intéressées doivent donc se dépêcher de déposer leur demande. Il est particulièrement important de respecter scrupuleusement les conditions d'éligibilité. Il s'agit notamment des exigences minimales en matière de capacité de stockage et de la part d'électricité stockée provenant de sources renouvelables.

Soumettez maintenant votre demande de subvention pour le stockage de batterie

Les entreprises et les municipalités de Saxe-Anhalt devraient agir rapidement dès maintenant et ne pas laisser passer les opportunités offertes par le programme de soutien "Sachsen-Anhalt STROMSPEICHER". La mise à disposition d'une aide allant jusqu'à 50 % pour les investissements dans les technologies de stockage offre une possibilité attrayante d'augmenter sa propre efficacité énergétique tout en apportant une contribution significative à la protection du climat. Le retour sur investissement des batteries de stockage, déjà court, est ainsi réduit de moitié.

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La commercialisation de la puissance de réglage primaire (PRL) - également appelée réserve de réglage primaire - a traditionnellement été l'option la plus lucrative pour le stockage par batterie. Leur tâche principale est de fournir des fluctuations à court terme dans le réseau électrique et de maintenir la fréquence du réseau électrique à une valeur stable (50 Hertz en Europe). Mais la commercialisation de la puissance de réglage secondaire (SRL), qui assure normalement la stabilisation des réseaux électriques dans un délai de 30 secondes à 5 minutes après un écart de fréquence, attire également de plus en plus l'attention des exploitants industriels de batteries.

Augmentation des revenus du stockage des batteries sur le marché de l'électricité et sur les marchés d'équilibrage

En l'an 2021 les exploitants de systèmes de stockage d'une puissance de 1 MW et d'une profondeur de stockage de 1 MWh ont pu réaliser environ 136 000 euros sur le marché des PRL. Ce chiffre a augmenté en 2022 à environ 180 000 euros et jusqu'à l'automne 2024, les exploitants d'un système de stockage de deux heures pouvaient même, en l'espace de douze mois, grâce à une optimisation quotidienne et transversale au marché, obtenir environ 195 000 euros par mégawatt. Tous ces chiffres indiquent une croissance forte demande et marchés volatils vers.

En comparaison, une commercialisation exclusive dans le cadre de la puissance de réglage primaire ou de la puissance de réglage secondaire n'aurait eu qu'environ 125 000 euros par mégawatt. Dans le commerce de l'électricité, il y a eu pendant la même période environ 145 000 euros par mégawatt. Ces chiffres illustrent la dynamique des revenus générés par la combinaison de différentes stratégies de commercialisation.

Les marchés, les systèmes de batteries et le bon mix sont décisifs

La composition des recettes varie en fonction de la durée de stockage : pour les systèmes de deux heures, les recettes proviennent principalement de la puissance de réglage secondaire et du négoce d'électricité. En revanche, les systèmes d'une heure génèrent des revenus relativement importants. répartition uniforme des recettes entre la puissance de réglage primaire, la puissance de réglage secondaire et le négoce. Ces différences soulignent à quel point Stratégie d'intervention et Capacité de stockage peuvent influencer la rentabilité. 

Le marché primaire de la puissance de réglage (PRL) a connu une croissance stable entre 2021 et 2022. Mais depuis 2023, on constate un rapprochement avec le marché SRL, ce qui relativise le PRL en tant que source de revenus. Fin 2022 et début 2023 en particulier, les revenus du marché spot se sont également rapprochés de ceux du marché PRL, ce qui permet une plus grande flexibilité stratégique dans la commercialisation des capacités de stockage.

Le potentiel de revenus du marché spot a également augmenté en 2022 et 2023. Certains mois, le marché spot a même généré des revenus plus élevés que le marché PRL, ce qui offre aux gestionnaires de stockage des options supplémentaires pour le stockage de l'énergie. Opérations d'arbitrage chez Strom-Trading s'est ouvert. Le marché spot a surtout profité de l'augmentation des spreads sur les marchés day-ahead et intraday, ce qui a fait du stockage sur batterie un complément intéressant au marché classique de la puissance de réglage.

Adaptation au marché & facteurs d'influence sur l'évolution des recettes

L'alignement progressif des revenus potentiels pour le stockage par batterie a permis aux opérateurs de stockage d'obtenir plus de revenus. Flexibilité dans la commercialisation et a ouvert de nouvelles possibilités d'arbitrage dans le négoce intrajournalier. Plusieurs facteurs ont favorisé cette évolution :

• Volatilité croissanteUne volatilité accrue, en particulier dans le négoce intrajournalier, a permis des opérations d'arbitrage rentables, qui ont pu être exploitées efficacement par les mémoires.
• Prix des combustibles fossilesLa forte fluctuation des prix des combustibles a eu une influence déterminante sur les écarts quotidiens des prix de l'électricité et donc sur le potentiel de revenus du stockage par batterie.
• Une concurrence accrueLe nombre croissant de grandes batteries de stockage en Allemagne a augmenté la pression concurrentielle, en particulier sur le marché PRL. Cette augmentation de la concurrence a entraîné une convergence des prix sur le marché PRL et le marché spot, rendant le négoce d'électricité plus rentable.

Nouvel indice des revenus du stockage par batterie sur le marché allemand

Un nouveau Dansdex 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.

Le nouvel indice des recettes du stockage sur batterie est basé sur l'hypothèse que la stratégie journalière optimale est connue et appliquée à l'avance. Par conséquent, les recettes réelles pourraient être inférieures dans la pratique, car les imprévus et les mouvements à court terme du marché ne sont pas pris en compte. Malgré ce contexte, les experts estiment que les recettes calculées sont tout à fait réalistes.

Conclusion

L'augmentation continue des revenus du stockage de batterie depuis 2020 et l'alignement des revenus sur différents marchés soulignent l'attrait croissant des projets de stockage d'énergie. L'indice des revenus du stockage par batterie offre aux investisseurs et aux développeurs de projets des points de repère importants pour l'évaluation et la planification des projets, en permettant une analyse des revenus potentiels. La méthodologie de l'indice permet en outre des adaptations spécifiques aux projets, ce qui permet de prendre en compte des facteurs tels que le rendement, le nombre de cycles et la dégradation. Cette transparence et cette adaptabilité soutiennent des décisions d'investissement éclairées et contribuent à une évaluation plus précise de la rentabilité et de la viabilité des projets de stockage.

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Besoin de financement de la CEE & montant de la déduction pour 2025

Les GRT ont évalué les besoins de financement de l'EEG pour l'année 2025 à 17,03 milliards d'euros est fixé. Ce montant n'inclut pas le solde du compte EEG, qui devrait s'élever à environ 0,5 milliard d'euros au 31 décembre 2024. Le montant total sera utilisé pour promouvoir les énergies renouvelables en Allemagne afin de garantir à long terme un approvisionnement énergétique indépendant et respectueux du climat.

Les subventions de la loi sur les énergies renouvelables soutiennent le développement des énergies renouvelables en permettant aux fournisseurs d'énergie d'investir dans des projets d'énergie renouvelable. des prix de rémunération fixes qui sont facturés via le compte EEG. Les exploitants d'installations telles que l'énergie éolienne ou solaire reçoivent une rémunération fixe par kilowattheure injecté dans le réseau. Les GRT vendent cette électricité à la bourse, les recettes étant généralement inférieures aux rémunérations versées. La différence est compensée par des subventions. A partir de 2025, ces subventions seront financées par le budget fédéral, de sorte que les consommateurs sont indirectement impliqués par l'argent des contribuables.

Le site Montant de la déduction conformément à l'article 53, paragraphe 4, de la loi sur les énergies renouvelables pour les installations ayant bénéficié d'une aide a été fixé pour 2025 à 0,715 ct/kWh a été fixé. Ce taux réduit permet à certains exploitants d'installations qui ne sont déjà plus éligibles à la subvention EEG de consommer à moindre coût l'énergie qu'ils produisent eux-mêmes. Ce régime allège la charge des exploitants qui couvrent leur approvisionnement en électricité de manière autonome et avec des sources d'énergie renouvelables.

Autres prélèvements & taxes des éléments du prix de l'électricité 2025

En plus de l'EEG-Umlage, d'autres prélèvements contribuent au financement et à la stabilisation de l'approvisionnement énergétique :

• Prélèvement KWKGLe prélèvement pour la promotion de la production combinée de chaleur et d'électricité (KWKG) est de 0,277 ct/kWh. La taxe KWKG soutient le développement des installations de cogénération qui produisent à la fois de l'électricité et de la chaleur et qui sont donc particulièrement efficaces. Cette technologie joue un rôle essentiel dans l'efficacité énergétique et la sécurité d'approvisionnement, notamment dans les villes et les agglomérations.
• Contribution au réseau offshoreLa contribution au réseau offshore s'élève en 2025 à 0,816 ct/kWh et couvre les coûts de raccordement des parcs éoliens offshore. Le raccordement des éoliennes en mer du Nord et en mer Baltique est un facteur important pour la réalisation des objectifs climatiques de l'Allemagne. Cela contribue à la stabilité du réseau et à la sécurité de l'approvisionnement grâce à l'injection de grandes quantités d'électricité renouvelable.
• Supplément pour utilisation particulière du réseauLa majoration pour l'utilisation particulière du réseau a été portée à 1,558 ct/kWh a été fixée. Cette taxe concerne les gestionnaires de réseau qui sont particulièrement touchés par un développement disproportionné des énergies renouvelables. Selon une disposition de l'Agence fédérale des réseaux (BNetzA), tous les gestionnaires de réseau devaient déterminer avant le 15 octobre 2024 s'ils étaient concernés par un développement des énergies renouvelables supérieur à la moyenne. Pour ce faire, un indice est utilisé qui met en relation la puissance de production raccordée issue d'énergies renouvelables et la charge de consommation dans la zone de réseau.

Les gestionnaires de réseau dont la charge est supérieure à la moyenne reçoivent une compensation financière. Ces montants d'allègement sont financés par la nouvelle "majoration pour utilisation particulière du réseau" à l'échelle fédérale. Cette majoration sera appliquée pour la première fois en 2025 pour les Nouvelle réglementation concernant la répartition des coûts de réseau sont prélevés. Cette mesure vise à faire participer équitablement tous les consommateurs d'électricité aux coûts d'extension du réseau, qui varient d'une région à l'autre et qui sont dus aux exigences et aux charges particulières de certaines zones de réseau.

Composantes du prix de l'électricité en 2025 : impact sur les consommateurs & l'industrie

L'ensemble de ces prélèvements et taxes conduit à une Augmentation du prix de l'électricitéMais c'est aussi un moyen essentiel de financer la transition énergétique allemande. L'EEG-Umlage et la réduction de la déduction pour les autoproducteurs créent Incitations pour une utilisation accrue des énergies renouvelables et réduisent la dépendance vis-à-vis des sources d'énergie fossiles. La taxe sur la cogénération encourage la production efficace d'électricité et de chaleur, tandis que la taxe sur le réseau offshore et la majoration pour utilisation particulière du réseau soutiennent de manière ciblée le développement de l'infrastructure et la stabilité du réseau.

Stabilité du réseau électrique grâce aux éléments du prix de l'électricité 2025

Les prélèvements et taxes fixés en 2025 reflètent les efforts globaux visant à garantir un approvisionnement énergétique durable et résistant en Allemagne. Le besoin de financement de la loi sur les énergies renouvelables (EEG), qui s'élève à 17,03 milliards d'euros, et les prélèvements complémentaires renforcent le développement des énergies renouvelables et le raccordement au réseau. Ils contribuent de manière décisive à la modernisation de l'infrastructure énergétique, nécessaire à un approvisionnement en électricité durable, fiable et rentable.

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Dans un premier temps, 178 des quelque 900 gestionnaires de réseau de distribution concernés par le nouveau mécanisme dit de "Wälz" ont été identifiés au cours des derniers mois. Pour ce faire, une majoration de la consommation d'électricité de tous les consommateurs en Allemagne est prélevée et reversée par le biais d'une nouvelle clé de répartition. En 2025, environ 2,4 milliards d'euros doivent être redistribués. Les quatre gestionnaires de réseau de transport allemands 50Hertz, Amprion, TenneT et TransnetBW chiffrent le Supplément pour utilisation particulière du réseau sur 1,558 ct/kWh. Ce montant, qui s'applique aux consommateurs finaux non privilégiés, est réparti entre les gestionnaires de réseau de distribution concernés et compense le manque à gagner dû à la réduction des tarifs de réseau dans certaines régions. Il devient ainsi plus fixe Élément du prix de l'électricité 2025.

Ces majorations sont similaires à l'ancien prélèvement de l'article 19 de la StromNEV, qui sert à répartir les coûts de réseau entre tous les consommateurs d'électricité. Ils apparaissent sur la facture d'électricité sous la forme d'un montant en ct/kWh et dépendent de différents facteurs, tels que le manque à gagner des gestionnaires de réseau et les prévisions de consommation d'électricité.

Contexte du nouveau modèle de branche

Au cours des dernières années, le développement des énergies renouvelables, en particulier dans le nord et l'est de l'Allemagne, a entraîné des coûts considérables de développement du réseau a entraîné. Des régions comme le Brandebourg, le Schleswig-Holstein, la Saxe-Anhalt et le Mecklembourg-Poméranie occidentale, qui produisent beaucoup d'électricité grâce à l'énergie éolienne et à des installations solaires à grande échelle, ont dû supporter des coûts élevés pour l'extension et l'adaptation de l'infrastructure du réseau. Jusqu'à présent, ces coûts ont été en grande partie réparti au niveau régionalLes consommateurs et les entreprises de ces régions ont donc été confrontés à une baisse significative de leurs revenus. des frais de réseau plus élevés devaient payer. Le nouveau modèle sectoriel doit désormais veiller à ce que les coûts supplémentaires soient répartis de manière plus équitable.

Plusieurs gestionnaires de réseau de distribution avaient déjà annoncé des réductions de prix de l'électricité pour les ménages privés allant jusqu'à 200 euros par an avant l'annonce du montant de la majoration pour utilisation particulière du réseau. Reste à savoir dans quelle mesure les entreprises ou les gros consommateurs de ces régions en profiteront également. D'autre part, les régions où la charge liée au développement des énergies renouvelables est moindre, comme la Rhénanie-du-Nord-Westphalie, Hambourg ou la Bavière, pourraient en 2025 légères augmentations des taxes de réseau de l'Union européenne.

Klaus Müller, président de l'Agence fédérale des réseaux, a souligné au préalable que cette nouvelle réglementation vise à créer des "tarifs de réseau équitables" afin de soutenir les personnes et les entreprises dans les régions concernées. On espère en outre que la répartition plus équitable des coûts permettra d'augmenter l'acceptation de la poursuite du développement des énergies renouvelables.

Mécanisme de la nouvelle réglementation pour la répartition des coûts de réseau

Le mécanisme sous-jacent est basé sur un modèle à plusieurs niveaux qui est continuellement mis à jour. Tout d'abord, on détermine si un gestionnaire de réseau est concerné par des coûts particuliers liés au développement des énergies renouvelables. Pour ce faire, il utilise un ratio basé sur la puissance de production raccordée au réseau. Si le ratio d'un gestionnaire de réseau dépasse un certain seuil, il peut répartir une partie des coûts générés par l'intégration des énergies renouvelables au niveau national.

Un autre aspect du mécanisme concerne les petits gestionnaires de réseau en aval, comme les régies municipales. Ceux-ci profitent indirectement de la baisse des tarifs de réseau des grands fournisseurs régionaux au réseau desquels ils sont raccordés, même s'ils ne sont pas eux-mêmes concernés par la répartition des coûts. Par exemple, le fournisseur régional E.DIS Netz GmbH dans le Brandebourg et le Mecklembourg-Poméranie occidentale voit ses charges diminuer, ce qui se répercute à son tour sur les petits gestionnaires de réseau raccordés dans la région.

Le modèle échelonné dans la nouvelle réglementation de la répartition des coûts de réseau

Le nouveau régime est basé sur un modèle échelonné qui sera constamment adapté à l'avenir :

• Détermination de la chargeLa première étape consiste à déterminer si un gestionnaire de réseau est concerné par des coûts particuliers liés au développement des énergies renouvelables. Pour ce faire, un ratio est développé, qui mesure le rapport entre la puissance installée des énergies renouvelables et la consommation d'électricité dans la région concernée.
• Compensation financière pour les gestionnaires de réseauLes gestionnaires de réseau qui peuvent justifier d'une charge élevée reçoivent une compensation financière pour couvrir les coûts supplémentaires engendrés par le développement des énergies renouvelables.
• Répartition des coûts au niveau fédéralLes compensations financières versées à ces gestionnaires de réseau sont ensuite réparties sur l'ensemble des consommateurs d'électricité au niveau national. Ainsi, tous les consommateurs d'électricité en Allemagne supportent les coûts de l'extension du réseau, et pas seulement ceux des régions où le développement des SER est important.

Supplément pour utilisation particulière du réseau pour une répartition plus équitable des coûts de réseau

La nouvelle réglementation concernant la répartition des coûts de réseau à partir de 2025 doit permettre de répartir plus équitablement, dans toute l'Allemagne, les charges financières liées au développement du réseau pour les énergies renouvelables, qui étaient jusqu'à présent inégalement réparties entre tous les consommateurs d'électricité. Les régions à forte proportion d'énergie éolienne et solaire, qui étaient jusqu'à présent fortement taxées, devraient ainsi être soulagées, tandis que d'autres régions, comme la Bavière ou la Rhénanie-du-Nord-Westphalie, pourraient voir leurs frais de réseau légèrement augmenter. Le mécanisme sous-jacent prévoit une répartition des coûts à l'échelle nationale, réalisée par le biais d'une majoration pour tous les consommateurs. L'objectif de la réforme est de parvenir à une répartition plus équilibrée des coûts d'extension du réseau et de favoriser à long terme une meilleure acceptation du développement des énergies renouvelables.

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Die Zuschüsse aus dem aktuellen Freiflächen-PV-Förderprogramm gelten für Planungs- und Beratungsleistungen sowie für die Gesamtinvestitionskosten und können auch einzeln beantragt werden. Für beide Fördertypen erfolgt das Antragsverfahren online und und beginnt mit dem Einholen eines Kostenvoranschlags. Die Anträge müssen bis spätestens 30. Juni 2027 eingereicht werden. Nach positiver Prüfung erhalten die Antragsteller einen Zuwendungsbescheid und können die Maßnahme beauftragen, die erst nach Genehmigung gestartet werden darf.

Freiflächen-PV-Förderprogramm für Planungs- und Beratungsleistungen

Im Rahmen des Gesamt-Förderprogramms sind auch Planungs- und Beratungsleistungen wie beispielsweise Machbarkeitsstudien, Potenzialanalysen, Konzept-Erstellungen, Umweltgutachten und weitere Planungsdienstleistungen förderfähig. Dabei variiert die Förderquote: Unternehmen können jusqu'à 70 % der Kosten, maximal 35.000 Euro, erstattet bekommen. Öffentliche Einrichtungen und Kommunen erhalten bis zu 90 % der förderfähigen Kosten, mit einer Obergrenze von 50.000 Euro. Die Studien müssen unabhängig und durch qualifizierte Berater durchgeführt werden, die nachweislich im Bereich industrieller oder energiewirtschaftlicher Anlagen tätig sind.

Freiflächen-PV-Förderprogramm für Investitionskosten

Neben der Förderung für Planungs- und Beratungsleistungen wird auch die Realisierung von solchen PV-Anlagen bezuschusst. Die förderfähigen Kosten umfassen Photovoltaikmodule, Wechselrichter, Montage, Unterkonstruktion, Kabel und Netzanschluss. Die Förderung beträgt bis zu 20 % der Ausgaben für Freiflächen-PV ohne Eigenversorgung et bis zu 15 % mit Eigenversorgung. In beiden Fällen ist die Förderhöhe pro Projekt auf maximal 500.000 Euro beschränkt. Floating- und Agri-PV-Anlagen können bis zu 25 % gefördert werden, mit einer Maximalförderung von 1 Million Euro.

Großes Förderpotenzial noch ungenutzt: Jetzt Zuschüsse sichern

Trotz der attraktiven Fördermöglichkeiten wurde bisher nur ein geringer Teil der zur Verfügung stehenden Mittel in Anspruch genommen – erst ca. 5-6 % des Fördertopfes sont ausgeschöpft. Dies bedeutet, dass noch erhebliche Fördergelder verfügbar sind, um den Ausbau von Photovoltaikanlagen in Nordrhein-Westfalen weiter zu unterstützen. Aktuell umsetzungswillige Unternehmen haben somit eine hervorragende Gelegenheit, von den Zuschüssen für Planung, Beratung und Investition zu profitieren. Angesichts der ambitionierten Ziele zur Verdopplung der PV-Leistung bis 2030 bietet das Programm sowohl finanziellen Anreiz als auch Planungssicherheit für zukunftsweisende Solarprojekte.

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Besoin d'investissement urgent dans les réseaux de distribution

Les planifications actuelles mettent en évidence les besoins immenses en matière de coûts d'exploitation du réseau pour l'extension du réseau électrique d'ici 2045 :

• Lignes à haute tension devraient être étendues de 34 500 km, soit une augmentation de 48 %.
• Câble moyenne tension sont augmentés de 262 000 km, soit une augmentation de 51 %.
• Câble basse tension devraient être prolongés de 526 000 km, soit une augmentation de 45 %.
• Le nombre de Transformateurs haute et moyenne tension doit augmenter de 68 % pour atteindre un total de 5 500.
• Pour les Transformateurs moyenne et basse tension une augmentation de 78 % à 494 000 unités est nécessaire.

Pourquoi le besoin d'extension du réseau électrique jusqu'en 2045 est-il si important ?

Ces extensions importantes sont nécessaires pour adapter le réseau électrique existant aux exigences futures. L'une des principales raisons de cette forte demande est le Atteindre la durée de vie de nombreux thèmes actuels Composants du réseau. De nombreuses lignes et transformateurs existants sont déjà en service depuis des décennies et doivent être remplacés. Parallèlement, une étude montre que le réseau électrique existant pourrait en fait déjà être plus sollicité que ce que l'on pense souvent, si les Points de connexion au réseau être mieux utilisés. L'énorme besoin d'investissement résulte également d'autres modernisations.

Un moteur essentiel est la l'électrification croissanteLa transition vers une économie verte est en cours. La consommation d'électricité en Allemagne va considérablement augmenter dans les décennies à venir, notamment en raison de l'utilisation accrue de Voitures électriques et Pompes à chaleur ainsi que l'électrification des processus dans l'industrie. Les nouveaux groupes de consommateurs et les nouveaux procédés nécessitent de grandes quantités d'énergie électrique que le réseau électrique doit gérer. Parallèlement, la part des énergies renouvelables, notamment celles issues d'installations éoliennes et solaires, ne cesse de croître. Ces installations alimentent le réseau de manière décentralisée et volatile, ce qui pose de nouveaux défis au réseau électrique. Il doit non seulement transporter plus d'électricité, mais aussi répondre de manière flexible aux alimentation fluctuante à partir de sources d'énergie renouvelables.

Environ 200 milliards d'euros pour l'extension du réseau électrique de distribution d'ici 2045

Les coûts d'investissement pour l'extension des réseaux de distribution ne cessent d'augmenter. Selon les estimations actuelles de l'Agence fédérale des réseaux, environ 200 milliards d'euros seront investis dans l'extension des réseaux de distribution. Cette somme est nettement supérieure aux estimations précédentes, ce qui est principalement dû à l'augmentation des coûts des matériaux, à la hausse des coûts de la main-d'œuvre et aux retards juridiques dans la mise en œuvre des projets de construction. En plus des câbles et des transformateurs, il faut en outre systèmes de contrôle intelligents qui garantissent à la fois l'efficacité et la stabilité des réseaux. Les experts mettent en garde contre la disponibilité limitée de tous les composants techniques nécessaires et contre une concurrence mondiale qui pourrait faire augmenter encore les coûts de l'extension du réseau électrique d'ici 2045. Un soutien à la mise en place d'un propre production allemande est fortement conseillé par eux.  

La décision est en outre particulièrement coûteuse, renforcé Câble de terre à la place des lignes aériennes. Cette directive politique a été prise pour réduire l'opposition de la population, car les câbles souterrains sont moins visibles et donc plus discrets d'un point de vue esthétique. Toutefois, les câbles souterrains sont considérablement plus chers à construire et à entretenir que les lignes aériennes. Les experts estiment que l'utilisation accrue des lignes aériennes permettrait à elle seule d'économiser jusqu'à 35,3 milliards d'euros. Malgré ces économies potentielles, le retour aux lignes aériennes est politiquement rejeté, car on craint qu'il n'entraîne de nouveaux retards et des coûts supplémentaires.

Une extension solide du réseau électrique jusqu'en 2045 est indispensable

Les défis liés à l'extension des réseaux de distribution sont importants, mais cette extension est indispensable à la sécurité de l'approvisionnement. La transition verte, l'électrification croissante et la part grandissante des énergies renouvelables rendent nécessaire une modernisation complète du réseau électrique existant. Cela nécessite non seulement un investissement financier considérable, mais aussi une planification flexible qui tienne compte de l'évolution des conditions technologiques et économiques. C'est la seule façon de garantir que le réseau électrique allemand reste stable, efficace et durable à l'avenir.

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• Hausse des tarifs du réseauComment la politique répond-elle à ces défis ?
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Calcul du prix de revient

Pour cette étude, les chercheurs ont LCOE (Levelized Cost of Electricity) des différentes technologies de production d'énergie, en tenant compte de différentes voies de développement et de prix. Des paramètres de coûts spécifiques dans le contexte économique européen ainsi que la planification de la politique énergétique du système énergétique allemand ont également été pris en compte.

Pour calculer le prix de revient des systèmes de batteries PV, les chercheurs ont rapporté le coût des accumulateurs à la capacité utile, frais d'installation inclus. La durée de vie technique et financière des installations PV a été estimée à 30 ans et celle des batteries de stockage à 15 ans. L'analyse a ainsi examiné deux ratios typiques pour les grands systèmes de stockage associés à des installations PV commerciales, à savoir un ratio de 2:1 pour grandes installations montées sur le toit et un rapport de 3:2 pour Installations au sol.

Résultats de la comparaison des prix de revient, systèmes de batteries PV inclus

Comme l'avait déjà montré la dernière évaluation des chiffres de 2022, les Coûts de production de l'électricité PV sont largement en tête par rapport aux autres sources d'énergie. Selon la nouvelle étude de l'institut Fraunhofer ISE, elles ont même pu désormais accroître leur avance.

Les variantes les plus avantageuses de production d'électricité restent Parcs solaires. Ils se situent actuellement entre 4,1 et 6,9 centimes d'euro par kilowattheure. D'ici 2045, ces coûts pourraient être réduits à 3,1 à 5,0 centimes par kilowattheure, prévoient les chercheurs. Photovoltaïque sur les toits produisent actuellement entre 5,7 et 8,8 cents par kilowattheure dans le sud de l'Allemagne et entre 7,8 et 12 cents dans le nord. Ces valeurs pourraient également baisser dans 20 ans pour atteindre entre 4,9 et 10,4 centimes d'euro par kilowattheure.

Ce qui est nouveau, c'est que l'on sait déjà que les prix de revient des installations photovoltaïques combinés à des Accumulateurs de grande capacité faible sont considérés comme centrales électriques conventionnelles. Les chercheurs ont calculé un prix actuel compris entre 7,3 et 16,0 centimes d'euro par kilowattheure pour les grands systèmes de batteries PV. Dans le cas de la combinaison d'installations au sol et de batteries de stockage, les coûts se situent entre 6,0 et 10,8 centimes d'euro par kilowattheure.

Si les prix du stockage devaient baisser pour atteindre les prix prévus de 180 à 700 euros par kilowattheure d'ici 2045, l'Institut Fraunhofer prévoit même des coûts de revient pour les systèmes de batteries PV en toiture compris entre 4,9 et 10,4 et pour les systèmes de batteries PV au sol compris entre 3,1 et 5,0 cents. Dans l'ensemble, les résultats montrent toutefois que les coûts varient en fonction de la taille de l'installation PV et du rapport entre la puissance PV et le stockage sur batterie.

En comparaison, le prix de revient des centrales fossiles est aujourd'hui nettement plus élevé : les centrales au lignite coûtent entre 15,1 et 25,7 centimes d'euro, les centrales au charbon entre 17,3 et 29,3 centimes d'euro, les centrales à cycle combiné entre 10,9 et 18,1 centimes d'euro et les centrales à gaz flexibles entre 15,4 et 32,6 centimes d'euro par kilowattheure. Les centrales nucléaires se situent entre 13,6 et 49,0 cents par kilowattheure. Si l'on passe du gaz naturel à l'hydrogène en 2035, le coût sera de 20,4 à 35,6 centimes par kilowattheure.

Extensible : systèmes de batteries PV dans l'industrie

La plupart des systèmes de stockage qui contribuent aujourd'hui à la capacité totale de stockage en Allemagne sont soit des systèmes de stockage domestique d'une capacité inférieure ou égale à 30 kWh, soit des systèmes de stockage à grande échelle d'une capacité supérieure à 1 000 kWh. Les stockages d'une capacité comprise entre 5 et 10 kWh représentent 45% de la capacité totale, tandis que les stockages de 10 à 20 kWh représentent 28%. Les grands systèmes de stockage de plus de 1 MWh contribuent à hauteur de 13%, et les petits systèmes de stockage de moins de 5 kWh représentent 7%. En revanche, les accumulateurs de 30 à 1 000 kWh, typiquement utilisés dans le secteur commercial et industriel, ne jouent jusqu'à présent qu'un rôle secondaire.

C'est pourtant dans ce domaine que les systèmes de batteries peuvent faire valoir leurs avantages pour les entreprises à forte consommation d'énergie. Cela est possible grâce à Peak Shaving, Décalage de charge und intelligentem Lastmanagement. Netzentgeltreduktionen winken beispielsweise auch bei einer atypischen Netznutzung oder durch konstante Verbrauchswerte. Darüber hinaus eignen sich Batteriespeicher zur Optimisation de la consommation propre der selbst erzeugten Energie, Stabilisierung des eigenen Firmennetzes oder als zusätzliche Einnahmequelle auf dem Regelenergie-Markt.

Les systèmes de batteries PV sont rentables et les prix de revient baissent

Les prix de revient des énergies renouvelables, en particulier du photovoltaïque, continuent d'évoluer positivement, même lorsque le stockage est intégré. Selon l'étude, les nouvelles installations solaires, même avec stockage, sont compétitives par rapport aux centrales électriques conventionnelles. Le coût de l'électricité solaire stockée temporairement dans des batteries se situe entre 6 et 22,5 centimes d'euro par kilowattheure, selon la taille du système. Dans le même temps, les Recettes de stockage de la batterie en continu.

Sans stockage, les coûts sont encore plus bas. D'ici 2045, les coûts de l'énergie solaire et éolienne continueront à baisser, tandis que les centrales électriques conventionnelles deviendront plus chères. Les solutions de stockage restent importantes pour compenser la production d'électricité dépendante des conditions météorologiques, mais elles font légèrement augmenter les coûts. Malgré ces coûts supplémentaires, les énergies renouvelables restent moins chères que les alternatives fossiles, à l'exception du gaz naturel. Les technologies telles que l'hydrogène et la biomasse offrent une certaine flexibilité, mais leur coût est plus élevé.

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18.000 km de nouveaux tracés pour l'extension du réseau électrique

Les quatre grands gestionnaires de réseau de transport prévoient que la consommation d'électricité en Allemagne augmentera d'ici 2045 doubler de l'énergie solaire. De plus, la part des énergies renouvelables sera alors d'environ 700 GW par an, prévoient-ils. Le réseau électrique allemand actuel, long d'environ 37.000 km, est déjà complètement saturé aujourd'hui. Pour répondre aux besoins futurs, le réseau électrique devrait donc être augmenté de 18 000 km sera étendu. Trois nouveaux tracés nord-sud et deux nouveaux tracés est-ouest sont prévus à cet effet, pour une longueur totale de 4.800 km. En outre, les experts prévoient 8.500 km de nouveaux tracés pour la connexion des parcs éoliens offshore. Les 4.700 km restants serviront à renforcer les liaisons existantes.

Les facteurs de coûts pour l'extension du réseau électrique

Les estimations des coûts d'investissement pour l'extension du réseau électrique ne cessent d'augmenter pour diverses raisons. Un moteur essentiel est mis à jour ou projets modifiés ainsi que la concurrence mondiale pour les composants électrotechniques. Le site forte demande mondiale de produits spéciaux nécessaires à l'extension du réseau électrique font grimper les prix. De plus, l'alimentation croissante de producteurs d'électricité décentralisés tels que les éoliennes et les installations solaires ainsi que la consommation d'électricité en croissance rapide par les Pompes à chaleur et Voitures électriques des investissements considérables dans le développement et la gestion intelligente des réseaux de distribution.

La transition énergétique nécessite d'importants réseaux de lignes, notamment pour acheminer l'électricité verte du nord de l'Allemagne vers le sud. De plus, elle doit être transportée depuis les installations SER décentralisées jusqu'aux consommateurs. Dans ce contexte, l'inflation, l'augmentation des coûts de matériel et de personnel ainsi que les litiges juridiques contribuent à la hausse des coûts.

La décision prise en 2015 de souterrain au lieu de en surface a également entraîné une augmentation considérable des coûts. La construction de câbles souterrains est plus chère, plus compliquée et demande plus d'entretien. Le veto de la Bavière a significativement retardé des projets tels que Südlink et Südostlink, ce qui a également mis en péril l'acceptation par le public de la transition énergétique. L'Agence fédérale des réseaux estime que 35,3 milliards d'euros pourraient être économisés si, à la place Lignes aériennes seraient utilisées. Bien que certains Länder et partis politiques demandent un retour aux lignes aériennes, plus avantageuses, le ministre fédéral de l'Économie Robert Habeck refuse de modifier la réglementation afin d'éviter de nouveaux retards et des coûts de planification supplémentaires.

La répartition des coûts de l'extension du réseau électrique n'est pas claire

Les coûts de l'extension du réseau électrique sont principalement dus Rémunérations du réseau électrique des consommateurs. Ces tarifs ont déjà plus que doublé l'année dernière, passant de 3,12 à 6,43 centimes d'euro par kilowattheure pour les ménages privés, et devraient probablement augmenter à l'avenir. continuer à augmenter. Les décisions politiques concernant le financement de l'extension du réseau électrique n'ont pas encore été prises définitivement. Comme alternative à l'augmentation des tarifs du réseau, le gouvernement fédéral pourrait financer une partie des coûts par les impôts ou obliger les groupes énergétiques à supporter eux-mêmes les coûts. Pour Subventions et Subventions elle devrait toutefois mettre à disposition des moyens budgétaires.

Les gestionnaires de réseau et les entreprises d'énergie ont également la possibilité d'investir dans le secteur privé via des modèles de financement à long terme tels que Crédits ou Emprunts de l'environnement. Les partenariats public-privé (PPP) ou les obligations vertes (green bonds) sont des exemples de solutions. Les banques internationales de développement comme la Banque européenne d'investissement (BEI) peuvent également offrir une aide financière sous forme de prêts et de crédits. Ces derniers sont garantis par des contrats à long terme et des sources de revenus stables et offrent une aide financière en particulier pour les projets présentant un intérêt public important.

Globalement, le financement de l'extension du réseau électrique en Allemagne nécessite un mélange de différentes sources afin de couvrir les coûts considérables tout en garantissant que le financement soit viable et équitablement réparti. Une planification à long terme ainsi qu'une capacité d'adaptation à l'évolution des conditions économiques et technologiques sont essentielles.

Conclusion

Le financement de l'extension du réseau électrique en Allemagne représente un défi considérable, car les coûts ne cessent d'augmenter. Les estimations actuelles de l'Agence fédérale des réseaux s'élèvent à 327,7 milliards d'euros pour les réseaux de transport et à environ 200 milliards d'euros pour les réseaux de distribution d'ici 2045. Les facteurs de coûts sont les changements de projets, la concurrence mondiale pour les composants électrotechniques, les besoins accrus liés aux énergies renouvelables, aux pompes à chaleur et aux voitures électriques ainsi que le choix de tracés souterrains plus coûteux.

L'avenir nous dira si l'estimation actuelle plus élevée des coûts d'extension du réseau électrique se prête à une planification à long terme en raison des changements économiques et technologiques. Jusqu'à présent, les chiffres ont toujours été revus à la hausse.

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Différences entre charge de bande et charge de base

"Charge de bande" et "charge de base" sont souvent utilisées comme synonymes, mais il existe des différences, notamment dans le contexte de la production et de la consommation d'énergie.

La charge de la bande se réfère à une charge constante sur une période donnée, qui doit être couverte en continu. Ce terme est souvent utilisé pour décrire la puissance nécessaire constante qu'une centrale dite de base doit fournir pour couvrir la demande continue. Le terme de charge de bande désigne en outre la consommation constante d'un consommateur d'électricité. Cela comprend tous les consommateurs constants d'une entreprise. Dans la mesure où, par exemple, une entreprise produit 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7 et n'arrête jamais ses machines et ses processus, cette consommation compte comme charge de bande.

Le site Charge de base en revanche, se réfère à la charge électrique minimaleLa consommation d'électricité est toujours présente sur une longue période. Ce terme est souvent utilisé pour décrire la demande constante d'électricité qui existe à toute heure du jour et de la nuit. La charge de base est donc la Charge de base ou encore la charge la plus faible qui doit être fournie en permanence par les centrales électriques afin de répondre à la demande continue des consommateurs. La charge de base d'une entreprise se calcule par exemple à partir de la consommation électrique des serveurs, de l'infrastructure informatique, du chauffage, de la ventilation, des systèmes de sécurité et de surveillance ou de l'éclairage qui sont allumés en permanence.

Un courant de bande avantageux pour les entreprises grâce aux charges de bande

Les entreprises qui consomment beaucoup d'électricité, et qui disposent généralement d'un raccordement à moyenne tension, concluent généralement des contrats individuels avec leurs fournisseurs d'électricité. Dans ce contexte, il est encore extrêmement avantageux que la consommation soit la plus constante possible. Ce type de livraison est appelé livraison en ruban et l'électricité livrée est appelée courant en ruban. En raison de la consommation toujours identique de l'entreprise, les quantités d'électricité fournies sont aussi plus facile à planifier pour les fournisseurs. Cet avantage se reflète clairement dans les conditions des contrats de fourniture d'électricité. Jusqu'à présent, la fourniture d'électricité en ruban n'était pas possible pour les entreprises. moins cherLes prix de l'électricité ne sont pas encore très élevés, même si des livraisons supplémentaires d'électricité de pointe peuvent être nécessaires pour compenser les fluctuations.

Réglementation légale pour les consommateurs de courant en ruban

Pour le législateur, les entreprises qui achètent de l'électricité en ruban se distinguent par un "comportement d'utilisation particulier". L'ordonnance sur la rémunération du réseau électrique (StromNEV) stipule que ces consommateurs doivent bénéficier d'une rétribution individuelle du réseau conformément au § 16. Cela est réglementé par § 19 al. 2 StromNEV. Ainsi, les entreprises qui consomment plus de 7000, 7500 ou même 8000 heures d'électricité de manière aussi constante que possible bénéficient de réductions de la rétribution du réseau pouvant aller jusqu'à 90 pour cent. Le régime est également connu sous le nom de "Règle des 7 000 heures". Une deuxième possibilité pour les entreprises de réduire les rétributions du réseau consiste à "utilisation atypique du réseau"qui est également régie par l'article 19, paragraphe 2. Environ 4 600 entreprises allemandes bénéficient actuellement de ces deux modèles d'économie de la rémunération du réseau.

Critique du rabais pour la charge et le courant en ruban

Les rabais pour les consommateurs de charge en ruban et d'électricité en ruban selon l'article 19, paragraphe 2, de la StromNEV sont disponibles à l'adresse suivante critiques importantesLa plupart des pays européens ne sont pas favorables à la production d'électricité à partir de sources renouvelables. L'une des principales critiques est qu'elle est en contradiction avec l'injection de plus en plus volatile d'énergies renouvelables.

Comme le régime récompense une consommation d'électricité constante, les entreprises à forte consommation d'énergie n'ont pas besoin d'adapter leurs habitudes de consommation. La nécessité de réagir de manière flexible à l'offre d'énergies renouvelables disparaît. Les réductions importantes des tarifs de réseau permettent également d'utiliser la flexibilité déjà existante et d'investir dans des technologies de flexibilité énergétique est entravée. Cela entrave la nécessaire flexibilisation de la demande en électricité dans le système énergétique allemand, nécessaire à une intégration réussie des énergies renouvelables.

D'un point de vue économique, à long terme, la réglementation Compétitivité de l'industrie allemande car elle freine l'innovation et l'adaptation à la transition énergétique, préviennent les critiques. De plus, les rabais sur les tarifs de réseau entraîneront une distorsion du marché en favorisant certains profils de consommation et en en pénalisant d'autres. Cela pourrait conduire à des investissements inefficaces et à une répartition inégale des coûts de la transition énergétique, selon les experts.

De même, les Sécurité de l'approvisionnement est un aspect critique. En entravant la demande flexible, la réglementation pourrait mettre en péril la sécurité d'approvisionnement, car le réseau électrique est moins en mesure de réagir aux fluctuations de l'offre d'énergies renouvelables. Une demande constante d'électricité implique que les centrales fossiles doivent rester en service plus longtemps pour couvrir la charge de base, ce qui va à l'encontre de la décarbonisation du système énergétique.

Politique environnementale la réglementation est en contradiction avec les objectifs du Green Deals de l'Union européenne, qui vise à une décarbonisation globale et à la promotion des énergies renouvelables. Elle empêche les innovations et les adaptations nécessaires dans les processus de production pour atteindre ces objectifs.

Dans l'ensemble, l'article 19, paragraphe 2, de l'StromNEV est critiqué parce qu'il entrave la capacité d'adaptation de la consommation d'électricité à l'injection fluctuante d'énergies renouvelables, ce qui a des répercussions négatives sur la sécurité d'approvisionnement, la compétitivité de l'industrie et la réalisation des objectifs de politique environnementale.

Quel est l'avenir du § 19 StromNEV et des privilèges de charge et de courant en ruban ?

Fin 2023, la Cour de justice des Communautés européennes a décidé que les Autorités de régulation des États membres plus d'autonomie 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.

Dans le cadre de la nouvelle Initiative de croissance du gouvernement fédéral allemand et après l'arrêt de la CJCE accordant plus de souveraineté à l'Agence du réseau, elle a annoncé fin juillet 2024 une Réforme des rabais sur les tarifs de réseau 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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Pourquoi la réforme des rabais sur les tarifs de réseau est-elle nécessaire ?

L'approche existante pour le calcul des tarifs de réseau est basée sur un système électrique caractérisé par une production constante d'électricité par des centrales à charbon et nucléaires. Jusqu'à présent, les entreprises industrielles bénéficient de rabais sur leurs Rémunérations du réseau électriqueLes consommateurs d'électricité ont besoin de plus d'électricité s'ils maintiennent leur consommation d'électricité stable ou s'ils l'augmentent pendant les périodes de faible charge du réseau. L'Agence fédérale des réseaux recommande donc Charge de bande et courant de bande Régulation (également connue sous le nom de "règle des 7.000 heures") ainsi que les avantages en matière de utilisation atypique du réseau de la part de l'État. Actuellement, plus de 4 500 entreprises profitent de ces rabais sur les tarifs de réseau conformément à l'article 19, paragraphe 2 de la loi allemande sur l'électricité (StromNEV), ce qui leur permet d'économiser au total un milliard d'euros par an.

Avec l'augmentation de la part des énergies renouvelables volatiles dans le mix électrique allemand, qui atteindra déjà près de 60 pour cent Mais ces règles rigides ne sont plus adaptées, estime l'Agence fédérale des réseaux. Dans l'ensemble, la consommation de l'industrie doit être plus flexible et la charge résiduelle minimisée. En principe, il restera Privilège de rémunération du réseau de l'électricité. Mais à l'avenir, ils ne seront attribués qu'aux entreprises capables d'adapter leur consommation d'électricité de manière dynamique et actuelle.

Klaus Müller, président de l'Agence fédérale des réseaux, souligne que "les anciens rabais sur les tarifs de réseau ne correspondent plus aux exigences d'un système électrique caractérisé par des parts élevées de production d'électricité renouvelable". Il est donc nécessaire de passer d'un rigide à un système flexible nécessaire qui s'adapte à l'offre actuelle d'électricité.

Points clés de la réforme des rabais sur les tarifs de réseau pour l'industrie

La réforme prévoit donc que les entreprises grandes consommatrices d'électricité puissent réduire leurs tarifs de réseau si elles adaptent leur consommation à l'offre actuelle d'électricité. Le critère de référence doit être le niveau de consommation prix fluctuant de l'électricité en bourse être. Cela signifie que les entreprises peuvent réduire leurs tarifs de réseau si elles augmentent leur consommation d'électricité au moment où une grande quantité d'électricité renouvelable est disponible sur le réseau, et inversement. Ce système vise à inciter Production en période de forte offre d'électricité à augmentent et, en période de pénurie, à étrangler. Le paramètre principal des nouveaux rabais sur les tarifs de réseau sera donc le montant de la variation de charge individuelle en fonction des prix horaires day-ahead échelonnés à la bourse de l'électricité.

Simone Peter, présidente de l'association allemande des énergies renouvelables (BEE), a salué cette approche de la réforme des rabais sur les tarifs de réseau pour l'industrie. Selon elle, "les rétributions du réseau doivent permettre d'envoyer des signaux aux consommateurs industriels pour qu'ils se comportent en fonction du marché et de manière systémique". Cela pourrait réduire les fluctuations de prix sur le marché de l'électricité, soulager les réseaux et réduire les coûts.

Mise en œuvre et défis pour la nouvelle réglementation des rabais sur les tarifs de réseau

Comment développer un système technique qui permette à l'industrie de répondre de manière flexible aux besoins des consommateurs ? Évolution des quantités d'électricité et des prix sera discutée au cours des prochains mois. Dans un premier temps, l'Agence fédérale des réseaux ne souhaite pas surcharger l'industrie. Périodes de transition de l'accorder. Au début, elle souhaite plutôt de cette manière Impulsions afin de pouvoir gérer les consommations de manière plus agile. Cela contribuera à moyen et long terme à désengorger les réseaux électriques et à réduire les coûts d'extension du réseau. Pour cela, l'Agence fédérale des réseaux a également prévu exceptions régionales de créer, si nécessaire, et d'accorder des dispositions transitoires afin de permettre une adaptation progressive.

La réforme, élément de la nouvelle stratégie énergétique allemande

La réforme des rabais sur les tarifs de réseau pour l'industrie par l'Agence fédérale des réseaux est un pas important vers la flexibilisation de la consommation d'électricité et donc vers le soutien de la transition énergétique en Allemagne. En incitant à une un comportement de consommation adapté au système elle peut contribuer à relever les défis d'un système électrique comportant une part importante d'énergies renouvelables.

Le nouveau débat sur la création d'un fonds de pension allemand va dans le même sens. Marché de capacité dans le cadre de l'initiative de croissance ou le projet de Loi sur la sécurité des centrales électriques. Les éléments constitutifs de la nouvelle stratégie visant à garantir l'approvisionnement futur en électricité se retrouvent également dans le nouveau programme récemment lancé, intitulé "Énergie renouvelable".Utiliser au lieu de réguler 2.0". Mais même cela, ne peut pas remplacer l'extension urgente et nécessaire du réseau, mais seulement l'atténuer.

Quel est l'avenir des rabais sur les tarifs de réseau ?

La consultation publique sur le document de référence se poursuit jusqu'au 18 septembre 2024. Après les contributions des différentes associations et industries à forte consommation d'énergie, l'élaboration de la loi aura lieu. Les réglementations finales devraient entrer en vigueur début 2026.

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Rien qu'en 2023, les installations de production d'énergie renouvelable en Allemagne ont été réduites de 10 TWh déconnectés. Cela représentait environ 4 % de la production totale d'énergie renouvelable. Ce bridage entraîne non seulement la perte d'électricité neutre pour le climat, mais aussi des augmentation de Redispatch-coûts. Sur la base de la stratégie initiale, un nouveau projet appelé "Nutzen statt Abregeln 2.0" a donc été voté fin 2023 et intégré dans l'article 13k de la loi allemande sur l'énergie. Celui-ci inclut désormais l'utilisation des technologies les plus modernes et de nouvelles mesures réglementaires.

Au total, 21 associations, groupes d'intérêt et entreprises ont participé aux consultations. Néanmoins, Klaus Müller, président de la Bundesnetzagentur, a insisté à la fin sur le fait que le nouvel outil pas de remplacement pour une réponse rapide et adaptée aux besoins Extension du réseau représente.

Objectifs de "Utiliser plutôt que régler 2.0

"Nutzen statt abregeln 2.0" a pour objectif d'optimiser l'intégration des énergies renouvelables dans le réseau électrique allemand et d'augmenter l'efficacité de l'ensemble du système énergétique. La préoccupation centrale est la Réduction de la régulation d'installations éoliennes et solaires en raison de goulets d'étranglement dans le réseau. L'électricité excédentaire doit être demande supplémentaire d'électricitéLa production d'électricité peut donc être utilisée à bon escient. Par le biais de prévisions et de procédures d'attribution, on souhaite adapter la demande aux périodes de forte production et la gérer au niveau régional.

Fonctions et points clés de "Utiliser au lieu de régler 2.0".

"Utiliser au lieu de réguler 2.0" prévoit dans un premier temps de céder à bas prix les quantités d'électricité régulées aux consommateurs supplémentaires. Après cette première phase de test, au cours de laquelle une procédure d'attribution simplifiée s'applique, l'électricité excédentaire sera ensuite Procédure d'enchères aux installations de consommation activables dans les régions de délestage. Pour ce faire, le nouveau § 13k EnWG permet aux quatre gestionnaires de réseau de transport (GRT) d'attribuer de l'électricité à un prix réduit aux exploitants de charges connectables. Tennet, Amprion, 50Hertz et Transnet BW publient à cet effet quotidiennement une Prévisions sur 24 heures des quantités d'électricité excédentaires dans les régions de délestage concernées. Cela permet aux consommateurs éligibles de planifier leur consommation d'électricité de manière à ce qu'il n'y ait pas de congestion du réseau le jour suivant.

L'Agence fédérale des réseaux (BNetzA) et les GRT ont conçu et défini jusqu'à mi-2024 des critères spécifiques pour la participation à "Nutzen statt Abregeln 2.0". Selon ces dispositions, dans un premier temps, les exploitants d'installations qui produire de la chaleur électriquement ou stockage connecté au réseau de l'Union européenne. Sont également autorisés à participer Électrolyseurs et Pompes à chaleur de grande taille. Il est prévu d'élargir ultérieurement l'éventail des participants à d'autres technologies de couplage de secteurs.

Phase d'expérimentation et développements futurs

A partir du 1er octobre 2024, les gestionnaires de réseau de transport entameront une phase d'essai de deux ans avec la procédure d'allocation simplifiée. A partir du 1er avril 2025, les gestionnaires de réseau de distribution devraient également pouvoir utiliser cet instrument. La procédure d'appel d'offres concurrentielle sera développée en parallèle.

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Raisons de la loi sur la sécurité des centrales électriques

L'Allemagne doit combler le vide laissé par Sortie de la Production d'électricité à partir de charbon est créée. Les centrales électriques au gaz naturel sont certes une alternative, mais elles continuent de générer des émissions de CO₂ et deviennent donc de moins en moins intéressantes sur le plan économique. De plus, elles seront de moins en moins nécessaires à l'avenir en raison de la part croissante des énergies renouvelables. Pour ces raisons, pratiquement aucun groupe à vocation économique n'investit actuellement dans de telles centrales en tant que technologie de transition. La loi sur la sécurité des centrales électriques doit changer cette situation grâce à des appels d'offres et des subventions.

Types et emplacements des nouvelles centrales

Le gouvernement fédéral mise avant tout sur les centrales à hydrogène, qui utilisent l'hydrogène vert à partir d'énergies renouvelables ou l'hydrogène bleu à partir de gaz naturel, le CO₂ étant stocké. Les centrales électriques à biomasse sont également une option. Au total, il est prévu de 12,5 GW de nouvelles capacités seront créés. Sur ce total, 5 GW de centrales à gaz H2-ready et 2 GW de modernisations feront l'objet d'un appel d'offres et seront converties à l'hydrogène au plus tard huit ans après leur mise en service. En outre, 0,5 GW de centrales électriques fonctionnant uniquement à l'hydrogène et 0,5 GW de stockage sont prévus. Un autre appel d'offres suivra pour 5 GW de centrales à gaz, qui devront être climatiquement neutres en 2045. Les nouvelles installations seront principalement situées dans le sud de l'Allemagne afin de garantir la stabilité du réseau et de réduire les coûts de redispatching.

Financement et coûts de la loi sur la sécurité des centrales électriques

Un mécanisme dit de capacité est mis en place pour assurer le financement ultérieur. Ce mécanisme doit intervenir à partir de 2028 et comprend une Prélèvement sur le prix de l'électricité. Le gouvernement fédéral estime que les coûts pour l'ensemble de la période de subvention s'élèvent à environ 20 milliards d'euros. Une partie du financement devrait être assurée par le Fonds pour le climat et la transformation ou par le budget fédéral et l'autre partie par la répartition. Selon les estimations des experts, les coûts supplémentaires pourraient augmenter le kilowattheure d'électricité de Renchérir de 0,5 à 1 cent.

Evolution générale du marché de l'électricité

Ab 2028 plant die Bundesregierung eine Umstellung des deutschen Strommarktes von einem reinen Vergütungssystem auf einen Marché de capacité. Dans ce nouveau modèle, ce n'est pas seulement l'énergie effectivement produite qui doit être rémunérée, mais aussi la mise à disposition de capacités, même si celles-ci ne sont pas utilisées. En Grande-Bretagne, en Belgique ou en Pologne, des capacités d'énergie pure sont aujourd'hui déjà négociées ou mises aux enchères sous cette forme. Les objectifs sont d'augmenter la sécurité d'approvisionnement et de stabiliser le réseau électrique, notamment pendant les périodes où le vent et le soleil sont peu présents.

Calendrier pour la loi sur la sécurité des centrales électriques

Le premier appel d'offres pour les installations est prévu pour fin 2024 ou début 2025. Après les consultations et les autorisations, les premiers projets devraient démarrer d'ici 2026. En parallèle, le BMWK travaille sur un document d'options pour la conception du mécanisme de capacité, qui devrait être pleinement opérationnel d'ici 2028.

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Promotion des énergies renouvelables

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 Coûts d'investissement afin de garantir des signaux de prix non faussés. De plus, l'intention est de réduire l'aide aux nouvelles installations en cas de des prix négatifs de l'électricité en principe à partir de 2025. Les petites installations en sont exclues dans un premier temps. Le gouvernement fédéral souhaite également réduire progressivement l'obligation de commercialisation directe de l'électricité à partir de 2025 pour les installations d'une taille supérieure à 25 kWp.

Le stockage de l'électricité, un élément important de l'initiative de croissance

Un autre objectif de l'initiative de croissance pour le marché de l'énergie est d'optimiser les conditions-cadres pour l'utilisation de l'électricité ou du gaz naturel. Stockage sur batteriey compris des signaux de prix non faussés et des tarifs de réseau régionaux variables dans le temps. Il s'agit en particulier de Processus de planification et d'approbation pour les projets de stockage accélère être mieux utilisés pour exploiter les énergies renouvelables volatiles.

Coûts du réseau, rémunération du réseau & taxe sur l'électricité

Les coûts de réseau doivent être réduits et les tarifs de réseau stabilisés dans le cadre de l'initiative de croissance, afin de soulager les entreprises et les ménages. Pour ce faire, il est prévu Rémunération du réseau variable dans le temps et des mesures de Utilisation de l'électricité excédentaire ainsi que l'utilisation de lignes virtuelles et d'équipements de réseau. Le site Réduction de la taxe sur l'électricité pour le cercle actuel des bénéficiaires reste durablement fixé au minimum européen de 0,05 ct/kWh. Pour ce faire, la coalition ampélographique souhaite Compensation du prix de l'électricité (SPK) prolonger jusqu'en 2030 et l'étendre à d'autres secteurs économiques.

Mécanisme de capacité selon l'initiative de croissance

Un mécanisme de capacité échelonné doit être mis en place afin de garantir l'approvisionnement en électricité à long terme. Il est prévu de Appels d'offres pour des capacités de production supplémentairesdont cinq gigawatts pour les nouvelles centrales au gaz naturel et cinq gigawatts pour les centrales à gaz fonctionnant à l'hydrogène. Ces mesures seront concrétisées dans une nouvelle loi sur la sécurité des centrales électriques.

Donner la priorité au design du marché pour les centrales électriques & les SER

Un nouveau Design de marché pour les centrales électriques doit donner la priorité aux énergies renouvelables et à la flexibilité, avec pour objectif d'atteindre une part d'au moins 80% d'énergies renouvelables dans l'approvisionnement en électricité d'ici 2030. Tous les Obstacles du côté de l'offre et de la demande doivent démantelé être mis en place afin de créer un marché de l'électricité plus flexible, bénéficiant de prix de l'électricité avantageux lorsque le vent et le soleil sont abondants.

Autres mesures

Des mesures supplémentaires comprennent l'accélération de la montée en puissance de l'hydrogène, l'évaluation de la Appels d'offres pour l'éolien offshore, le développement échelonné du réseau pour réduire les coûts, assurer et Diversification de l'approvisionnement en gazqui Promotion de l'énergie de fusion et la décarbonisation de l'approvisionnement en chaleur.

Réactions et préoccupations concernant l'initiative de croissance

De nombreux experts et le Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) saluent la nouvelle flexibilité sur le marché de l'électricité. Ils mettent toutefois en garde contre un passage abrupt de la Prime de marché sur Subventions d'investissementCela pourrait entraîner des incertitudes et une réticence à investir. La suppression prévue de la couverture en cas de prix négatifs pour les nouvelles installations SER à partir de 2025 est considérée par la BEE comme ".signe fatal".

Comment évaluer l'initiative de croissance pour le marché de l'énergie ?

Le gouvernement fédéral prévoit d'importantes réformes visant à moderniser le marché de l'énergie, à promouvoir les énergies renouvelables et à accroître la flexibilité du marché de l'électricité. Cela doit contribuer à long terme à un approvisionnement énergétique sûr et rentable et renforcer le dynamisme économique. Toutefois, le succès et la mise en œuvre pratique de ces mesures dépendent Capacité de financement et de sa faisabilité politique et pratique.

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Coûts plus élevés en raison des financements des marchés de capitaux privés

Le gouvernement néerlandais avait cherché à vendre, car il craignait les milliards d'investissements nécessaires, qui seraient en grande partie à réaliser en Allemagne. Au cours des dix prochaines années, Tennet prévoit Investissements de jusqu'à 160 milliards d'eurosLa majeure partie de cette somme est nécessaire en Allemagne. Le ministre néerlandais des Finances, Steven van Weyenburg, s'est dit déçu de l'échec des négociations et a souligné que le gouvernement allemand soutiendrait des solutions alternatives. Tennet prévoit de fournir des services publics ou marchés de capitaux privés pour se financer et reçoit le soutien d'un prêt d'actionnaire néerlandais de 25 milliards d'euros.

Réactions à l'échec de la vente du GRT

Le ministre de l'Économie Robert Habeck a regretté l'échec du deal, car une reprise Aurait pu réduire les coûts d'électricité et Aurait pu créer des synergies pourrait être mis en place. Michael Kruse, membre du FDP chargé de l'énergie, y voit un Signal d'alarme pour le climat d'investissement en Allemagne et appelle à un tournant économique. Malgré cela, Tennet restera l'un des quatre principaux gestionnaires de réseau de transport en Allemagne, jouant un rôle clé dans la transition énergétique. L'extension du réseau, notamment pour le transport de l'électricité éolienne du nord au sud de l'Allemagne, est indispensable et nécessite Des milliards d'investissements. Dans ce contexte, l'État fédéral détient également des parts dans les trois autres BNU, entre 20 et 25 %.

Le manque de fonds du FCT provoque maintenant des retards

Malgré d'intenses négociations entre les gouvernements néerlandais et allemand et la KfW, aucun accord n'a été trouvé. A l'origine, la KfW devait reprendre le réseau et le céder en partie à des tiers. investisseurs privés et l'État fédéral aurait conservé une minorité de blocage. L'opération prévue a toutefois échoué en raison des difficultés financières de l'Allemagne, aggravées par le désastre du Fonds pour le climat et la transformation (KTF). L'échec du deal retarde les investissements nécessaires dans la transition énergétique allemande est considérable. Les alternatives telles que la vente à des fonds d'infrastructure prennent du temps et sont compliquées. Les discussions sur des alternatives moins coûteuses mais plus longues, comme les lignes aériennes au lieu des lignes souterraines, contribuent encore à retarder les choses.

Conséquences de l'échec de la vente de Tennet à GRT

Les politiciens et les experts s'attendent maintenant à plusieurs conséquences de l'échec de la vente de Tennet par GRT. Il s'agit notamment

• Retards dans la modernisation urgente des réseaux électriques. L'échec du deal freine la mise en œuvre de projets nécessaires, comme la construction de lignes HVDC et de sous-stations électriques, indispensables au transport de l'électricité éolienne du nord vers le sud de l'Allemagne. Cela compromet la réalisation des objectifs climatiques dans les délais impartis et entraîne une augmentation des coûts à long terme.
• Le déficit de financement qui menace de s'élever à 160 milliards d'euros au cours des dix prochaines années doit maintenant être couvert par des modèles de financement alternatifs. Pour cela, il ne faut pas seulement des coûts plus élevés mais l'ensemble du processus devient plus compliqué et prend plus de temps.
• Sans les synergies prévues et les économies de coûts qu'aurait permis une reprise par la Confédération, les coûts d'extension du réseau seront plus élevés. Le manque de coordination entre les différents exploitants de réseau entraînera des Inefficacités mener.
• L'échec de l'accord est considéré comme un signal d'alarme pour le Climat d'investissement en Allemagne. Si même les États démocratiques hésitent à investir dans les infrastructures allemandes, cela découragera les investisseurs potentiels et réduira l'attractivité du site allemand.
• Incertitude politiqueL'absence d'accord entre les gouvernements concernés et les difficultés financières du budget allemand donnent une mauvaise image de la stabilité politique et de la capacité du gouvernement à faire avancer les grands projets d'infrastructure. Cela va saper la confiance dans la politique énergétique allemande.

Conclusion sur l'échec de la vente de Tennet au GRT

L'échec de la vente du GRT Tennet à l'Etat fédéral aura des conséquences importantes pour l'extension du réseau et la transition énergétique en Allemagne. Les négociations ont été interrompues en raison de problèmes budgétaires, ce qui entraîne des retards dans les projets d'infrastructure importants et augmente les coûts totaux ou les Rémunération du réseau augmente pour tout le monde. Tennet doit maintenant trouver des modèles de financement alternatifs, ce qui implique du temps et de la complexité supplémentaires. L'absence de prise en charge par l'État fédéral empêche les synergies et les réductions de coûts espérées, ce qui entraînera de nouvelles inefficacités.

Cet événement envoie un signal inquiétant sur le climat d'investissement en Allemagne et pourrait décourager les investisseurs potentiels. L'incertitude politique et les difficultés financières de l'Allemagne affectent la confiance dans la capacité du gouvernement à mener à bien de grands projets d'infrastructure. Globalement, l'échec du deal compromet la réalisation des objectifs climatiques dans les délais impartis et constitue un sérieux défi pour la future politique énergétique du pays.

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Ayants droit et différenciation

Sont éligibles les entreprises commerciales, les entreprises communales, les entrepreneurs individuels et les professions libérales ayant leur siège en Allemagne. Une distinction est faite entre PME (avec un minimum de 9 et un maximum de 249 employés et un chiffre d'affaires annuel maximum de 50 millions d'euros) ainsi que GU (grandes entreprises).

Stockage de batteries, points de charge rapide et connexions éligibles

Une aide est accordée pour l'achat et l'installation d'appareils stationnaires Mémoire tampon de la batterie et de nouveaux Points de charge rapide avec une Puissance de charge nominale à partir de 50 kW. En font également partie les raccordements au réseau nécessaires, dont la conception peut être adaptée pour l'intégration d'installations PV, ainsi que les travaux de génie civil et les systèmes de gestion de l'énergie ou de la charge. Sont toutefois exclues les prestations de planification de tiers, les prestations propres ainsi que les dépenses de leasing et de location.

Subventions dans le cadre du programme de soutien pour le stockage de batteries & les points de charge rapide

Toute entreprise peut déposer une demande et les subventions sont limitées à Limité à 5 millions d'euros. L'aide est accordée sous la forme d'une subvention avec financement partiel : PME avec 40 % et GU avec 20 %. Les dépenses éligibles par point de charge sont limitées à un montant maximal qui dépend de la puissance de charge maximale de ce point de charge. Les points de charge de 50 à 149 kW pour les PME sont financés à hauteur de max. 14.000 euros et pour les GU avec max. 7.000 euros sont encouragés. Les points de charge plus importants, de plus de 150 kW, sont soutenus par un maximum de 30.000 respectivement 15 000 euros subventionnés.

Conditions et période de mise en œuvre du programme de soutien

Les points de recharge rapide et les batteries de stockage doivent être installés en Allemagne et rester la propriété du demandeur pendant au moins deux ans. En outre, l'électricité doit provenir les sources d'énergie renouvelables et il ne doit y avoir que des une subvention pour l'ensemble du projet. L'entreprise dispose de 18 mois pour réaliser les mesures, à compter de la notification de la décision positive d'octroi de la subvention.

Conclusion sur le programme de soutien pour le stockage de batteries & les points de charge rapide

Le programme de soutien pour les points de charge rapide et le stockage de batteries offre une très bonne opportunité aux entreprises d'investir dans des technologies durables et orientées vers l'avenir. Grâce au soutien financier, les coûts initiaux élevés peuvent être considérablement réduits. Les entreprises devraient saisir cette opportunité pour Infrastructure de recharge ou de réduire leurs coûts énergétiques avec Stockage sur batterie de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Dans les deux cas, vous apportez une contribution importante à la transition énergétique.

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En revanche, un scénario de transition énergétique accéléréequ'un développement plus important et plus rapide des énergies renouvelables ainsi qu'une modernisation plus rapide des réseaux d'électricité et de chaleur aideraient l'Allemagne à atteindre son objectif de neutralité climatique d'ici 2045. Le coût total de ce scénario est estimé à 13,2 billions d'euros et pourrait même être moins cher à long terme, étant donné qu'aucun investissement supplémentaire ne serait nécessaire après 2045 et que les coûts de l'énergie diminueraient. Les auteurs recommandent donc de réduire rapidement les émissions de gaz à effet de serre et proposent des mesures telles que des prêts subventionnés par l'État afin d'accroître l'acceptation de la transition énergétique.

Étude PwC : les coûts énergétiques se taillent la part du lion

L'étude de PwC souligne que les Coûts énergétiques représentent la majeure partie du coût total de la transition énergétique, entre 60 et 80%tandis que la part des Coûts d'investissement seulement entre 20 et 40% sont en hausse. Dans le scénario accéléré, les investissements dans les secteurs de consommation tels que les ménages, l'industrie, les transports et autres s'élèvent à environ 5,3 billions d'euros, contre environ 3,9 billions d'euros dans le scénario "poursuite de la politique actuelle". Les coûts énergétiques agrégés jusqu'en 2050 s'élèvent à environ 7,9 billions d'euros dans le scénario accéléré et à 9,4 billions d'euros dans l'autre scénario. Grâce à la efficacité énergétique croissante les besoins énergétiques totaux diminuent, ce qui réduit également les coûts. Les coûts énergétiques dans le scénario accéléré sont d'environ un billion d'euros inférieurs à ceux du scénario "continuer comme avant".

Avantages d'un développement accéléré

L'avantage économique du scénario accéléré augmente avec la durée d'observation, car les effets positifs d'un approvisionnement en énergie neutre en émissions sont renforcés. Ce scénario favorise nouveaux modèles commerciaux, plus Investissements et emplois viables dans le domaine des technologies vertes, ce qui rend l'Allemagne plus attrayante dans la concurrence mondiale entre les sites. Bien que les résultats varient selon les secteurs économiques, l'avantage économique global du scénario accéléré l'emporte nettement. Les coûts d'investissement se situent principalement dans le secteur de l'énergie, notamment pour les énergies renouvelables et les réseaux d'électricité et de chaleur.

L'étude PwC prend en compte le retour sur investissement

Les coûts d'investissement sont répercutés sur les autres secteurs par le biais des prix des produits de base, des tarifs de réseau et des prélèvements, ce qui est pris en compte dans le coût total de leur neutralité en termes d'émissions de CO₂. Dans le secteur résidentiel, la décarbonisation nécessite principalement des mesures telles que l'approvisionnement en chauffage respectueux du climat et l'amélioration de l'efficacité des bâtiments. Dans le scénario accéléré, l'étude PwC vise un approvisionnement énergétique sans émissions, avec environ la moitié des ménages utilisant de l'électricité décentralisée et 40% de la chaleur centralisée comme le chauffage urbain. Les coûts totaux augmentent d'environ 0,5 billion d'euros d'ici 2050 par rapport au scénario "continuer comme avant", mais la baisse des coûts énergétiques est comparativement moins importante, car les investissements n'auront pas encore été amortis à cette date.

Les investissements à long terme sont rentables dans l'industrie

Plusieurs autres études ont déjà identifié des mesures de transformation possibles pour les Industrie qui ont été prises en compte dans cette analyse. Elles vont du changement de source d'énergie au captage et à l'utilisation du CO₂. Dans le scénario accéléré, la chaleur de processus de l'industrie est en grande partie couverte par l'électricité et l'hydrogène vert. Les coûts totaux de l'industrie augmentent plus lentement dans le scénario accéléré et sont légèrement inférieurs en 2050, principalement en raison d'une efficacité énergétique accrue. Les coûts énergétiques devraient augmenter, mais peuvent être compensés par des mesures d'efficacité énergétique globales, ce qui les fait baisser à partir de 2045 dans le scénario accéléré. Les investissements dans la protection climatique accélérée sont donc à long terme économique pour l'industrie moins cher que de s'en tenir au statu quo.

Promouvoir l'e-mobilité et l'efficacité des processus et des bâtiments

La décarbonisation du secteur des transports passe par l'électromobilité, les transports publics et le fret ferroviaire. Des investissements supplémentaires sont nécessaires pour augmenter la part de l'électromobilité à 80% d'ici 2040 et pour changer les comportements de mobilité. Jusqu'en 2045, les coûts totaux sont moins élevés dans le scénario accéléré que dans le scénario "Poursuite de la politique actuelle", principalement en raison de l'électrification, qui permet de réaliser d'importantes économies de coûts énergétiques. Les investissements en matière de changement climatique dans le secteur des transports sont rentables à long terme, car ils entraînent une baisse des coûts totaux cumulés et sont rapidement amortis. Dans le secteur de l'artisanat, du commerce, de l'agriculture et des communes, l'accent est mis sur le chauffage des bâtiments, l'amélioration de l'efficacité des processus et des bâtiments et le passage à l'électricité.

Conclusion sur les résultats de l'étude PwC

L'étude de PwC examine la transition énergétique en Allemagne d'un point de vue écologique et économique. Elle montre qu'une accélération de la transition vers les énergies renouvelables et de la modernisation des infrastructures énergétiques offre des avantages économiques considérables à long terme. Et ce, non seulement sur le plan macroéconomique, mais aussi pour les entreprises individuelles. Par rapport au scénario "continuer comme avant", les coûts totaux pourraient certes être similaires, mais les coûts énergétiques seraient considérablement plus faibles dans le scénario accéléré, d'où ce bilan économique positif.

De nouveaux modèles commerciaux, des investissements accrus et la création d'emplois d'avenir dans le domaine des technologies vertes renforceraient également l'Allemagne dans la concurrence mondiale entre les sites. Malgré des différences sectorielles, l'avantage économique du scénario accéléré l'emporte nettement. Il est donc recommandé d'accélérer les mesures de réduction des émissions de gaz à effet de serre et de proposer des crédits d'État à faible taux d'intérêt afin de favoriser l'acceptation de la transition énergétique.

Plus d'informations dans notre livre blanc Nouvelles obligations pour les entreprises : Loi européenne sur le changement climatique.

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19 TWh perdus en 2023 en raison de la congestion du réseau

En 2023, les éoliennes ont été de plus en plus souvent coupées, car les réseaux n'avaient pas assez de capacité pour acheminer l'électricité du nord vers le sud. Ces Goulets d'étranglement du réseau ont conduit à ce qu'environ 19 térawattheures d'électricité ont été perdus, ce qui représente environ quatre pour cent de la production totale d'électricité en Allemagne. En particulier les parcs éoliens waren durch den Redispatch betroffen, während Kohle- und Gaskraftwerke im Süden zusätzlichen Strom erzeugen mussten, um die Nachfrage zu decken.

Depuis 2020, les coûts de redispatching augmentent rapidement

En 2023, les coûts du redispatching, y compris la gestion de l'injection, s'élevaient à environ 2,35 milliards d'euros, par rapport à 2,7 milliards d'euros en 2022, ce qui représente une augmentation de 2.345 pour cent par rapport à 2013. L'analyse des données de l'Agence fédérale des réseaux montre que les mesures d'équilibrage pour la gestion des congestions sont de plus en plus souvent nécessaires. Ainsi, le besoin total de régulation de 2022 par rapport à 2021 est de 19 pour cent à 32 772 GWh a augmenté. En 2022, les coûts correspondants s'élevaient à 4,2 milliards d'euros, dont les deux tiers, soit 2,7 milliards d'euros, étaient imputables au seul redispatching. Entre juillet 2021 et juillet 2023 notamment, les coûts ont fortement fluctué, oscillant entre 32 et 477 millions d'euros selon les mois. En 2024, un autre facteur déterminant sera également le Suppression de l'opération prévue Subventions de 5,5 milliards Il s'agit d'un montant de 1,5 million d'euros pour les gestionnaires de réseau de transport (GRT), qui a été nécessaire dans le cadre du remaniement budgétaire de décembre 2023.  

Les raisons de l'augmentation des coûts de redispatching

Plusieurs facteurs contribuent à l'augmentation des coûts, notamment Retard dans l'extension du réseau et le développement insuffisant des énergies renouvelables dans le sud. Alors que les goulets d'étranglement dans le réseau de transport se produisent principalement dans le sud, dans le nord, la production d'électricité verte par les centrales éoliennes est supérieure aux besoins, ce qui entraîne des défis supplémentaires en matière de transport d'électricité. Par exemple, un jour de grand vent mais couvert, une grande quantité d'électricité est produite au nord, alors que le flux est moindre au sud. Il faudrait donc une grande capacité de transport pour acheminer l'électricité du nord vers le sud. Or, cette capacité n'est pas encore suffisante, notamment en Bavière.

Le site le manque de capacités de transmission sont également un problème pour la protection du climat, car les centrales électriques, qui sont généralement mises en service dans le cadre du redispatching, consomment des combustibles fossiles. Bien que la priorité d'injection soit en principe accordée aux énergies renouvelables, les centrales à charbon et à gaz continuent généralement d'être utilisées pour stabiliser le réseau électrique lorsqu'il n'y a pas assez d'électricité renouvelable.

Pour que le réseau électrique ne soit pas surchargé, les GRT doivent donc intervenir de plus en plus souvent. Ces opérations et ce que l'on appelle les Énergie de réglage font grimper les coûts de redispatching. Selon le moment de la journée et les conditions météorologiques, la production d'électricité volatile des énergies renouvelables en Allemagne varie actuellement entre 3 et 55 gigawatts. Dans les bons mois, il suffit pour cela d'environ 300 interventions et dans les mois plus variables, il faut compenser jusqu'à 4.500 écarts.

Impact direct sur le prix de l'électricité

Les conséquences de l'augmentation des coûts de redispatching sont importantes. Tout d'abord, ils sont intégrés dans les calculs uniformes au niveau fédéral des quatre GRT allemands qui les a ensuite envoyés aux quelque 900 gestionnaires de réseaux de distribution régionaux transmettre à d'autres. A partir de là, les coûts d'utilisation du réseau électrique varient considérablement selon les régions et les fournisseurs, et les différences de prix peuvent aller jusqu'à 300 pour cent pour les Rémunérations du réseau électrique sont générés. Pour les ménages privés, les coûts de redispatching se traduisent généralement directement par des augmentations de la rémunération du réseau. Pour les clients commerciaux et industriels à forte consommation d'énergie en moyenne tension, qui concluent habituellement des contrats de fourniture d'électricité extrêmement individuels, l'augmentation n'intervient généralement qu'un peu plus tard.

Conclusion

Les défis actuels du secteur énergétique allemand exigent des solutions urgentes pour faire progresser l'extension du réseau tout en réduisant les coûts de l'électricité. Une réforme fondamentale des tarifs de réseau pourrait permettre une répartition plus équitable des coûts et créer des incitations pour une utilisation plus flexible de l'électricité. En outre, des mesures devraient être prises pour augmenter les capacités de transport et réduire l'utilisation des centrales électriques fossiles. Une action concertée au niveau politique et économique est nécessaire pour relever ces défis et faire progresser avec succès la transition énergétique.

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75,9 TWh d'énergies renouvelables au premier trimestre 2024

Les différentes sources d'énergie renouvelables ont contribué de manière variable à la production d'électricité. Naturellement, ce sont surtout l'énergie éolienne, l'énergie hydraulique et la biomasse qui ont dominé en janvier, février et mars. Voici les chiffres pour le premier trimestre 2024 :

Énergie éolienne: Avec 39,4 TWh a fourni la Énergie éolienne sur sitet la plus grande contribution à la production d'électricité renouvelable et la Parcs éoliens off-shore ont produit en plus 8,7 TWh.

Biomasse: Avec 12,8 TWh la biomasse a également contribué de manière significative à la couverture des besoins en électricité.

SolaireLes installations photovoltaïques ont généré 9,6 TWh et jouent un rôle de plus en plus important dans l'approvisionnement en énergie pendant les mois les plus sombres.

L'énergie hydraulique : Avec 5,3 TWh l'énergie hydraulique a également contribué de manière significative à la production d'électricité en raison de l'abondance des barrages et des réservoirs.

Augmentation de 18% en 2024

L'ajout de centrales éoliennes et solaires au premier trimestre 2024 est particulièrement remarquable : avec une augmentation totale de 4 400 mégawatts, la capacité installée a augmenté de 18 % par rapport au même trimestre de l'année précédente. La construction de centrales solaires s'est élevée à 3 731 mégawattstandis que les éoliennes ont été installées à 718 mégawatts ont été étendues. L'objectif de développement de l'énergie éolienne a néanmoins été manqué de 2,8 GWh. En revanche, le développement du photovoltaïque a dépassé les prévisions de 7,9 GWh.

Les chiffres actuels de la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables au premier trimestre 2024 en Allemagne montrent des progrès encourageants sur la voie d'un approvisionnement énergétique durable. Il est particulièrement encourageant de constater la forte Croissance du photovoltaïque, mais d'autres énergies renouvelables comme l'énergie éolienne, l'énergie hydraulique et la biomasse ont également contribué à l'augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation d'électricité. Le site des procédures d'autorisation accélérées par le Paquet solaire I pour Éoliennes et Parcs solaires poursuivront le développement continu et réduiront encore la dépendance aux combustibles fossiles. Toutefois, la planification et la mise en œuvre des infrastructures, qui s'imposent d'urgence, constituent encore un défi particulier auquel il faut désormais travailler d'arrache-pied.

Néanmoins, les développements actuels montrent que l'Allemagne est sur la bonne voie pour atteindre ses objectifs ambitieux dans le domaine des énergies renouvelables. En poursuivant les efforts et en mettant en œuvre des mesures cohérentes, il est possible de relever les défis et de réaliser un avenir énergétique durable.

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Le processus législatif n'a repris que lorsque la coalition des feux de signalisation s'est réunie le 15 avril 2024 sur sur le projet de paquet solaire I. Les ratifications par le Bundestag et le Bundesrat ont eu lieu le 26 avril 2024. Toutes les modifications sont maintenant en cours d'élaboration et seront plus tard transmises au président fédéral pour signature. Début / mi-mai, il devrait alors être validé.

Le paquet solaire I aura une influence sur la loi sur les énergies renouvelables et sur d'autres lois du secteur de l'énergie, ainsi que sur d'autres directives et règlements. Contrairement à notre rapport d'août 2023 sur le paquet solaire I, le catalogue complet des mesures est désormais connu. Voici un aperçu des principaux changements :

Paquet solaire I : mesures générales

Pas de "bonus de résilience. L'industrie solaire nationale a demandé un tarif de rachat plus élevé pour les installations solaires intégrant des composants européens. Cela ne fait plus partie du paquet solaire.

Pas d'objectifs sectoriels individuels. Chaque secteur devait à l'origine poursuivre un objectif climatique spécifique et être évalué en fonction de celui-ci. Selon le paquet solaire I, tous les secteurs sont désormais regroupés en une valeur globale d'émissions de CO₂. Si certains secteurs n'atteignent pas leurs objectifs climatiques, ils doivent présenter des programmes d'urgence pour l'année suivante afin de prendre des mesures de réduction supplémentaires.

Contrôle permanent des objectifs climatiques. Les émissions de CO₂ des secteurs sont contrôlées en permanence ou en continu et ne sont pas évaluées rétroactivement comme par le passé, ce qui permet de réagir plus rapidement aux évolutions.

Les objectifs climatiques deviennent obligatoires. L'Allemagne s'engage à réduire les émissions de gaz à effet de serre d'au moins 65% d'ici 2030 et d'au moins 88% d'ici 2040 (par rapport à 1990). Pour ce faire, les conditions de soutien doivent être améliorées et les taux de soutien à l'énergie solaire augmentés. L'objectif de développement du photovoltaïque d'ici 2030 est d'au moins 80 GW en Allemagne.

Photovoltaïque au sol : réduction de la bureaucratie et procédures plus rapides

Parcs solairesL'éligibilité sera augmentée de 20 à 50 MWp et l'autorisation sera facilitée dans les "zones défavorisées". Pour ce faire, le règlement d'urgence de l'UE sur la procédure d'autorisation accélérée, qui devait expirer en 2024, sera prolongé d'un an. Les parcs solaires subventionnés devront toutefois répondre à des critères minimaux de protection de la nature. De plus, le volume de l'appel d'offres sera progressivement porté à 2.075 MW. Pour la pose des câbles de raccordement nécessaires, une utilisation simplifiée des chemins sur le domaine public doit intervenir, comme pour les câbles de télécommunication ou les lignes à haute tension. L'obligation de tolérance prévue sur les terrains privés n'a toutefois pas été imposée en raison de réserves constitutionnelles émises par la CDU/CSU et le FDP. Les propriétés de l'armée allemande en sont également exclues.

Argi-PV & Abris de voiture solairesLors des appels d'offres, il y aura à l'avenir un nouveau segment qui tiendra compte de la surélévation par une valeur maximale plus élevée. Jusqu'à présent, les systèmes de montage plus complexes (à partir de 2,1 mètres) des grands carports solaires, des Argi-PV, des Floating-PV ou des Mooren n'étaient pas pris en compte.

Mesures pour les grandes installations photovoltaïques sur les toits

Certifications pour les installations jusqu'à 500 kW de puissance installée : Dans la mesure où de telles installations PV sont exploitées avec une puissance d'alimentation maximale de 270 kW, elles sont exclues de la certification d'installation selon VDE-AR-N 4110 n'est plus nécessaire. Un certificat d'installation ne sera donc plus nécessaire à partir de 135 kW, mais seulement à partir de 500 kW de puissance installée.

Installations jusqu'à 400 kW puissance installée de l'installationpour l'approvisionnement des bâtiments communautaires : Selon la loi sur les énergies renouvelables, toutes les installations photovoltaïques d'une puissance installée de 100 à 400 kW doivent faire l'objet d'une commercialisation directe. Si ces grandes installations sur des bâtiments d'habitation sont optimisées pour l'approvisionnement collectif des bâtiments, cette obligation peut être supprimée. Elles peuvent alors injecter gratuitement leur électricité excédentaire dans le réseau public. Cette solution est souvent plus avantageuse que de faire appel à une entreprise de commercialisation directe pour de faibles quantités d'électricité résiduelle.  

Rémunération plus élevée du courant injectéPour les installations solaires de 40 kWp à 750 kWp, il est prévu d'augmenter les taux de rémunération pour l'alimentation du réseau. Il est question d'une aide supplémentaire de 1,5 centime par kW afin d'augmenter l'attractivité.

Abaissement de la limite de l'appel d'offres : La participation obligatoire aux enchères pour les toits commerciaux doit être abaissée de 1 MWp actuellement à 0,75 MWp. Ces installations doivent donc recevoir une prime de marché si elles souhaitent bénéficier d'une aide. Il est prévu de doubler le volume des appels d'offres pour les toitures photovoltaïques.

Repowering simplifié : Le site Repowering d'installations PV et la commercialisation directe de l'électricité solaire produite par des installations en toiture et au sol doivent être simplifiées. Ces deux types d'installations ne perdront plus leur droit à la rémunération EEG grâce à de telles mesures.

Nouvelles règles pour le stockage d'électricité dans le cadre du paquet solaire I

Stockage d'électricité/de batteriesElles ne doivent pas servir exclusivement de stockage intermédiaire pour les énergies renouvelables. Électricité/Stockage sur batterie sont désormais également éligibles s'ils sont utilisés comme stockage intermédiaire pour l'électricité conventionnelle ou grise du réseau. Cette utilisation dite "multi-usage" doit contribuer à la stabilisation du réseau électrique. L'ancien "principe d'exclusivité" est donc renversé, de sorte que tous les accumulateurs à batterie bénéficient de la rémunération EEG.

Mesures pour les petites installations PV

Raccordement simplifié au réseau pour les installations jusqu'à 30 kWpLe raccordement simplifié au réseau pour les installations photovoltaïques, qui était jusqu'à présent autorisé pour les installations jusqu'à 10,8 kWp, s'appliquera désormais aux installations jusqu'à 30 kWp. Pour les exploitants, cela signifie que leur installation solaire est considérée comme autorisée s'ils ont déclaré leur nouvelle installation au gestionnaire de réseau et n'ont pas reçu de réponse dans un délai de quatre semaines. Cela s'applique également aux locataires de bâtiments d'habitation et de leurs dépendances, dans la mesure où l'électricité produite n'est pas acheminée par le réseau public. Dans la foulée, les possibilités de facturation devraient également devenir moins compliquées.

Installations PV jusqu'à 25 kWp: elles peuvent désormais passer à la commercialisation directe sans commande à distance. Il n'est donc plus nécessaire d'avoir une possibilité de commande à distance pour ces petites installations.

Centrales électriques de balconL'enregistrement et l'exploitation des centrales électriques de balcon doivent être simplifiés. Pour ce faire, il ne sera plus nécessaire de s'inscrire auprès du gestionnaire de réseau et une simple inscription au registre des données de base suffira. De plus, la taille autorisée passe de 600 à 800 watts et les compteurs électriques ne doivent plus obligatoirement être remplacés avant une installation.

Nouvelles règles pour les centrales éoliennes dans le paquet solaire I

La construction de centrales éoliennes doit également être accélérée. Pour ce faire, les autorités désignent des zones d'accélération conformément au droit européen. Le gouvernement fédéral espère ainsi accélérer les procédures et réduire la bureaucratie pour les parcs éoliens. De même, les éoliennes volantes n'auront plus besoin à l'avenir d'une expertise de site coûteuse. Leur éligibilité à la loi sur les énergies renouvelables sera évaluée à l'aide de nouvelles valeurs de référence de rendement.

Conclusion

Le paquet solaire I représente une étape nécessaire et attendue sur la voie d'un avenir énergétique durable. Les multiples mesures font progresser le développement de l'énergie solaire et la transition énergétique en Allemagne. Avec un objectif clair et des conditions générales améliorées, la loi crée une incitation à investir dans les énergies renouvelables et contribue à la réduction des émissions de CO₂.

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Im Vergleich zum deutschen Loi sur les obligations de vigilance de la chaîne d'approvisionnement (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.

Quelles sont les entreprises concernées par la 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:

• Industrie
• Energieintensive Unternehmen
• Zulieferer großer Konzerne

Welche Rolle spielen Energie & Photovoltaik im Kontext der CSDDD?

Die Richtlinie verstärkt den Druck zur Dekarbonisierung:

• CO₂-Reduktion wird Teil der Sorgfaltspflicht
• Energieversorgung rückt in den Fokus der Compliance
• Unternehmen müssen ihre Emissionen aktiv senken

Konkrete Maßnahmen:

• Einsatz von Photovoltaik-Anlagen
• Abschluss von Power Purchase Agreements (PPA)
• Nutzung von Accumulateurs de grande capacité und Energiemanagement

Ergebnis: Energie wird vom Kostenfaktor zum strategischen ESG-Hebel

Welche Sanktionen drohen bei Verstößen?

• Amendes (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
• Avantages concurrentiels

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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Qu'est-ce que la météo énergétique ?

La météo énergétique joue un rôle crucial dans la prévision et l'optimisation de la production d'énergie à partir de sources renouvelables. Deux paramètres importants doivent être pris en compte dans la détermination de la météo énergétique Rayonnement global et les Vitesse du vent.

Le rayonnement global fait référence à l'ensemble du rayonnement solaire qui atteint la surface de la Terre. Il se compose du rayonnement solaire direct et du rayonnement céleste diffus. Le rayonnement global est un facteur déterminant dans la prévision de la production d'énergie à partir de Installations solaires. Plus le rayonnement global est élevé, plus la quantité d'énergie pouvant être produite à partir de la lumière du soleil est importante.

Outre le rayonnement global, la vitesse du vent joue également un rôle important dans la prévision de la production d'énergie à partir de Éoliennes. La vitesse du vent détermine la quantité d'énergie éolienne qui peut être produite par les éoliennes. Plus la vitesse du vent est élevée, plus la quantité d'énergie pouvant être produite à partir du vent est importante.

Le rayonnement global comme facteur de la météo énergétique

Le rayonnement global est influencé par différents facteurs, dont les Hauteur du soleilqui Couverture nuageusequi Pollution atmosphérique et les situation géographique. La hauteur du soleil détermine l'angle d'incidence des rayons solaires sur la surface de la terre. Plus le soleil est haut dans le ciel, plus les rayons du soleil sont directs et plus le rayonnement global est élevé. En revanche, la couverture nuageuse et la pollution atmosphérique réduisent le rayonnement global, car elles diminuent la quantité de lumière solaire qui atteint la surface de la Terre.

Le rayonnement global est calculé à l'aide de Pyranomètres qui mesurent l'ensemble du rayonnement solaire. Ces instruments sont conçus pour mesurer à la fois les le rayonnement solaire direct que les rayonnement diffus du ciel peuvent mesurer. Les données sont saisies en continu et sont également utilisées dans le cadastre solaire ou dans les prévisions énergétiques et météorologiques. Outre les pyranomètres, d'autres instruments de mesure sont utilisés, tels que Capteurs de rayonnement solaire et Stations météo pour obtenir des données précises sur le rayonnement global.

Le rayonnement global est soumis à différentes tendances et modèles qui sont importants pour les prévisions énergétiques et météorologiques. Par exemple, il y a saisonniers ou liés aux conditions météorologiques les variations du rayonnement global, qui sont liées à la position du soleil et à l'inclinaison de la Terre. Dans certaines régions, il y a aussi tendances à long termeLes tendances de l'énergie solaire sont le résultat de changements climatiques ou de modifications des conditions atmosphériques. L'analyse de ces tendances et de ces modèles permet de faire des prévisions précises sur le rayonnement global et d'optimiser la production d'énergie à partir d'installations solaires.

Dans la météo énergétique 2023, le rayonnement global de 1 144 kWh/m² était le deuxième plus faible des six dernières années, mais le sixième plus forte Depuis le début des enregistrements en 1991. Durant certains mois, dont février, mai, juin, juillet, septembre et octobre, le rayonnement global a été supérieur à celui de la période de référence 1991-2020. Le mois de septembre en particulier a été le plus radiatif depuis 1991, avec 124 kWh/m². Le mois de juin a également été très fort. L'automne 2023 a été le plus radiatif depuis 1991. L'hiver 2022/2023 a présenté une légère anomalie négative, surtout le mois de janvier qui a été nettement plus faible que d'habitude. Le centre de l'Allemagne a connu l'anomalie positive la plus élevée, tandis que la bordure sud des Alpes a présenté une anomalie légèrement négative.

La vitesse du vent comme facteur de la météo énergétique

La vitesse du vent est également influencée par différents facteurs, notamment caractéristiques topographiques, situation géographique et conditions atmosphériques. Les montagnes et les collines peuvent entraver le flux de vent et entraîner des vitesses de vent plus faibles. La situation géographique influence également la vitesse du vent, car les zones côtières et les paysages ouverts ont tendance à présenter des vitesses de vent plus élevées. De plus, les conditions atmosphériques, telles que les différences de pression atmosphérique et les gradients de température, peuvent influencer la vitesse du vent.

Elle est mesurée à l'aide de AnémomètresIls détectent le flux d'air. Ces instruments enregistrent la vitesse du vent en temps réel et fournissent des données précises pour les prévisions énergétiques et météorologiques. Outre les anémomètres, d'autres instruments de mesure sont utilisés, tels que Capteurs de direction du vent et les stations météorologiques sont utilisés pour obtenir des données précises sur la vitesse du vent. Le service météorologique allemand mesure les paramètres météorologiques à 100 mètres de hauteur et établit une moyenne des valeurs annuelles pour toute l'Allemagne.

Ainsi, les experts du DWD ont calculé qu'en 2023, la vitesse moyenne du vent serait de 5,98 m/s dans toute l'Allemagne. C'est la le plus élevé depuis 16 ans. Certains mois, dont janvier, novembre et décembre, ont connu des vitesses de vent particulièrement élevées, tandis que le mois de septembre a été l'un des moins venteux depuis 1950. Le printemps et l'automne ont été plus venteux que la moyenne, tandis que l'hiver a été légèrement plus venteux que la moyenne. La distribution des pourcentages de variation de la vitesse du vent en 2023 a montré une tendance positive dans le sud de l'Allemagne, tandis qu'elle s'est affaiblie vers le nord et l'est, devenant légèrement négative dans certaines régions.

Le rayonnement global et la vitesse du vent se complètent

Le rayonnement global et la vitesse du vent sont corrélés et se complètent pendant une année en Allemagne à un bon mélange de temps d'énergie. Par exemple, un rayonnement global élevé entraîne un réchauffement de l'air qui, à son tour, entraîne une augmentation de la vitesse du vent. Inversement, une vitesse de vent élevée peut briser la couverture nuageuse et entraîner une augmentation du rayonnement global. L'analyse précise de ces interactions et corrélations sert également à établir des prévisions à court terme du temps énergétique.

Dans l'ensemble, il s'avère que le rayonnement global plus élevé en été et les vitesses de vent plus importantes en hiver se traduisent par une augmentation de la consommation d'énergie. optimal pour une relativement une production d'énergie régulière par des installations éoliennes et solaires. L'Allemagne ne fait donc pas exception. A l'exception de l'est de la Méditerranée, le rayonnement global a été supérieur à la moyenne de la période de référence dans toute l'Europe en 2023. Des écarts positifs dans les vitesses de vent moyennes ont été observés dans une large bande allant du nord de la France, des Alpes, de l'Italie et des Balkans jusqu'à la mer Noire.

Conclusion

La météo énergétique de l'année 2023 a de nouveau enregistré des valeurs record pour les énergies renouvelables. Tant le rayonnement global que la vitesse du vent ont atteint des niveaux élevés. Bien que légèrement inférieur à celui de l'année précédente, le rayonnement global a été supérieur à la moyenne, notamment pendant certains mois comme septembre et juin. L'hiver a présenté une légère baisse, surtout en janvier. En revanche, les vitesses du vent ont atteint 5,98 m/s, soit la valeur la plus élevée depuis 16 ans, les mois de janvier, novembre et décembre étant particulièrement forts, tandis que le mois de septembre était relativement peu venté.

La météo énergétique prend en compte deux facteurs essentiels : le rayonnement global et la vitesse du vent. Le rayonnement global, qui comprend l'ensemble du rayonnement solaire sur la surface de la terre, est déterminant pour la production d'énergie solaire. La vitesse du vent, quant à elle, détermine la quantité d'énergie éolienne qui peut être produite. Les mesures et les analyses de ces paramètres permettent de faire des prévisions précises pour la production d'énergie à partir de sources renouvelables et d'optimiser cette production.

Les interactions entre le rayonnement global et la vitesse du vent revêtent une importance particulière. Un rayonnement global élevé peut augmenter la vitesse du vent et inversement. Cela contribue à équilibrer la production d'énergie tout au long de l'année. En Europe, les valeurs du rayonnement global et de la vitesse du vent étaient globalement supérieures à la moyenne en 2023, ce qui offre des perspectives positives pour l'utilisation des énergies renouvelables.

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Prix des modules PV encore stables & encore bas

La chute rapide des prix des modules PV, qui a débuté après le premier choc des prix de l'énergie au milieu/à la fin de l'année 2022 et s'est poursuivie jusqu'à l'automne/hiver 2023, s'est visiblement ralentie au cours des derniers mois. Toutefois, si l'on observe l'évolution des prix des modules PV sur une année, de février 2023 à février 2024, on constate, selon la classe de modules, Baisses de prix entre 45 et 53 %. Les prix des modules solaires en Europe et en Asie sont plus touchés qu'ailleurs. Aux États-Unis, ils sont particulièrement élevés en raison des restrictions d'importation. Certains fabricants non chinois se concentrent donc de plus en plus sur le marché américain. En Europe, les prix des modules solaires sont, depuis février 2023, à Modules à haut rendement pour 45 % à environ 22 centimes d'euro/Wp, avec Modules mainstream pour 53 % à 14 centimes/Wp et pour Modules à bas prix pour 52 % a chuté à 9 cents/Wp.

Raisons de l'augmentation attendue en 2024

La hausse attendue des prix des modules PV s'explique par plusieurs raisons. Tout d'abord, la demande, notamment en Europe, va augmenter à l'approche du printemps. Parallèlement, freine la Chine continue à réduire sa surproduction et à vider ses stocks. Cela a pour effet de stopper la chute des prix observée en 2023. Les stocks encore bien remplis à l'automne 2023 touchent toutefois à leur fin. Cela conduit les experts à conseiller de s'approvisionner dès maintenant en modules et en onduleurs.

De plus, les conditions météorologiques Conflits dans la Corne de l'Afrique ainsi que l'allongement général des délais d'acheminement des conteneurs de 6 à 8 semaines, contribuent à retarder les livraisons. Cela entraîne des coûts supplémentaires et rend la planification plus difficile pour les entreprises du secteur photovoltaïque. L'augmentation des coûts de transport et de carburant est également un facteur qui contribue à la hausse des prix.

Un autre point important est qu'il existe en Europe manque d'une industrie solaire nationale forte. Cela augmente la dépendance vis-à-vis des importations et influence les prix. Le site demande croissante par le Affaires de printemps ainsi que le vidage des stocks chinois suite à la réduction de la production chinoise sont d'autres facteurs. Dans l'ensemble, ces différents facteurs indiquent que les prix des modules PV auront tendance à augmenter dans un avenir proche. Les entreprises et les consommateurs devront donc repenser leurs stratégies d'approvisionnement afin de faire face à l'augmentation des coûts. Les répercussions se font déjà sentir. Certains modèles d'onduleurs sont actuellement à peine disponibles et ne seront à nouveau livrés qu'à partir de mai 2024. Les grands modules pour les espaces libres ne seront probablement pas disponibles avant juin.

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Différences régionales et hausse des tarifs du réseau électrique

Dans le détail, on constate que les tarifs moyens du réseau électrique dans le domaine de la moyenne tension s'élèvent à près de 7 centimes d'euro par kilowattheure, tandis qu'ils dépassent 11 centimes d'euro par kilowattheure dans le domaine de la basse tension. Les prix dans la Moyenne tension ont donc augmenté en moyenne de 1,47 cent par kilowattheure a augmenté. Dans la Basse tension est une augmentation de 2,02 cents par kilowattheure.

Un aspect particulièrement alarmant de cette Enquête sont les énormes Différences de prix entre les différents les opérateurs de réseaux régionaux. Entre les fournisseurs les moins chers et les plus chers, les différences de prix peuvent aller jusqu'à 300 pour cent existent. Cela montre que les coûts d'utilisation du réseau électrique peuvent varier considérablement d'une région à l'autre et d'un fournisseur à l'autre. Ces fortes différences de prix soulèvent des questions sur l'équité et la transparence de la tarification. Dans ce contexte, le débat sur une une répartition plus équitable des coûts et une réglementation uniforme au niveau fédéral de plus en plus important.

Causes de l'augmentation des tarifs du réseau électrique

Les réseaux d'électricité sont besoins croissants en électricité dans l'industrie et par la diffusion croissante de Véhicules électriques ainsi que Pompes à chaleur est de plus en plus tendue. Dans le même temps, la part des produits régionaux production d'énergie volatile. Ces deux facteurs se conjuguent pour exercer une telle pression sur l'ensemble du réseau public d'électricité que le changement de cap prévu depuis des années, mais qui n'a pas encore eu lieu, est devenu impossible. Extension du réseau par les gestionnaires de réseau devient de plus en plus urgente. Cette tâche doit être financée par les rémunérations du réseau. Dans les faits, le lent développement du réseau a jusqu'à présent également été cofinancé par des subventions.

De nouvelles hausses spectaculaires attendues

Suite à l'arrêt de la Cour constitutionnelle de novembre 2023 et aux décisions ultérieures sur le budget fédéral 2024, les rétributions du réseau en Allemagne continueront d'augmenter. augmenter de manière significative. La dernière enquête de la VEA confirme Prévisionsque les experts prévoyaient déjà en décembre 2023. A l'époque, on annonçait déjà que la suppression des subventions de 5,5 milliards d'euros du fonds de stabilisation économique pour les gestionnaires de réseau de transport (GRT) entraînerait une baisse des tarifs de réseau cumulés de augmenter de 60 % à 2023.

Conclusion

Les tarifs du réseau électrique en Allemagne ont rapidement augmenté en l'espace d'un an. Elles pèsent considérablement sur les entreprises et présentent des différences régionales allant jusqu'à 300 pour cent. Cela s'explique par l'augmentation de la demande en électricité, la prolifération des véhicules électriques et le développement des énergies renouvelables. La suppression des subventions aux gestionnaires de réseau de transport devrait entraîner une nouvelle hausse pouvant atteindre 60 pour cent en 2024. Cette évolution souligne l'urgence d'une réforme équitable et transparente de la politique énergétique.

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Olympus Power, connu au Royaume-Uni pour son expertise dans le développement de grands projets commerciaux d'énergie renouvelable sur des sites de production, des centres commerciaux et des sites industriels, a conclu un partenariat stratégique avec le développeur de projets photovoltaïques allemand CUBE CONCEPTS.

CUBE CONCEPTS et Olympus Power ont déjà identifié de nombreux projets de développement photovoltaïque européens et prévoient de pouvoir réaliser ensemble 500 MWp au cours des trois prochaines années. Les deux entreprises sont bien coordonnées, car toutes deux proposent par exemple des contrats de fourniture d'électricité (Power Purchase Agreements) comme solution attrayante et avantageuse pour les grandes entreprises et les groupes afin qu'ils puissent bénéficier de prix de l'électricité avantageux et stables et réduire leur empreinte carbone (CO₂). 

Simon Nicholls, CEO d'Olympus Power : "Nous sommes très heureux de ce partenariat. Nos deux entreprises proposent un service complet de planification et d'installation de systèmes solaires et de stockage d'énergie, ainsi que des options de financement pour les entreprises, nous sommes donc parfaitement compatibles. De plus en plus de clients avec lesquels nous travaillons ont plusieurs sites, non seulement au Royaume-Uni, mais aussi dans toute l'Europe, de sorte que les partenariats avec des fournisseurs aussi orientés vers le client sont tout à fait judicieux".

Jochen Schäfer, Chief Investment Officer de CUBE CONCEPTS, se réjouit également de cette collaboration : "Nous sommes heureux d'avoir un partenaire solide et partageant les mêmes idées sur les marchés où nos clients internationaux exigent un service identique à celui que nous offrons déjà dans notre zone principale. La longue expérience et les solides antécédents du nouveau partenaire, combinés à notre solide base de clients internationaux, contribueront à ce que ce partenariat augmente notre présence commune sur le marché".

Olympus Power et CUBE CONCEPTS ont déjà développé un projet commun au Royaume-Uni, une grande installation solaire sur le toit d'un complexe de stockage de production qui devrait produire 450 000 kWh par an, ce qui réduira considérablement les coûts d'électricité de l'entreprise et permettra d'économiser 211 tonnes de CO₂ par an.

Les deux entreprises démarrent leur collaboration par un échange de connaissances, au cours duquel deux membres de l'équipe d'Olympus Power seront présentés en janvier au siège de CUBE CONCEPTS à Kaarst, près de Düsseldorf.

Les procédures de mise en œuvre d'installations solaires sur les toits commerciaux et industriels sont très différentes au Royaume-Uni et en Allemagne, et l'équipe d'Olympus Power souhaite d'abord découvrir et comprendre la procédure complexe de raccordement au réseau allemand. Au cours de l'année, des collaborateurs de CUBE CONCEPTS rendront également visite à l'équipe d'Olympus Power dans le sud-ouest de la Grande-Bretagne.

Ce partenariat à long terme profitera surtout aux donneurs d'ordre, qui n'auront plus qu'un seul interlocuteur pour toute l'expertise des deux entreprises.

Olympus Power et CUBE CONCEPTS prévoient une augmentation continue des projets de partenariat, car de plus en plus d'entreprises internationales à travers l'Europe mettent en œuvre des systèmes d'énergie renouvelable pour compenser l'augmentation des coûts énergétiques et atteindre leurs objectifs de durabilité.

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Les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) régionaux augmentent les montants jusqu'à 19 %

Début novembre 2023 encore, le ministère fédéral de l'Économie a fait savoir, en réponse à une petite question du groupe parlementaire de l'Union, que les tarifs du réseau augmenteraient en moyenne de 10 à 11 % pour 2024. Le site taux d'augmentation prévu à l'époque a supposé que le nombre de personnes subventionné du réseau pour les gestionnaires de réseau de transport. Ce calcul était basé sur une augmentation annoncée des GRD pour 2024 entre 15 et 19 Pourcentage.

Doublement des tarifs de réseau du GRT en 2024

Cependant, en raison d'un remaniement budgétaire, le montant précédemment promis n'a pas été versé. Subvention de 5,5 milliards euros du fonds de stabilisation économique pour soutenir les tarifs de réseau supprimé. C'est pourquoi les GRT 50Hertz, Amprion, Tennet et Transnet BW ont annoncé une augmentation des tarifs de transport pour l'année prochaine. En moyenne, ils augmenteront désormais à 6,43 centimes d'euro par kilowattheure plus que doubler. En 2023, ils s'élevaient encore à 3,12 centimes par kilowattheure en raison de la subvention.

Contrairement aux tarifs de réseau des GRD qui varient énormément d'une région à l'autre, les prix de l'acheminement de l'électricité par les GRT sont uniforme dans toute l'Allemagne. Le calcul se base sur la base de coûts définie par l'Agence fédérale des réseaux (Erlösobergrenze/EOG) en tenant compte des adaptations légales et réglementaires ainsi que des volumes de vente prévus pour l'année 2024.

Les tarifs de réseau totaux augmenteront jusqu'à 60% en 2024

Vers la Augmentation des GRD de 17 % en moyenne s'ajoute maintenant la Augmentation des GRT d'environ 100 pour cent en 2024 s'y ajoutent. Selon les calculs de CUBE CONCEPTS, cela signifie, selon la clé de répartition habituelle de 55/45, que les les rémunérations cumulées du réseau au moins pour les ménages privés l'année prochaine de près de augmenteront de 60 pour cent. Les entreprises à forte consommation d'énergie, qui concluent habituellement des contrats de fourniture d'électricité extrêmement personnalisés, ressentiront également de manière significative l'augmentation des tarifs de réseau globaux. En règle générale, ces coûts sont directement répercutés 1:1 sur les factures d'électricité.

Pour les entreprises on s'attend à ce que les tarifs de réseau pour le transport et la distribution d'électricité à l'échelle nationale augmenter de 30 pour cent. Alors que le prix moyen de la puissance en 2023 était de 133,00 EUR/kW en Allemagne, il est désormais d'environ 173,00 EUR/kW. Les augmentations varient énormément d'une région à l'autre. Les experts estiment que les prix de la puissance augmenteront de plus de 40% en Thuringe, en Rhénanie-du-Nord-Westphalie, dans le Bade-Wurtemberg et en Rhénanie-Palatinat. Par exemple, Getec net GmbH augmente ses prix de 143,43 EUR/kW en moyenne à 228,77 EUR/kW. Cela correspond à une augmentation d'environ 60 pour cent. La société TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG suit avec une augmentation de 50 pour cent, passant de 139,76 EUR/kW à 209,12 EUR/kW. EGT Energie GmbH augmente ses prix d'environ 30 pour cent, passant de 175,71 EUR/kW à 229,39 EUR/kW. Seuls les Länder du nord, le Mecklembourg-Poméranie occidentale et le Schleswig-Holstein, se maintiennent juste en dessous de la limite de 10 pour cent avec des adaptations de prix.

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Prix bas des modules & capacités d'installation limitées

Le prix historiquement bas des modules solaires, qui est même actuellement inférieur aux coûts de fabrication, permet depuis des mois aux installateurs solaires de remplir leurs carnets de commandes dans le domaine des petites installations photovoltaïques privées. Comme les Voies de décision pour les installations photovoltaïques commerciales sont généralement plus longues dans les grandes entreprises, cette tendance arrive maintenant aussi chez CUBE CONCEPTS. Le site Capacités de commande pour 2024 sont déjà limité et les directions d'entreprise devraient décider rapidementSi l'année prochaine, ils souhaitent réduire leurs coûts énergétiques et améliorer leur bilan CO₂ en installant leur propre système photovoltaïque à grande échelle, ils peuvent le faire.

L'Allemagne toujours en tête en Europe

En Europe, les experts s'attendent à une construction totale de 56 gigawatts d'installations photovoltaïques pour l'année en cours. Avec un nouveau record de construction de 14 gigawatts en 2023, la République fédérale d'Allemagne reste en tête du classement. pointe européenne. Cependant, la planification prévoit qu'à partir de 2025, au niveau fédéral 22 gigawatts par an provenant d'installations photovoltaïques pour pouvoir atteindre l'objectif de développement. En effet, d'ici 2030, une puissance photovoltaïque totale d'environ 215 gigawatts devrait être installée en Allemagne. Le site deuxième marché européen du photovoltaïque est - comme l'année dernière - Espagne. Il n'y a cependant pas eu de grands changements par rapport à l'année précédente et l'installation se situe à nouveau à environ 8,2 gigawatts en 2023. La construction de nouvelles installations PV a presque doublé en Italiequi est maintenant à égalité avec Pologne et le Pays-Bas se situe entre 5 et 4,5 gigawatts.

Les installations PV en toiture représentent la plus grande part de la construction PV en 2023 en Europe

Solarpower Europe rapporte dans son "Perspectives du marché de l'énergie" que la part de marché des installations photovoltaïques en toiture est d'environ deux tiers de l'ensemble de la puissance photovoltaïque européenne. Cela s'explique notamment par le fait que les prix de l'électricité pour les consommateurs étaient particulièrement élevés en 2023 et que les coûts pouvaient ainsi être sensiblement et rapidement réduits en cas de consommation directe propre. De plus, il est généralement plus facile d'obtenir une autorisation pour une installation en toiture. Autorisations pour les installations au sol Les coûts de la santé sont en revanche beaucoup plus élevés dans toute l'Europe. plus difficile. Les raccordements au réseau ou les permis de construire peuvent parfois s'avérer difficiles à obtenir. jusqu'à huit ans de retarder l'échéance. Les plus performants sont Autriche, Pays-Bas et Italie. Les raisons en sont la lenteur des expertises, le manque de développement du réseau ou la lenteur des procédures d'autorisation.

La construction record de PV de 2023 va-t-elle se poursuivre ?

Les moteurs de la construction record de PV en 2023 sont l'augmentation des coûts de l'énergie et le faible prix des modules solaires. Les experts estiment qu'à long terme, les prix de l'énergie ne se stabiliseront pas à un niveau similaire à celui d'avant la guerre d'Ukraine. La pression en faveur de l'utilisation des énergies renouvelables est renforcée par la politique nationale et européenne en matière d'énergie. Législation pour les entreprises, ce qui entraînera une augmentation de la demande d'installations photovoltaïques commerciales. Les prix des modules augmenteront à nouveau à moyen terme et les pessimistes font remarquer qu'ils pourraient encore être renchéris par des taxes d'importation supplémentaires sur les modules asiatiques. L'expansion du PV pourrait également être retardée par le manque de développement du réseau et du stockage et par la lenteur des procédures d'autorisation. Des décisions politiques urgentes et une réduction de la bureaucratie sont nécessaires dans ce domaine.

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Les législateurs nationaux et internationaux ont de plus en plus recours à des mesures juridiques pour encourager l'utilisation des énergies renouvelables, améliorer l'efficacité énergétique et promouvoir les technologies à faible émission de carbone.

Ces évolutions ont un impact direct sur de nombreuses entreprises. Dans ce contexte, la question se pose de savoir ce qui changera concrètement en 2024 dans le droit de l'énergie pour les entreprises et comment ces changements peuvent être intégrés dans leur planification stratégique. Nous donnons un aperçu des évolutions juridiques à venir.

Modification du droit de l'énergie en 2024 : extension de la LCC aux entreprises de plus de 1.000 salariés

La loi sur la chaîne d'approvisionnement ou, plus précisément, la loi allemande sur le devoir de vigilance de la chaîne d'approvisionnement (LkSG), en vigueur depuis le 1er janvier 2023 pour les entreprises de plus de 3 000 collaborateurs, s'applique à partir du 1er janvier 2024, également pour les entreprises de 1.000 collaborateurs. Bien qu'il n'influence pas directement le droit de l'énergie, il a un impact considérable sur le secteur énergétique des grandes entreprises et sur l'ensemble de leur chaîne d'approvisionnement.

Les PME sont également concernéesEn effet, en tant que fournisseurs (directs), ils sont soumis aux obligations de diligence raisonnable de la LCCA, que les entreprises doivent respecter tout au long de leur chaîne d'approvisionnement. La loi oblige les entreprises à respecter des obligations de diligence en matière de droits de l'homme et d'environnement afin de prévenir les violations des droits de l'homme et les dommages environnementaux dans leurs chaînes d'approvisionnement. Cela implique des mesures telles que la mise en place de procédures de diligence raisonnable, le contrôle des fournisseurs, la mise en place de mécanismes de plainte et des obligations de rapport transparentes.

Droit de l'énergie : suppression du frein au prix de l'électricité (StromPBG) au 1er janvier 2024

La loi sur l'égalité des chances, qui n'a été adoptée qu'en décembre 2022, a été adoptée par le Parlement européen. Frein aux prix de l'électricité (Strompreisbremsegesetz - StromPBG) devait initialement durer jusqu'au 31 mars 2024 et prend désormais fin le 1er janvier 2024. Cette décision résulte de l'arrêt budgétaire rendu le 15 novembre par la Cour constitutionnelle allemande, qui avait déclaré illégal le transfert des milliards de Corona vers le Fonds pour le climat et la transformation.

Le fonds économique et de stabilisation, qui finançait les freins aux prix de l'énergie, était donc sur la sellette. Le Bundestag avait initialement décidé, au lendemain de l'arrêt, de prolonger le régime de frein jusqu'au 31 mars. Les freins aux prix de l'énergie pour l'électricité et le gaz ont été introduits en mars afin de protéger les consommateurs contre les prix élevés de l'énergie. Au plus fort de la crise, les prix étaient plafonnés pour une grande partie de la consommation des ménages, mais ils sont désormais généralement inférieurs.

Lancement de la collecte de données sur la déclaration obligatoire de la DRSC à partir du 1er janvier 2024

La directive européenne sur le reporting en matière de développement durable des entreprises (CSRD) adoptée le 10 novembre 2022 élargit le Rapports obligatoires sur la durabilité pour les PME à partir de 2024. En plus des 1.200 grandes entreprises allemandes, environ 15.000 autres entreprises doivent désormais établir des rapports selon des critères plus stricts.

La CSRD concerne désormais aussi les PME cotées en bourse et les entreprises de plus de 250 collaborateurs, dont le total du bilan dépasse 20 millions d'euros ou dont le chiffre d'affaires net est supérieur à 40 millions d'euros. La directive sert à mettre en œuvre la législation européenne sur le climat et vise la neutralité climatique d'ici 2050. Les rapports doivent couvrir les aspects environnementaux, la responsabilité sociale, les droits de l'homme et la gouvernance. Les nouvelles exigences couvrent les contenus de Taxonomie, modèle d'entreprise, chaînes d'approvisionnement, objectifs de l'entreprise et bien plus encore. Les rapports sont soumis à examen, exiger certification externe et doivent être utilisés dans le Rapport de situation être publiés.

Phase d'introduction du CBAM depuis octobre 2023

Le Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre dans le commerce international. Il taxe le Empreinte CO₂ des marchandises importées dans l'UE afin de garantir que les importateurs respectent les exigences environnementales comme les producteurs nationaux. Le CBAM a pour but d'éviter les fuites de carbone, qui consistent à transférer les émissions vers des pays où les exigences en matière de climat sont moins strictes.

L'UE attend une optimisation de la production de l'UE, la promotion d'industries propres dans les pays non membres de l'UE et des prix commerciaux mondiaux plus justes pour les produits à forte intensité de CO₂. Dans un premier temps, les entreprises devront simplement calculer les émissions directes et indirectes de CO₂ des marchandises importées et les enregistrer dans un rapport trimestriel. À partir de 2026, des certificats CBAM devront être achetés. L'obligation d'enregistrement pour les déclarants CBAM et la suppression progressive de l'allocation gratuite de quotas SCEQE commenceront à partir de 2025.

Augmentation du prix des certificats nEHS CO₂ de 30 à 45 €.

Dans le cadre de l'introduction d'un système national d'échange de quotas d'émission, les prix des certificats CO₂ sont actuellement encore plafonnés. En raison de la guerre en Ukraine et de la crise énergétique qui en découle, l'augmentation prévue des certificats CO₂ allemands en 2023 a été reportée. A partir du 1er janvier 2024, il est prévu le prix passera de 30 à 45 €.. À partir de 2026, les quotas seront mis aux enchères dans un corridor de prix de 55 à 65 euros et seront librement négociés à partir de 2027. le système national d'échange de quotas d'émission (nETS) a été mis en place par la DEHSt (Deutsche Emissionshandelsstelle) pour fixer le prix du CO₂.

La classification des entreprises et leur affectation au SCEQE ou à la DEHSt se fait en fonction de critères constamment adaptés. Le système est basé sur la loi sur le commerce des émissions de combustibles (BEHG), qui stipule que les entreprises doivent couvrir les émissions de CO₂ provenant de l'utilisation de carburants et de combustibles fossiles par des certificats d'émission. La DEHSt couvre les secteurs non couverts par le SEQE-UE, tels que les transports, les bâtiments et l'agriculture. Les entreprises doivent restituer un certificat nEHS pour chaque tonne de CO₂ émise, qu'elles reçoivent gratuitement ou qu'elles achètent auprès de la DEHSt.

Augmentation de la rémunération du réseau prévue pour 2024 d'environ 60 %

En 2023, le prix de l'électricité pour les clients commerciaux et industriels se compose d'environ 90 % d'achat, de distribution et de rémunération du réseau et de 10 % d'impôts, de prélèvements et d'autres taxes. Le prix moyen est d'environ 26,5 centimes d'euro par kilowattheure pour les entreprises dont la consommation annuelle en moyenne tension est comprise entre 150 000 et 20 millions de kWh.

Après l'annulation de la subvention promise de 5,5 milliards d'euros les GRT 50Hertz, Amprion, Tennet et Transnet BW ont annoncé une augmentation des tarifs du réseau de transport pour 2024, qui feront plus que doubler pour atteindre en moyenne 6,43 cents par kilowattheure (contre 3,12 cents cette année). Contrairement aux tarifs de réseau des GRD qui varient d'une région à l'autre, les prix des GRT sont uniformes à l'échelle nationale. Les rémunérations totales du réseau augmentent devrait augmenter d'environ 60%La hausse des prix de l'électricité et du gaz, qui se répercutera sur les ménages et les entreprises à forte consommation d'énergie, devrait être plus importante que prévu.

Réduction prévue de la taxe sur l'électricité à 0,05 cent/kWh pour l'industrie de production

Également dépendante de la décision de la Cour constitutionnelle du 15 novembre 2023, la Réduction de la taxe sur l'électricité à 0,05 cent/kWh pour l'industrie de production. Afin de créer une alternative au prix de l'électricité industrielle, le gouvernement fédéral a prévu de réduire la taxe sur l'électricité pour l'industrie de production à forte consommation d'énergie en Allemagne au minimum européen. L'intention est de limiter le taux d'imposition pour les entreprises concernées de 1,537 cent/kWh à 0,05 cent/kWh. La réglementation légale dans le droit de l'énergie doit être valable pour au moins 2024 et 2025 et pourrait être prolongée de trois années supplémentaires si le financement se poursuit.

Ce qui est nouveau, c'est que désormais la classe moyenne profite de la réduction de la taxe sur l'électricitéL'entreprise doit être classée dans la catégorie statistique "industrie de production et de transformation". On estime que 78 000 entreprises, dont des boulangeries, des boucheries, des entreprises de transformation du bois et des entreprises de construction métallique, devraient bénéficier de ce faible taux d'imposition. Pour d'autres entreprises, comme les entreprises de nettoyage à sec à forte consommation d'énergie ou les entreprises du secteur de l'automobile, rien ne change et le taux d'imposition reste à 2,05 centimes d'euro/kWh. Il reste à voir si d'autres modifications ou extensions seront apportées lors de la mise en œuvre de la décision.

Droit de l'énergie : suppression de la compensation de pointe pour 2024

Le soi-disant "marché de l'emploi" intersectoriel Équilibrage de pointe est également prévue dans le cadre du paquet d'allègement budgétaire de novembre 2023 supprimé. Introduite à l'origine dans la législation sur l'énergie dans le cadre de la réforme fiscale écologique de 1999, la compensation des pointes a permis aux entreprises grandes consommatrices d'énergie de récupérer jusqu'à 90 % de la taxe sur l'électricité. La nouvelle réglementation devait en fait concerner exclusivement les entreprises du secteur de la production et remplacer l'ancienne compensation des pointes, qui s'appliquait aux entreprises de tous les secteurs économiques. La question de savoir s'il sera maintenu dépend des décisions de la coalition "Ampel".

Nouvelles obligations en matière de photovoltaïque à partir de 2024 dans certains Länder

Une approche uniforme Photovoltaïque obligatoire en Allemagne n'est pas encore en vue. Néanmoins, d'autres réglementations énergétiques des différents Länder entreront en vigueur en 2024, obligeant les entreprises à construire des installations photovoltaïques. Il est par exemple certain qu'à partir de la mi-2024, les nouveaux bâtiments commerciaux du Brandebourg devront être équipés d'installations photovoltaïques, à Brême, cette obligation s'appliquera aux rénovations de toitures, en Rhénanie-Palatinat aux bâtiments publics et en Rhénanie du Nord-Westphalie, tous les nouveaux bâtiments industriels devront disposer d'installations solaires à partir de 2024. Il faut s'attendre à ce que d'autres lois spécifiques à chaque pays soient adoptées.  

Changements dans le système d'échange de quotas d'émission de CO₂ de l'UE en 2024

A partir de 2024, l'ensemble des Secteur "Transport maritime de l'Union européenne ont été intégrés dans le système d'échange de quotas d'émission de CO₂ du SCEQE. Par conséquent, 78,4 millions de quotas supplémentaires élargissent dans un premier temps le volume d'échange. Mais pour tous les secteurs économiques, le plafond est réduit de 90 millions de quotas, de sorte que les prix des certificats EU-ETS vont augmenter. En outre, d'autres privilèges et dérogations sont supprimés, comme par exemple les subventions pour les vols vers les régions ultrapériphériques de l'espace économique européen.

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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 Tarification du CO₂ 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)

• Avantage concurrentiel: 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 optimiser
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:

• Importvolumen analysieren
• Emissionsdaten sicherstellen
• Compliance-Prozesse aufbauen

FAQ

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Pour l'exploitant et les investisseurs d'un site jusqu'ici installation PV non subventionnée ce commerce de garanties d'origine représente une part non négligeable de l'activité économique. Source de revenus. C'est précisément lors de la certification de l'électricité photovoltaïque et de l'émission des HKN freine la bureaucratie massivement en Allemagne. Ce n'est pas étonnant, puisqu'elle date d'une époque où seules quelques centrales à charbon, à gaz ou nucléaires produisaient de l'électricité. Même si l'installation solaire a été installée sur le même terrain qu'un ou plusieurs locataires qui consomment directement l'électricité photovoltaïque, des problèmes se posent déjà actuellement.

Les expertises environnementales pour les garanties d'origine sont compliquées, longues et coûteuses

node.energy, partenaire de CUBE CONCEPTS, s'exprime maintenant à ce sujet. "Dans la pratique, il est actuellement quasiment impossible de faire certifier l'électricité produite via des garanties d'origine. C'est pourquoi cette électricité doit être identifiée comme "électricité grise" sur la base du mix électrique actuel en Allemagne". L'ensemble du système des HKN se base encore sur l'hypothèse que l'électricité produite doit toujours correspondre au Détour par le réseau public et un commerçant parvient au consommateur final.

Dans le cas d'un modèle d'électricité locative, l'électricité est toutefois vendue directement et sans détours au locataire sur place. Dans ce cas, l'installation photovoltaïque du vendeur d'électricité peut même être installée sur le toit du même immeuble que celui où le locataire la consomme. Néanmoins, les des processus bureaucratiques inflexibles sont respectées. Lors d'une telle expertise environnementale, l'installation photovoltaïque et ses composants sont examinés et comparés avec l'enregistrement. Matthias Karger, CEO de node.energy, explique à ce sujet : "Une expertise environnementale ne coûte pas seulement un temps disproportionné, mais elle rend absolument non rentable la demande des garanties d'origine tant réclamées par l'économie".

Les systèmes de mesure automatiques doivent suffire à générer des garanties d'origine

Avant même et au plus tard lors de la mise en service d'une grande installation photovoltaïque sur un immeuble commercial, les exploitants doivent faire certifier tous les composants. En outre, les installations photovoltaïques commerciales nécessitent de toute façon des unités de surveillance, de mesure et de régulation électroniques complètes pour la déclaration de la taxe sur l'électricité. Ceci est exigé par la procédure de redispatching et a été fixé dans le cadre de la loi sur les énergies renouvelables. C'est pourquoi node.energy demande au BMWK, dans une prise de position publique et en défendant l'avis d'environ 1.000 exploitants de telles installations, que l'obligation d'expertises environnementales soit supprimée et remplacée par la simple preuve des quantités d'électricité produites avec un système de mesure étalonné.

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Comment se composent les prix de l'électricité industrielle ?

Les prix de l'électricité industrielle sont déterminés par de nombreux facteurs différents. Le site Prix de gros sur les marchés spot constituent généralement l'élément le plus important lors de la conclusion d'un contrat de fourniture d'électricité avec les entreprises de distribution. S'y ajoutent Rémunération du réseau, taxes et prélèvements. La composition individuelle de ces coûts varie selon les entreprises, car certaines bénéficient d'allègements spécifiques, tels que des subventions, des aides financières, des réductions de taxes, de prélèvements ou de redevances. De manière générale, on constate que les entreprises européennes qui consomment beaucoup d'énergie sont plus susceptibles d'être soulagées que celles qui en consomment moins. De plus, elles bénéficient encore actuellement libre Certificats CO₂ sur le marché européen du carbone et ont souvent des contrats spéciaux avec des entreprises d'approvisionnement qui offrent des conditions extrêmement favorables, mais qui ne sont généralement pas connues du public.

Seulement des données approximatives sur les prix moyens de l'électricité industrielle

Toutes les données relatives au prix moyen de l'électricité industrielle dans les différents pays sont donc très approximatives. Les données de la Agence internationale de l'énergie (AIE) ou Eurostat ne sont pas valables à 100 %. Rien qu'en Allemagne, les prix de l'électricité pour les entreprises divergent largement. Une chaîne de nettoyage, une PME de l'artisanat automobile ou une grande boulangerie auront des tarifs différents de ceux d'une aciérie ou d'un groupe chimique, par exemple. Pour une comparaison internationale, d'autres facteurs d'influence viennent s'ajouter. La diversité des éléments de coûts varie considérablement et rend difficile une comparaison directe. En outre, les Fluctuations monétaires nuire à la comparabilité, car les prix de l'électricité sont également indiqués en monnaie locale.

Les différences de mix énergétique et de coûts de production entre les pays constituent d'autres défis. Les pays qui ont une part plus importante d'énergies renouvelables peuvent avoir des coûts de production plus faibles que ceux qui dépendent davantage des combustibles fossiles. Différences réglementaires dans le secteur de l'énergie et diverses structures économiques contribuent également à la difficulté des comparaisons. Les spécificités Réglementation pour les gros consommateurs et les conditions contractuelles individuelles entre les entreprises et les fournisseurs d'énergie ne sont souvent pas connues du public et rendent difficile une analyse précise.

En outre, il existe pas de normes uniformes pour la collecte de données et la communication des prix de l'électricité industrielle, ce qui peut entraîner des imprécisions statistiques. Globalement, une comparaison internationale précise des prix de l'électricité industrielle nécessite donc une prise en compte approfondie des conditions locales et une analyse complète des multiples facteurs qui influencent la formation des prix. Les mesures prises en novembre 2023 par le compromis d'une Réduction de la taxe sur l'électricité Le débat sur un prix unique de l'électricité industrielle, qui s'est achevé il y a quelques semaines, a été très difficile parce que des chiffres fiables faisaient défaut. Toutes les parties ont avancé des arguments sans comparaison valable.

Chiffres en comparaison européenne

Les relevés statistiques sur les prix moyens de l'électricité industrielle en Europe effectués par Eurostat et l'AIE donnent donc au moins un aperçu approximatif pour une comparaison européenne. L'Institut Fraunhofer pour la recherche sur les systèmes et l'innovation (ISI) parvient également à une conclusion dans une étude sur les prix de l'électricité. Étudequi a calculé différentes tailles d'entreprises à l'aide d'études de cas dans différents pays, a abouti à des résultats similaires. En Europe, les prix bruts de l'électricité se situent en France, Portugal, Finlande et Suède pour les entreprises en dessous de la moyenne.

Le prix de l'électricité industrielle se compose également de manière très différente. Par exemple, les coûts d'approvisionnement et de distribution sont les plus élevés aux Pays-Bas, bien que le prix brut total y soit toujours plus avantageux qu'en Allemagne. Pour les entreprises de taille moyenne, les prélèvements sont plus élevés en Allemagne qu'au Danemark par exemple. Dans l'ensemble, les grandes entreprises privilégiées paient à peu près le même niveau de prélèvements et de taxes sur l'électricité dans toute l'Europe.

En comparaison mondiale, les prix de l'électricité industrielle européenne mais relativement élevé et se situent bien au-dessus des prix pratiqués en Amérique du Nord et en Extrême-Orient. Avec environ 26 centimes/kWh fin 2022, le prix brut de l'électricité industrielle allemande se situait dans la moyenne européenne. Le paquet de mesures d'allègement et la réduction de la taxe sur l'électricité prévue pour 2024 réduisent cette valeur de 1,5 centime/kWh supplémentaire.

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Réduction de la taxe sur l'électricité à 0,05 cent/kWh pour l'industrie de production

Afin de pouvoir réaliser une alternative au prix de l'électricité industrielle, la taxe sur l'électricité pour l'industrie de production à forte consommation d'énergie doit être réduite au minimum européen. En conséquence, la taxe sur l'électricité pour les entreprises concernées de 1,537 cent/kWh à 0,05 cent/kWh a été limitée. La réglementation légale est maintenant mise en œuvre et devrait être valable au moins pour 2024 et 2025. Si elle peut continuer à être contrebalancée, elle devrait durer trois ans de plus. Ce qui est nouveau, c'est que la réduction de la taxe sur l'électricité profite désormais aussi aux PME qui, jusqu'à présent, ne pouvaient souvent pas faire valoir la compensation des pointes. La condition de base est toutefois que l'entreprise soit classée dans la notion statistique d'"industrie de production et de transformation".

Les experts s'attendent à ce que environ. 78.000 entreprisesLes entreprises qui bénéficient désormais du taux réduit. Les boulangeries, les boucheries, les entreprises de transformation du bois ou les constructions métalliques, par exemple, en font désormais partie. Pour tous les autres professionnels, la dernière décision ne change rien. Pour eux, le taux d'imposition de 2,05 centimes d'euro/kWh reste en vigueur. Cela concerne par exemple aussi les entreprises de nettoyage à sec à forte consommation d'énergie ou les entreprises de l'artisanat automobile, car elles ne font pas partie du "secteur de la production". On ne sait pas encore si d'autres modifications ou extensions pourront être imposées lors de la mise en œuvre du compromis.

La compensation des pointes est supprimée

Jusqu'à présent, de nombreuses grandes entreprises bénéficiaient déjà d'un taux d'imposition réduit à 1,537 centimes d'euro/kWh dans le cadre de ce que l'on appelle la "compensation des pics" selon l'article 10 de la loi sur la taxe sur l'électricité. Jusqu'à présent, les entreprises pouvaient en faire la demande si elles faisaient partie du secteur de la production, si elles payaient plus de 1.000 € de taxe sur l'électricité par an, si le montant était supérieur à la réduction de la part patronale de l'assurance retraite de tous les employés et si elles avaient mis en place un système de gestion de l'énergie ou un système d'efficacité de compensation de pointe (selon SpaEfV). Ce La compensation des pointes sera dans le cadre du nouveau paquet de prix de l'électricité supprimée à partir de 2024.

Prolongation de cinq ans de la compensation du prix de l'électricité

En plus de la réduction de la taxe sur l'électricité, la compensation du prix de l'électricité, qui devait en principe être réduite de 10 % par an, est prolongée de cinq années supplémentaires. Les bénéficiaires de cette mesure sont 350 groupesLes entreprises qui souffrent le plus des prix élevés de l'électricité. 90 autres entreprises s'y ajoutent par le biais de ce que l'on appelle le "supercap". Cette aide financière pour les coûts indirects liés au CO₂ peut être demandée auprès de la DEHSt et se base sur l'échange de quotas d'émission. Elle vise à compenser une partie de ces coûts pour les entreprises de secteurs spécifiques.

L'objectif global est de garantir la compétitivité internationale de ces entreprises. Cette mesure doit contribuer à empêcher la délocalisation de la production en dehors du système d'échange de quotas d'émission de l'UE et donc à minimiser les fuites de CO₂. Les bénéficiaires sont les entreprises des secteurs du papier et de la cellulose, du fer et de l'acier, de l'industrie chimique, des métaux non ferreux, du raffinage du pétrole, de l'industrie de transformation des minéraux. En 2021, 828 millions d'euros de subventions ont été accordés dans ce cadre aux groupes qui ont mis en place un système de gestion environnementale selon la norme ISO 50001 ou EMAS et a été introduit après DIN EN 17463 (VALERI) ont investi dans le projet. Selon la taille de l'entreprise et sa consommation, des aides peuvent également être demandées après l'introduction de la norme ISO 50005, des audits énergétiques selon la norme EN 16247-1 et l'adhésion à un réseau d'efficacité énergétique et de protection du climat.

Le prix de l'électricité industrielle n'est plus d'actualité, la baisse de la taxe sur l'électricité soulage davantage d'entreprises

Les décisions du gouvernement fédéral, qui doivent maintenant être mises en œuvre, apportent pour 2024 seulement Jusqu'à douze milliards d'euros d'économies pour les entreprises, a déclaré Olaf Scholz à propos du Paquet de prix de l'électricité. Par rapport à un prix de l'électricité industrielle plafonné à 6 centimes/kWh, le nouveau régime présente toutefois l'avantage d'augmenter considérablement le nombre d'entreprises bénéficiaires. L'allègement total prévu pour 2024 se compose de

• 5,5 milliards de subvention pour les gestionnaires de réseaux de transport, qui ont déjà, avec les gestionnaires de réseaux de distribution, une Augmentation des tarifs du réseau de plus de 10 % pour 2024.
• Estimation de la perte de recettes due à la réduction de la taxe sur l'électricité pour le secteur de la production
• Estimation des dépenses liées à la prolongation de la compensation des prix de l'électricité, étant donné que les prix des certificats augmentent et rendent l'électricité produite à partir de combustibles fossiles plus chère.

En fait, selon le BMWK, seules environ 2 000 entreprises, avec une consommation totale de 216 TWh, auraient utilisé des Branches de l'acier, Aluminium, Chimie, Cuivre, Verre, Papier et Ciment bénéficient d'un prix de l'électricité industriel avantageux. La réduction de la taxe sur l'électricité en tant que compromis concerne désormais bien plus d'entreprises, même si elle ne permet pas de réduire le prix de l'électricité de manière décisive : La seule suppression de la taxe EEG en 2022 a réduit le prix de l'électricité de plus de 6 centimes/kWh.

Sans prix de l'électricité industrielle et avec une réduction de la taxe sur l'électricité, l'Allemagne reste dans la moyenne européenne

Depuis le début de la guerre en Ukraine jusqu'à fin 2022, le prix brut de l'électricité pour l'industrie en Allemagne n'a que légèrement augmenté, passant de 21,81 à 25,24 centimes/kWh. Dans l'ensemble de l'UE, il est passé en moyenne de 15,23 à 24,95 centimes/kWh au cours de la même période. Ainsi, même après une réduction de la taxe sur l'électricité d'environ 1,5 cent/kWh, l'Allemagne se situe toujours dans la moyenne. Les plus fortes hausses ont été enregistrées au Danemark, en Italie, en Hongrie, en Belgique, en Suède et en Croatie. Dans ces pays, les prix de l'électricité industrielle ont quasiment doublé depuis février 2022.

En Norvège, les prix ont explosé, passant de 6,03 à 26,63 cents/kWh, et les États-Unis ont tout de même enregistré une hausse de 5,36 à 7,36 cents/kWh. Au plus tard avec l'entrée en vigueur du européen de CO₂-Système d'équilibrage des frontières (CBAM)qui devrait entrer en vigueur le 1er janvier 2026, permettra de transférer une taxe sur le CO₂-dans les pays non européens ne sera plus intéressante pour les réimportations. En effet, les importateurs devront alors compenser la différence des émissions de CO₂-Le prix de l'huile d'olive doit être équilibré entre la région de production et l'UE.

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Que sont les rémunérations du réseau ?

Les redevances de réseau sont des redevances perçues pour l'utilisation de l'infrastructure énergétique, notamment pour le transport de l'électricité ou du gaz. Ces redevances couvrent les coûts d'exploitation, d'entretien et de développement des réseaux nécessaires à la distribution et au transport de l'énergie. Les redevances de réseau sont généralement perçues par les gestionnaires de réseau et peuvent varier en fonction de la région et du type d'énergie. En principe, il faut toutefois faire la distinction entre Rémunérations du réseau de distribution et Rémunération du réseau de transport peuvent être distingués.

Rémunérations des gestionnaires de réseau de distribution

En Allemagne, il y a environ 900 Gestionnaires de réseau d'électricité et de distributionqui des tarifs de réseau différents selon les régions prélèvent. La tarification dépend de la part d'énergie renouvelable dans le secteur, du nombre de petits consommateurs, d'entreprises industrielles dans différents secteurs qui sollicitent le réseau à différents moments de la journée et du besoin de rénovation du réseau. Les aides publiques sont très variables et, comme l'ont indiqué plusieurs gestionnaires de réseau de distribution, les prix sont plus élevés dans les zones urbaines que dans les zones rurales. ces tarifs de réseau augmenteront entre 15 et 19 % pour 2024. Mais les tarifs de réseau payés en fin de compte par le consommateur final se composent également des tarifs de réseau des gestionnaires de réseau de transport.

Rémunérations des gestionnaires de réseau de transport

Les réseaux de transport servent à acheminer l'énergie électrique via longues distances des sources de production vers les centres de consommation. Ces réseaux se composent de lignes à haute tension et d'installations de transport qui permettent transmettre de grandes quantités d'énergie électrique avec un minimum de perte d'énergie. Les réseaux de transmission sont basés sur organisé au niveau national et sont gérés par des gestionnaires de réseau de transport. En Allemagne, les tarifs du réseau ont été uniformisés depuis 2017, d'abord par la loi sur la modernisation des tarifs du réseau (Netzentgeltmodernisierungsgesetz, NEMoG), puis par le "règlement sur l'introduction progressive de tarifs de réseau de transport uniformes au niveau fédéral" jusqu'en 2023, et se situent aujourd'hui uniforme à 3,12 ct/kWh. En 2024, les opérateurs continueront à être subventionnés par l'Etat fédéral à hauteur de 5,5 milliards d'euros et pourront en outre comptabiliser en 2022 un paiement unique de 13 milliards d'euros suite à la suppression de l'EEG-Umlage. Par conséquent, les rétributions du réseau Les gestionnaires de réseau de transport augmentent de 2 %.

Quels sont les facteurs de coûts ?

Tous les opérateurs de réseau rapportent que le Redispatch et le développement de la réserve de réseau font actuellement grimper les coûts. Les exigences réglementaires jouent également un rôle crucial, car les conditions imposées par les autorités de surveillance peuvent augmenter les coûts pour les gestionnaires de réseau. La politique énergétique, notamment le développement des énergies renouvelables, peut entraîner des coûts supplémentaires, car les réseaux doivent être adaptés pour gérer le caractère décentralisé de ces sources d'énergie. Les pertes de réseau pendant le transport de l'énergie sont un autre facteur de coût important. L'entretien des réseaux, afin de garantir leur efficacité et leur fiabilité, nécessite des ressources financières régulières. Les coûts de personnel pour le personnel qualifié chargé de la gestion et de l'entretien des réseaux contribuent également à l'ensemble des coûts. En outre, les développements technologiques, bien qu'ils puissent permettre des gains d'efficacité, peuvent également entraîner des coûts d'investissement. La composition exacte des tarifs de réseau varie en fonction de la région, de la politique énergétique et de l'environnement réglementaire.

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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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Les prix des modules solaires ont baissé de 35 % au cours du dernier semestre

Il est intéressant de noter que les prix des modules solaires sont plus touchés en Europe et en Asie que sur les autres continents. Dans les ÉTATS-UNIS les prix des modules à faible rendement, comme les cellules Perc monocristallines, peuvent être jusqu'à 100 % plus élevés qu'en Europe. Cela s'explique en partie par les restrictions d'importation aux États-Unis, qui y maintiennent des prix plus élevés. Cependant, les baisses de prix ont atteint leurs limites et certains fabricants non chinois déplacent leur attention vers le marché américain.

Dans Europe les prix des modules solaires ont baissé depuis janvier 2023 de 33 % pour les modules à haut rendement, pour atteindre aujourd'hui environ 27 centimes d'euro par Wc, de 37 % pour les modules grand public, pour atteindre aujourd'hui 19 centimes d'euro par Wc, et de 42 % pour les modules à bas prix, pour atteindre 11 centimes d'euro par Wc. Cette guerre des prix est attribuée à la concurrence chinoise qui veut dominer le marché européen avec des prix de dumping. Les fabricants européens craignent que cette guerre des prix ne mette en péril leur existence et ne nuise à l'industrie solaire locale en Europe. Cela pourrait rendre l'Europe encore plus dépendante des importations en provenance de Chine et des États-Unis, ce qui pourrait avoir des conséquences négatives à long terme sur l'évolution des prix et la transition énergétique en Europe.

Il n'a jamais été aussi avantageux de mettre en œuvre des projets PV

En Allemagne, le développement accéléré des installations photovoltaïques se poursuit sans entrave et les prix d'autres composants solaires tels que Stockage d'électricité et Onduleur sont également tombéLa demande de modules photovoltaïques est en hausse, ce qui accroît l'intérêt global pour la production d'électricité écologique. La demande soutenue entraînera une nouvelle hausse des prix des modules solaires et les entreprises qui prévoient de grands projets photovoltaïques devraient agir dès maintenant et profiter de la situation actuelle. Exploiter la dynamique du marché. Les prix du polysilicium et d'autres matières premières importantes pour la fabrication de modules photovoltaïques sont en train d'augmenter, de sorte qu'à moyen terme, les prix des modules photovoltaïques devraient également augmenter. les prix des modules solaires vont augmenter. Même si l'amélioration des procédés de fabrication et l'augmentation du nombre de pièces produites réduisent globalement les coûts de production, les prix ne peuvent pas rester inférieurs aux coûts de production.

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Le programme de soutien en tant que partie intégrante de la KlimaG BWs

Conformément à la loi sur la protection du climat et l'adaptation au changement climatique du Bade-Wurtemberg (KlimaG BW), le Land vise à atteindre la neutralité climatique d'ici 2040. Pour réaliser cet objectif, il est indispensable de développer considérablement les énergies renouvelables, en particulier dans le domaine du photovoltaïque, peut-on lire. L'installation de carports solaires sur des surfaces de parking déjà imperméabilisées entraînerait justement peu de conflits, de sorte que ce sont précisément ces potentiels qui devraient être exploités et encouragés de manière ciblée.

Jusqu'à 200.000 euros de subventions par installation

Le programme "Couverture de parking avec photovoltaïque" se divise en deux modules qui ne peuvent pas être combinés. Jusqu'à 200.000 euros sont alloués aux entreprises qui souhaitent installer de nouveaux carports solaires sur des parkings pour voitures existants d'une taille minimale de 35 places, en combinaison avec un raccordement au réseau public. Le montant de l'aide dépend de la puissance installée. Le module B sert à soutenir le développement de concepts régionaux et de mise en réseau et peut être subventionné à hauteur de 100.000 euros par projet. Les projets soutenus doivent être achevés au plus tard fin novembre 2024.

Délais du programme de soutien encore ouverts

Un calendrier précis pour l'extension du Programme de soutien n'est pas encore déterminée. Toutefois, les projets photovoltaïques soutenus devraient être achevés d'ici le 30 novembre 2024. La date limite de dépôt des demandes pour le premier cycle était fixée au 31 mai 2023. Le calendrier pourrait être similaire pour le second cycle. Les entreprises devraient se dépêcher d'élaborer leur projet et de déposer leur demande de subvention si elles souhaitent bénéficier de ces aides.

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Les contrats pour la différence (CfD) deviennent obligatoires pour le développement des énergies renouvelables 

Le point central de la discussion entre la France et l'Allemagne a été l'utilisation des recettes des contrats de différence déjà existants. Etant donné que les centrales nucléaires françaises appartiennent à l'Etat et disposent de contrats de différence à long terme, les recettes pourraient être utilisées pour subventionner le prix de l'électricité, à l'instar d'un prix de pont ou d'un prix industriel, craignait la délégation allemande. Le compromis négocié prévoit à cet effet un mécanisme de contrôle européen avant. Les CfD sont des contrats spéciaux qui servent à gérer le risque de fluctuation des prix de l'électricité et à stabiliser les revenus des producteurs d'énergie renouvelable. Ils sont souvent utilisés par les gouvernements ou les régulateurs de l'énergie dans différents pays afin de promouvoir le développement de projets d'énergie renouvelable. En Allemagne, la production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables est pour l'instant encouragée par le biais de la "taxe sur les énergies renouvelables". les primes de marché dites flottantes et non par des contrats de différence, ce qui va maintenant changer à l'avenir.

Que sont les contrats pour la différence ?

Le principe de base des contrats pour la différence est qu'un producteur d'énergie, généralement un producteur d'énergie renouvelable comme l'énergie éolienne ou solaire, est lié à un prix fixé par unité d'énergie produite (par ex. mégawattheure). Ce prix est appelé Prix de référence ou prix d'exercice, au début de la planification d'une centrale SER. fixé à long terme et est généralement plus élevé que le prix actuel de l'électricité sur le marché.

Si le prix de marché de l'électricité est inférieur au prix de référence, le producteur reçoit la différence sous forme de soutien financier de la part du gouvernement ou d'une autre partie contractante. Inversement, si le prix du marché est plus élevé que le prix de référence, le producteur doit rembourser la différence.

Dans de nombreux cas, les contrats pour la différence sont attribués dans le cadre de procédures d'appel d'offres dans lesquelles les producteurs d'énergie soumettent des offres pour la conclusion de tels contrats. Cela favorise la concurrence et permet aux gouvernements d'obtenir les conditions les plus favorables pour la promotion des énergies renouvelables. Les systèmes CfD sont actuellement utilisés par exemple en Grande-Bretagne, en France ou en Espagne et ont des durées allant de 12 à 25 ans.

Avantages de contrats pour la différence (CfD) :

Planification à long terme : Les CfD permettent aux développeurs de projets et aux producteurs d'énergie de conclure des contrats à long terme, ce qui facilite la planification et le financement des projets énergétiques. Ils protègent les producteurs d'électricité contre les prix bas et les consommateurs contre les hausses de prix.

Sécurité des prix: Les CfD offrent généralement une certaine garantie de prix, car ils contiennent souvent des prix fixes ou basés sur un indice pour l'énergie fournie. Cela contribue à réduire le risque de prix pour les producteurs d'énergie et le consommateur final.

Financement facileLes CfD facilitent le financement de projets énergétiques en offrant une source de revenus stable et attractive pour les prêteurs. Globalement, cela permet également de réduire les coûts de financement.  

Qu'est-ce que la "prime de marché flottante" allemande ?

Lorsqu'une installation est soutenue par la prime de marché flottante ou le modèle de prime de marché, la procédure au démarrage du projet est similaire à celle des contrats de différence. Le producteur d'électricité commercialise lui-même sa propre électricité et reçoit une prime de marché comme prix minimum. Il se distingue toutefois par le fait que d'éventuelles recettes supplémentaires par l'augmentation des prix de l'électricité rester auprès du groupe électrogène. En cas de baisse des prix de l'électricité, l'exploitant de l'installation est donc assuré d'un prix minimum et, en cas de hausse des prix de l'électricité, il peut se retirer de la rétribution de l'injection et commercialiser lui-même l'électricité en réalisant un bénéfice.

Une prime de marché flottante a donc pour conséquence que des prix plus élevés nécessairement à la être transmis au consommateur final. Le modèle de prime de marché, plus spéculatif, finance actuellement environ 75 % de toutes les installations éoliennes et photovoltaïques en Allemagne. Les investisseurs ne prennent pas nécessairement en compte uniquement les coûts d'investissement d'une installation. Ils consultent mettre plutôt à l'augmentation des coûts de l'électricité et des bénéfices plus élevés à l'avenir. Celles-ci sont ensuite intégrées dans les calculs globaux des installations SER, ce qui a pour effet supplémentaire que les projets sont proposés à des prix très avantageux dans les appels d'offres lorsque les prix de l'électricité augmentent, et qu'ils ne sont éventuellement pas mis en œuvre lorsque les prix de l'électricité baissent. Les prix volatils de l'électricité créent donc un "effet de levier". un risque d'investissement plus élevé et des coûts de financement plus importants. Des modèles de primes de marché avec des tarifs d'achat existent encore en France, par exemple pour les parcs éoliens offshore et les grandes installations photovoltaïques.

Modèles de soutien européens : contrats pour la différence, primes de marché et formes mixtes

En Europe, il existe encore actuellement différents modèles de soutien qui ne se distinguent pas toujours clairement les uns des autres. Outre les modèles de primes de marché, il existe Modèles de quotas et de certificats (comme en Suède et jusqu'en 2021 encore en Norvège) ainsi que Contributions aux investissements. Par exemple, la Finlande et l'Autriche soutiennent les projets photovoltaïques et hydroélectriques par des subventions d'investissement uniques, tandis que la Suède offre des contributions d'investissement pour le photovoltaïque en plus du système de certificats.

Il existe également des différences dans la conception des modèles de primes de marché. Ainsi, les primes de marché peuvent également être montants fixes peut être mis en place. Dans un tel modèle, utilisé par exemple par l'Allemagne pour les "appels d'offres d'innovation" technologiquement neutres, l'exploitant de l'installation reçoit une contribution fixe par kilowattheure produit. Compte tenu de l'actualisation, ce modèle se rapproche d'une contribution à l'investissement.

Pour les soi-disant primes asymétriques la prime ne sera jamais négative. Les exploitants d'installations peuvent ainsi se prémunir contre les prix bas de l'électricité, tout en conservant le potentiel de bénéfices en cas de hausse des prix. Cela peut sembler attrayant au premier abord, mais peut conduire à des offres plus agressives lors des ventes aux enchères, les investisseurs misant sur les opportunités de profit et prenant sciemment des risques. En effet, des projets d'éoliennes offshore, par exemple, ont fait l'objet d'offres nulles.

Certains pays européens paient certes primes de marché flottantes mais seulement pour une durée limitée. Cela signifie que les installations sont exposées au marché libre après 10 ou 12 ans déjà. Dans les cas extrêmes, un tel modèle de prime se rapproche d'une contribution à l'investissement : Si la prime n'est théoriquement versée que pendant un an, elle correspond à peu près à une contribution à l'investissement.

Réforme du marché de l'électricité de l'UE par des contrats de différence et non par des modèles de primes de marché

Le trialogue à venir entre la Commission européenne, le Parlement et le Conseil des ministres sur l'évolution de la législation européenne en matière d'énergie favorisera donc le développement des contrats de différence pour la promotion des énergies renouvelables et limitera les modèles de primes de marché. Cette approche correspond également à la recommandation de l'Institut allemand de recherche économique qui, dans une Étude publié en 2022 est parvenu à une conclusion similaire. D'ici 2030, les consommateurs pourraient réduire leurs coûts d'électricité de 800 millions d'euros par an et auraient économisé près de 15 milliards d'euros en 2022 grâce aux contrats de différence, selon le rapport final.

Le traitement des subventions pour les centrales nucléaires et à charbon européennes donnera néanmoins lieu à d'autres discussions au sein du trialogue. L'électricité nucléaire bon marché peut justement entraîner rapidement des distorsions de concurrence sur les marchés européens de l'électricité et les subventions au charbon ne devraient plus exister. Le Parlement prévoit de permettre, outre les contrats de différence, des mécanismes de soutien direct équivalents pour les énergies renouvelables. En outre, il est exigé qu'au moins 50% des contrats de différence (CfD) soient attribués par le biais d'appels d'offres publics.

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Les banques se séparent de leurs clients sans plans d'épargne CO₂

Dans le cadre des uniformisations européennes, les Les banques sont de plus en plus sous pression en raison de leurs critères d'octroi de crédit. Le site Obligation de rapport CSRD, la taxonomie ainsi que les deux directives prévues telles que la directive sur la diligence raisonnable en matière de développement durable des entreprises (CSDDD) et la loi sur l'industrie nette zéro s'imbriquent de plus en plus étroitement. Ainsi, il reste presque plus de prêts pour des projets fossiles. Poussés par leurs propres plans climatiques, de nombreux instituts de crédit renoncent déjà à de nouvelles affaires et se séparent même de clients existantsLes entreprises ne sont pas prêtes à élaborer leurs propres plans nets zéro. Les groupes pétroliers, gaziers et charbonniers ont déjà du mal à générer des capitaux frais pour leurs plans. Les banques se séparent progressivement de leurs clients existants de ces secteurs. Mais les entreprises à forte consommation d'énergie de l'industrie de l'acier et du ciment ainsi que des secteurs de l'aviation, de la navigation et de l'automobile sont déjà concernées par les plans de transition.

Renforcement des normes environnementales pour les financements

Les banques concentrent de plus en plus leurs activités commerciales sur des projets de décarbonisation, de soutien à la nature et à la biodiversité. Dans le cadre de leurs propres objectifs climatiques, elles développent les offres en matière de Finance liée aux ESG continue de s'étendre. Cette évolution est déjà sensible dans les entreprises de la Chaînes d'approvisionnement pour les multinationales. Une échelle classe les entreprises en "vertes", "en transition" et "brunes", en fonction de leur contribution au changement climatique et de leurs Efforts de réduction du CO₂. Le financement lié à l'ESG lie les conditions de crédit à la réalisation de critères ESG. Les entreprises ou les projets qui atteignent ces objectifs bénéficient de meilleures conditions de financement. Celles qui ne les remplissent pas doivent s'attendre à des coûts plus élevés. Cela crée des incitations pour les pratiques commerciales durables et la responsabilité sociale.

La mise en œuvre de la finance liée à l'ESG implique l'établissement de critères ESG pertinents et la définition d'objectifs et d'indicateurs pour évaluer la performance. Cette démarche s'applique à différents instruments et transactions financiers et favorise la durabilité et la responsabilité des entreprises. Les risques diminuent pour les prêteurs et il en résulte des avantages concurrentiels pour toutes les parties concernées. Déjà 30 autres établissements de crédit mettent en place leurs propres plans climatiques et font des mesures d'économie de CO₂ une condition préalable à l'octroi de nouveaux crédits aux entreprises.

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Objectifs de la loi sur l'efficacité énergétique

L'objectif principal de cette loi est de Augmentation de l'efficacité énergétique dans les entreprises allemandes. Il doit contribuer à réduire la consommation d'énergie primaire et finale et à atteindre les objectifs nationaux et européens en matière d'efficacité énergétique. Celle-ci vise à réduire la consommation d'énergie de l'UE de 11,7 % d'ici 2030. L'EnEfG allemande vise également à réduire l'importation et la consommation de de combustibles fossilesL'objectif est d'assurer la sécurité de l'approvisionnement énergétique et de contribuer à la protection du climat à l'échelle mondiale.

Qui est concerné ?

Avec l'EnEfG, ce ne sont pas seulement les gouvernements fédéraux et régionaux, ainsi que les autorités de régulation, qui sont appelés à intervenir. institutions publiquesmais aussi de nombreuses entreprises sont confrontées à des exigences supplémentaires. Ainsi, le gouvernement fédéral prévoit des économies dans le secteur public, qui doit en même temps jouer un rôle d'exemple, à hauteur de 45 térawattheures par an au niveau fédéral et de cinq térawattheures dans les différents Länder d'ici 2030. Concrètement, la loi sur l'efficacité énergétique définit également les exigences pour les centres de données. Ils devront à l'avenir respecter certaines normes d'efficacité énergétique, maintenir une température minimale prescrite pour le refroidissement de l'air et utiliser judicieusement la chaleur résiduelle. Parallèlement, les installations existantes sont tenues d'améliorer l'efficacité de leur consommation d'électricité. Cela signifie que les exploitants de centres de données doivent miser davantage sur l'utilisation d'électricité provenant de sources d'énergie renouvelables.

La loi sur les économies d'énergie (EnEfG) : Nouvelles obligations pour les entreprises consommant plus de 7,5 GWh

Les valeurs limites pour l'introduction obligatoire d'un système de gestion énergétique ou environnementale sont réajustées. Selon la version de la loi sur l'efficacité énergétique adoptée par le Bundestag le 21 septembre 2023 doivent être maintenant Entreprise avec une consommation d'énergie annuelle totale de plus de 7,5 gigawattheures (GWh) à l'avenir un EMS ou un UMS selon ISO 50001 ou EMAS introduire. La moyenne des trois dernières années sera prise en compte pour calculer la consommation d'énergie. Les entreprises concernées ont 20 mois pour se conformer à cette obligation après l'entrée en vigueur de la loi. Le respect de cette exigence fera l'objet de contrôles aléatoires par l'Office fédéral de l'économie et du contrôle des exportations (BAFA). Les entreprises tenues d'introduire un système de gestion de l'énergie ou de l'environnement ne sont pas tenues de réaliser un audit énergétique. En outre, les entreprises dont la consommation d'énergie est supérieure à 7,5 GWh doivent satisfaire à d'autres exigences de l'EnEfG :

• Dans le cadre de l'introduction d'un système de gestion de l'énergie ou de l'environnement ou de la réalisation d'un audit énergétique prescrit conformément à la loi sur les services énergétiques (EDL-G), il faut tous les flux d'énergie dans l'entreprise doivent être déterminés. Cela concerne en fait tous les processus, de l'utilisation du parc de véhicules à la consommation d'énergie des machines ou à la gestion des rejets thermiques, en passant par la technique des bâtiments. Toutes les mesures d'économie d'énergie doivent également être définies dans ce cadre.
• Les plans de mise en œuvre de ces mesures doivent être accompagnés être confirmés par des certificateurs, des vérificateurs ou des auditeurs externes et être rendus publics.
• Toutes les mesures identifiées doivent être évaluées économiquement, conformément à DIN 17463/VALERI. Une mesure doit être être mis en œuvre dans un délai de deux ansLes investissements dans des biens immobiliers sont considérés comme des investissements à long terme lorsqu'ils donnent lieu à une valeur en capital positive après 50 % maximum de la durée d'utilisation (tableaux d'amortissement du ministère fédéral des finances).
• Sources de chaleur perdue doivent être identifiées et des mesures doivent être développées pour éviter ou utiliser la chaleur perdue.

La loi sur les économies d'énergie (EnEfG) : Nouvelles obligations pour les entreprises consommant plus de 2,5 GWh

Même les entreprises moins énergivores dont la consommation est inférieure à 7,5 GWh doivent respecter certaines exigences, conformément à la version de la loi sur l'efficacité énergétique adoptée par le Bundestag. L'EnEfG oblige toutes les entreprises dont la consommation annuelle totale d'énergie est de plus de 2,5 GWh à publier des plans concrets et réalisables de mesures d'économie d'énergie au plus tard dans un délai de trois ans. Il s'agit notamment

• L'identification des mesures d'économie d'énergie et leur évaluation selon la norme DIN EN 17463 (VALERI).
• L'élaboration et la publication de plans de mise en œuvre pour toutes les mesures économiquement réalisables dans les trois ans suivant l'entrée en vigueur de la loi.
• La confirmation de l'exhaustivité et de l'exactitude des plans de mise en œuvre élaborés par des certificateurs, des experts environnementaux ou des auditeurs énergétiques, à présenter sur demande à l'Office fédéral de l'économie et du contrôle des exportations (BAFA).
• L'identification des sources de chaleur perdue et le développement de mesures pour éviter ou utiliser cette chaleur perdue.

Pas de changement pour les obligations d'audit énergétique selon la loi sur l'efficacité énergétique (EnEfG)

L'obligation de réaliser un audit énergétique pour les non-PME est maintenue. La seule exception concerne les entreprises qui sont tenues par l'EnEfG d'introduire un système de gestion de l'énergie ou de l'environnement. Les entreprises qui ont plus plus de 250 employés et/ou un JUn chiffre d'affaires annuel de plus de 50 millions d'euros respectivement un total du bilan annuel de plus de 43 millions d'euros sont concernées par l'obligation d'audit énergétique. Toutefois, si l'obligation d'introduire un système de gestion environnementale ou énergétique et l'obligation d'audit énergétique s'appliquent toutes deux à une entreprise, l'obligation d'audit énergétique est suspendue pendant une période de transition.

Les infractions à la loi EnEfG sont lourdement sanctionnées

Si les entreprises ne respectent pas les dispositions de la loi sur l'efficacité énergétique, elles seront considérées comme des infractions et seront passibles d'une amende. Amende pouvant aller jusqu'à 100.000 euros punis.

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Aktuell trennt sich beispielsweise das Bankenhaus ING Deutschland von Firmenkunden, die keine angemessenen Antworten auf ihren CO₂-Fußabdruck geben können und lehnt deren Kreditanfragen vehement ab. Diese bemerkenswerte Entwicklung folgt der Einführung von ESG-Linked Finance. Sie ist eine Finanzierungsform, die darauf abzielt, ökologische und soziale Nachhaltigkeit in den Mittelpunkt zu rücken und dadurch einen positiven Einfluss auf die Gesellschaft und die Umwelt zu erzielen.

So kommt auch die Bundesbank in ihrem “Bank Lending Survey” für Deutschland im Sommer 2023 zu dem Schluss, dass die Kreditvergabe für Unternehmen zunehmend von ihrer Klimabilanz abhängig gemacht wird. Etwa 30 weitere Kreditinstitute gaben damals an, die Auflagen für Unternehmens- oder Baufinanzierungen an klimaschädliche Betriebe zu verschärfen. Diese Zahl hat sich im Herbst 2023 noch einmal erhöht.

Nach den neuesten Erhebungen durch die Frankfurt School of Finance, der PPA und openESG verlangen zwischenzeitlich 94 % der Banken auch von kleinen und mittelgroßen Unternehmen ESG-Daten, sobald sie Kredite anfordern. Eingeteilt werden die Unternehmen dabei in “grüne” Unternehmen, die nicht oder nur wenig zum Klimawandel beitragen, Unternehmen im Übergangsprozess, die zwar dazu beitragen, aber bei der Umstellung auf klimafreundliche Geschäftsprozesse relevante Fortschritte erzielen und sog. braune Unternehmen, die in hohem Maße CO₂-Emissionen verursachen, mit der Umstellung noch nicht begonnen haben oder bisher noch keine Fortschritte zur CO₂-Reduktion erzielt haben.

Was ist ESG-Linked Finance genau?

ESG-Linked Finance ist eine Form der Finanzierung, bei der die Kreditkonditionen eines Unternehmens oder Projekts an die Erfüllung von ESG-Kriterien gebunden sind. Dabei werden spezifische Ziele und Indikatoren festgelegt, die mit der Erreichung nachhaltiger Ziele in Zusammenhang stehen. Oft belohnen Finanzierungsinstitutionen Unternehmen oder Projekte, die ihre ESG-Performance verbessern, mit besseren Finanzierungskonditionen, während solche, die die festgelegten Ziele nicht erreichen, mit höheren Kosten rechnen müssen. ESG-Linked Finance schafft somit Anreize für Unternehmen, nachhaltigere Geschäftspraktiken zu verfolgen und gesellschaftliche Verantwortung zu übernehmen.

Wie wird “Nachhaltigkeit” umgesetzt?

Die Umsetzung von ESG-Linked Finance kann auf verschiedene Weise erfolgen. In der Regel werden zunächst die relevanten ESG-Kriterien festgelegt, die für das Unternehmen oder das Projekt von Bedeutung sind. Dies könnten beispielsweise die Reduzierung des CO₂-Ausstoßes, die Förderung von Geschlechtergleichheit, die Stärkung der Unternehmensführung oder die Einhaltung ethischer Verhaltensstandards sein.

Anschließend werden Ziele und Kennzahlen definiert, anhand derer die Leistung des Unternehmens oder Projekts in Bezug auf diese ESG-Kriterien gemessen wird. Diese Ziele können sowohl absolut als auch relativ sein und von Unternehmen zu Unternehmen variieren, je nach Branche, Standort und anderen spezifischen Gegebenheiten.

ESG-Linked Finance kann sich auf verschiedene Finanzinstrumente und -transaktionen erstrecken, wie zum Beispiel Kredite, Anleihen oder Darlehen. Unternehmen, die ihre ESG-Ziele erreichen oder übertreffen, können dann von günstigeren Zinssätzen, längeren Laufzeiten oder anderen finanziellen Vorteilen profitieren. Im Gegensatz dazu können Unternehmen, die ihre ESG-Ziele nicht erreichen, mit höheren Finanzierungskosten oder anderen Sanktionen konfrontiert werden.

Vorteile von ESG-Linked Finance

Die Einführung von ESG-Linked Finance bietet sowohl für Unternehmen als auch für Investoren zahlreiche Vorteile:

1. Nachhaltigkeit und Verantwortung. ESG-Linked Finance fördert nachhaltige Geschäftspraktiken und zwingt Unternehmen dazu, ihre soziale und ökologische Verantwortung stärker zu berücksichtigen.
2. Besseres Risikomanagement. Investoren können durch die Einbeziehung von ESG-Kriterien in ihre Investitionsentscheidungen langfristige Risiken reduzieren. Unternehmen, die nachhaltiger wirtschaften, sind oft besser positioniert, um zukünftige Herausforderungen zu bewältigen.
3. Avantages concurrentiels. Unternehmen, die ihre ESG-Ziele erreichen, können von verbessertem Zugang zu Kapital und einem positiveren Image bei Kunden und Geschäftspartnern profitieren.
4. Positive Auswirkungen auf die Gesellschaft und Umwelt. ESG-Linked Finance trägt dazu bei, Unternehmen in die Pflicht zu nehmen, sozial und ökologisch verantwortungsbewusst zu handeln, und unterstützt Projekte, die einen positiven Beitrag zur Gesellschaft leisten.

Conclusion

ESG-Linked Finance hat das Potenzial, die Finanzwelt zu verändern und nachhaltiges Investieren voranzutreiben. Durch die enge Verknüpfung von Finanzierungskonditionen mit der Erfüllung von ESG-Zielen können Unternehmen und Investoren gleichermaßen dazu beitragen, eine nachhaltigere und verantwortungsbewusstere Wirtschaft zu fördern. Während ESG-Linked Finance weiter an Bedeutung gewinnt, sollten weitere Standards und noch mehr Transparenz in der Definition und Umsetzung von ESG-Kriterien eingeführt werden. Damit wäre auch die Glaubwürdigkeit und Effektivität dieses Ansatzes gewährleistet. Nicht zuletzt ist die Investition in die ESG-Ziele ein zusätzlicher Baustein für das Unternehmens-Marketing.

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Les autorités renforcent la lutte contre les violations ESG et le greenwashing

Die USA greift demnach aktuell härter durch als noch im Vorjahr, als man die US-Großbank Goldman Sachs zu 4 millions de 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.

La CSDDD doit constituer le cadre de la CSRD et de la taxonomie européenne

Le 23 février 2022, la Commission européenne a été la première institution de l'UE à proposer une Directive relative à la diligence raisonnable en matière de développement durable des entreprises (CSDDD) a été publiée. L'objectif de cette proposition est d'obliger légalement les entreprises actives dans l'UE à respecter des Normes en matière de droits de l'homme et de protection de l'environnement dans leurs activités globales Chaînes d'approvisionnement et de mieux sanctionner les violations ESG et l'écoblanchiment. Cette proposition constitue un pas important vers une gestion durable dans des conditions européennes uniformes et complète les règles existantes ainsi que d'autres initiatives réglementaires en cours, telles que la directive sur le reporting en matière de développement durable des entreprises (CSRD) avec son Obligation de rapport CSRD et les Règlement de l'UE sur la taxonomie. Sie soll ab Mitte 2029 für Unternehmen mit mehr als 5.000 Beschäftigten und mehr als 1,5 Mrd. Umsatz gelten.

Unifications européennes jusqu'en 2026

La CSDDD associe donc les Obligation de rapport CSRD avec la Taxonomie et tente d'aligner les règlements. Dans l'ensemble, les entreprises devraient s'attendre à ce que Les exigences ESG continuent d'augmenter devenir et Le greenwashing encore plus sévèrement poursuivi 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.

Points clés du CSDDD contre les violations ESG et le greenwashing

Les entreprises, les filiales et les directions seront tenues d'identifier et de signaler les impacts négatifs de leurs activités sur l'environnement et les droits de l'homme tout au long de la chaîne de valeur, et de les minimiser ou d'y remédier. Les grandes entreprises devront développer une stratégie commerciale conforme aux accords de Paris sur le changement climatique et les États membres de l'UE mettront en place des autorités de contrôle et un réseau européen pour émettre des injonctions et des recommandations. Amendes de mieux coordonner les actions. Ici, les victimes peuvent également de droit civil contre les entreprises responsables procéder.

La CSDDD, une épée plus tranchante

Les récentes amendes infligées à DWS Group et Goldman Sachs pour violation des principes ESG et greenwashing montrent que que les autorités soient plus strictes. L'UE prévoit d'introduire la directive Corporate Sustainability Due Diligence (CSDDD) afin de contraindre les entreprises à respecter les normes environnementales et les droits de l'homme dans leurs chaînes d'approvisionnement et de créer une superstructure contraignante des directives déjà existantes. Les grandes entreprises doivent développer des stratégies dès maintenantLes entreprises doivent donc s'adapter aux accords de Paris sur le climat. Les petites entreprises seront moins touchées. Cela souligne la importance croissante de la durabilité et de la transparence dans la gestion d'entreprise.

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Amendement du NELEV dans le cadre de l'amendement de la loi sur l'énergie 2023 et du paquet solaire

L'amendement NELEV avec la procédure simplifiée de raccordement au réseau a été développé en collaboration avec l'Agence fédérale des réseaux et le secteur de l'énergie solaire. Elle fait partie d'une nouvelle ordonnance sur les exigences en matière d'installations énergétiques (EAAV), des modifications prévues dans la loi sur la gestion de l'énergie (EnWG) et du Paquet solaire de la BMWK. Afin que les installations de 500 kWp puissent être autorisées de manière accélérée, il a également été décidé de prolonger la possibilité d'augmenter temporairement la charge du réseau à très haute tension conformément au § 49b EnWG.

Certificats en ligne Base de données des composants

Dans le cadre de cette procédure de certification simplifiée selon NELEV, seules les installations de moins de 135 kWp en bénéficiaient jusqu'à présent. Désormais, certaines directives VDE, comme la VDE-AR-N 4110 et la VDE-AR-N 4105, sont révisées sous haute pression et un registre en ligne pour les certificats de composants est mis en place. Ainsi, les contrôles individuels supplémentaires et coûteux effectués par les exploitants de réseau avant la mise en réseau doivent être réduits au minimum. Il suffira donc à l'avenir de transmettre à l'exploitant du réseau le numéro de certificat de l'onduleur monté dans leur installation. Au total, l'envoi numérique simple des certificats unifiés permet de réduire la charge de travail et les coûts d'une installation PV en toiture jusqu'à 500 kWp avec une alimentation maximale de 270 kilowatts.

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Une enveloppe de 32 milliards de dollars est mise à disposition

En 15 paragraphes, le projet central de la loi sur les opportunités de croissance prévoit dans son article 1 que les mesures d'efficacité énergétique dans les entreprises seront soutenues par une prime à l'investissement de 15 %, indépendante des bénéfices. En principe, les investissements sont soutenus s'ils permettent aux entreprises de réduire leur consommation d'énergie ou d'introduire des mesures d'efficacité énergétique. Les investissements éligibles doivent être intégrés dans un système de gestion énergétique ou environnementale (ISO 50001 / EMAS) ou dans un audit énergétique selon DIN EN 16247 doivent être inclus. Ils doivent être certifiés par un conseiller en énergie indépendant comme étant particulièrement efficaces sur le plan énergétique. Lors de la soumission des demandes, il ne faut pas non plus oublier de présenter un concept global d'économies. Les demandes à cet effet peuvent être déposées à partir de 2024 et jusqu'au 31.12.2029. Durant cette période, un maximum de 200 millions d'euros peut être déposé comme base de calcul, dont 15 % sont alors pris en charge. Au total, une entreprise peut présenter au maximum quatre demandes jusqu'en 2030, la plus petite mesure commençant à partir d'une base de calcul de 5.000 euros.

Les PME doivent être encouragées par la loi sur les opportunités de croissance

In d'une Communiqué de presse Le gouvernement fédéral écrit à propos du plan en 10 points : "La loi sur les opportunités de croissance complète les mesures de soutien fiscal aux petites et moyennes entreprises qui ont déjà été adoptées : Par exemple, les allègements fiscaux pour la mise en place d'installations photovoltaïques et de stockage, ainsi que des règles d'amortissement simplifiées pour le secteur du bâtiment, afin de faciliter la construction de logements. Ces mesures ont permis de réduire les impôts de sept milliards d'euros par an". Il est également précisé que "grâce à cette prime, qui s'applique aux mesures d'efficacité énergétique, les conditions d'implantation sont améliorées grâce à des incitations fiscales pour les investissements dans les technologies propres et respectueuses du climat". La loi sur les opportunités de croissance doit en outre donner des impulsions fiscales pour davantage de recherche, les coûts matériels étant à l'avenir également subventionnés, et l'assiette fiscale triplée. Pour les PME en particulier, le taux de subvention peut même atteindre 35 % dans certains cas.

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Les énergies renouvelables en plein essor en Asie et en Europe

Au niveau mondial, la capacité de toutes les centrales d'énergie renouvelable a augmenté de 9,6 % en 2022, ce qui représente une augmentation totale de 295 gigawatts. Cela a permis de réduire de 521 milliards de dollars les dépenses mondiales en électricité produite à partir de combustibles fossiles. Ce sont les pays asiatiques qui en ont le plus profité avec 199 milliards de dollars US, suivis de près par l'Europe. Ici, les économies s'élèvent à 176 milliards de dollars. Par conséquent, 86 % de toutes les nouvelles centrales d'énergie renouvelable mises en service produisent de l'électricité à un prix inférieur à celui des installations utilisant des combustibles fossiles. Le développement économique des énergies renouvelables se traduit par une baisse des coûts de production dans les domaines du photovoltaïque, de l'éolien terrestre, du solaire et de la géothermie. Les coûts ont toutefois légèrement augmenté pour l'éolien offshore et les installations hydroélectriques.

L'année 2022 est considérée comme un tournant dans le secteur de l'énergie

Le directeur général de l'IRENA, Francesco La Camera, a déclaré à ce sujet : "L'IRENA considère l'année 2022 comme un véritable tournant dans le développement des énergies renouvelables, car leur compétitivité n'a jamais été aussi forte malgré l'inflation continue des coûts des matières premières et des équipements dans le monde". Il ajoute : "Aujourd'hui, les arguments économiques en faveur des énergies renouvelables sont plus convaincants que jamais, mais le monde doit ajouter en moyenne 1.000 GW d'énergie renouvelable chaque année d'ici 2030 pour rester à portée des 1,5°C de réchauffement de la planète. C'est plus de trois fois le niveau de 2022".

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Les changements devraient prendre effet à partir de 2024

En principe, le projet de loi du paquet solaire I devait être adopté par le cabinet fédéral avant les vacances d'été 2023. Mais cela n'a pas pu se faire car le projet de loi correspondant n'était pas encore prêt. Le "projet de loi visant à accroître le développement de la production d'énergie photovoltaïque", nom officiel du paquet solaire I, prévoit une nouvelle modification de la loi sur les énergies renouvelables (EEG). Les dispositions prennent effet à partir de 2024 et doivent encore être concrétisées dans les mois à venir.

Concrètement, le paquet solaire I prévoit ce qui suit pour les entreprises :

D'ici 2030, l'Allemagne devrait Parcs solaires et Installations agri-PV avec une puissance totale de 80 GW. Pour ce faire, les procédures d'autorisation complexes sont assouplies et une Règle de l'opt-out. Cela signifie qu'un permis de construire sera délivré plus rapidement pour les surfaces destinées à une utilisation photovoltaïque. Cette mesure s'appliquera si elle n'a pas été expressément contestée au préalable. Cela vaut également pour les surfaces dont l'accès n'est possible que via des tiers. Modifications et Extensions du droit d'usage des chemins pour les installations d'énergie renouvelable sont déjà en cours de concertation à ce sujet. En outre, la ce que l'on appelle le plan de surface selon laquelle, par exemple, seules des procédures accélérées sont possibles jusqu'à présent pour les installations au sol prévues à une distance de 200 mètres des voies ferrées ou des autoroutes. Afin d'augmenter l'attractivité de l'agri-PV pour l'agriculture, la Rétribution du courant injecté pour de telles installations soulevé. Les gouvernements des différents Länder sont tenus d'orienter le développement des parcs solaires et des installations agri-voltaïques et peuvent également freiner les projets s'ils dépassent l'objectif de développement.

Le site Paquet solaire I prévoit également pour les entreprises un un repowering moins compliqué des installations existantes sur les toits et pour les nouvelles installations PV, le les procédures simplifiées de raccordement au réseau intervenir plus souvent. L'accélération des autorisations doit être obtenue par des "contrôles pratiques", car 50 obstacles bureaucratiques ont déjà été identifiés jusqu'à présent, qui freinent massivement le développement actuel de l'énergie photovoltaïque. Les différentes étapes visant à réduire la bureaucratie des procédures d'autorisation et à accélérer l'accès aux réseaux électriques seront élaborées plus en détail. Il en va de même pour les offres de soutien, qui doivent également être accélérées à l'avenir.

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Qu'est-ce que la "directive sur les énergies renouvelables" (RED) ?

De manière générale, la directive sur les énergies renouvelables de l'Union européenne (UE) a pour objectif d'augmenter la part des énergies renouvelables dans la consommation totale d'énergie de l'UE. Elle fixe des objectifs contraignants pour la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d'énergie. Il existe en outre des objectifs spécifiques pour le développement des énergies renouvelables dans le secteur des transports et dans le domaine de la production de chaleur et de froid. La RED contient également des dispositions relatives à la promotion des énergies renouvelables, à l'efficacité énergétique et à la durabilité des bioénergies, et stipule que les États membres doivent élaborer des plans d'action nationaux pour atteindre leurs objectifs. En outre, elle encourage le développement des énergies renouvelables par des mesures telles que les tarifs de rachat, les systèmes de quotas, les appels d'offres et les règles d'accès au réseau, et constitue un instrument important pour soutenir la transition énergétique et la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans l'UE. Globalement, RED encourage l'utilisation de sources d'énergie renouvelables telles que l'énergie éolienne, l'énergie solaire, la biomasse, l'énergie hydraulique et la géothermie, contribuant ainsi à réduire la dépendance aux combustibles fossiles.

Qu'est-ce qui a changé en plus avec RED III ?

L'amendement de la directive sur les énergies renouvelables prévoit en outre un doublement de la part des énergies renouvelables dans la consommation totale d'énergie dans les secteurs du bâtiment et des transports, et fixe d'autres définitions et dispositions obligatoires : le traitement des e-fuels, l'explication du terme "hydrogène vert" ainsi que, par exemple, l'utilisation et l'évaluation du bois ou de la biomasse comme source d'énergie. Les sous-objectifs de la législation relative à l'industrie du chauffage et du refroidissement urbains ont également été affinés dans le cadre de la procédure de trilogue entre la Commission européenne, le Parlement et le Conseil européen et ont été adoptés avec la RED III. Seules les questions relatives à l'exclusion des centrales hydroélectriques des zones prioritaires ou à leur caractère durable et à la possibilité de prendre en compte les e-fuels issus de l'électricité nucléaire dans les objectifs du secteur des transports doivent maintenant faire l'objet de nouvelles négociations.

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Compensation des coûts par des contrats de protection climatique

Si une entreprise obtient un contrat de protection climatique, les coûts supplémentaires nécessaires pour passer aux énergies renouvelables sont remboursés par des compensations subventionnées par l'État. Le programme ne s'adresse pas uniquement aux grandes entreprises du secteur de l'énergie. Industrie de l'acier, de la chimie, du ciment ou du verremais expressément aussi à la classe moyenne. Il soutient le passage à une production respectueuse du climat au cours des 15 prochaines années. Toutefois, si la production climatiquement neutre devient plus avantageuse que la production à partir de combustibles fossiles, le paiement s'inverse. Les entreprises qui bénéficiaient auparavant d'une aide doivent alors rembourser les recettes supplémentaires qu'elles ont perçues.

Les fonds qui viennent d'être mis à disposition proviennent du Négoce de certificats CO₂ LBVM. Celles-ci doivent également être utilisées pour protéger les entreprises en cas d'évolution des prix de l'énergie. Les entreprises intéressées doivent maintenant soumettre leur projet de neutralité climatique au ministère fédéral de l'Économie et de la Protection du climat. s'inscrire. Dès qu'ils auront chiffré leurs dépenses respectives, ils pourront soumettre leur demande. Dans une deuxième étape, qui devrait avoir lieu cette année, les offres les plus avantageuses recevront des contrats de protection climatique jusqu'à ce que les moyens financiers débloqués jusqu'à présent soient épuisés. Un "montant à deux chiffres en milliards" a été mis à disposition à cet effet, a expliqué le ministre fédéral de l'économie et du climat Robert Habeck.

Nécessité de poursuivre l'élaboration des contrats de protection climatique pour les entreprises

Au total, le paquet de plusieurs milliards doit permettre de promouvoir de nouveaux modes de production respectueux du climat, dont l'introduction est jusqu'à présent coûteuse et risquée pour les entreprises. Le gouvernement fédéral espère ainsi donner une nouvelle impulsion aux investissements dans les innovations climatiques, dont l'ensemble de l'industrie pourra profiter à moyen et long terme.

En principe, l'ensemble du programme allemand de contrats de protection climatique a déjà été convenu avec l'UE. Seuls les détails doivent encore être élaborés afin d'éviter toute distorsion de concurrence entre les entreprises européennes. Jusqu'à présent, seuls les Pays-Bas ont lancé un programme de soutien similaire. L'offre de contrats de protection climatique est un autre élément important pour soutenir les entreprises à forte consommation d'énergie dans le cadre de la stratégie de Lisbonne. Décisions de l'Union européenne d'avril 2023.

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La limite actuelle de 135 kWc pour les installations PV en toiture doit être augmentée

Ce n'est qu'en avril 2018, lorsque la norme VDE AR-N 4105 de 96 pages est entrée en vigueur, que la validité des normes pour les niveaux de tension a de facto été assouplie et que la limite de 135 kWp a été introduite. Ainsi, jusqu'à aujourd'hui, les installations photovoltaïques de 135 kWh et plus sont soumises à la coûteuse directive sur la moyenne tension VDE AR-N 4110 comme règle de raccordement au réseau. Une telle certification coûte rapidement plusieurs milliers d'euros et représente une lourde charge bureaucratique. Les installations photovoltaïques d'une puissance comprise entre 135 kilowatts et 950 kilowatts se contentent jusqu'à présent d'un certificat d'installation B simplifié selon VDE AR-N 4110, mais ces exigences de certification excessivement strictes suscitent l'inquiétude des entreprises désireuses d'investir et créent un goulet d'étranglement lors de la demande de raccordement au réseau. Les projets de décrets présentés aujourd'hui visent à accélérer et à simplifier l'ensemble du processus pour les installations jusqu'à 500 kWc.

Des objectifs élevés exigent des connexions réseau simplifiées et une vitesse accrue

Pour répondre à l'ambitieux Objectif d'une augmentation annuelle de 22 gigawatts de puissance solaire et de pouvoir l'étendre à 215 gigawatts en Allemagne d'ici 2030, cette mesure doit être mise en œuvre le plus rapidement possible dans le décret relatif à la preuve des propriétés électrotechniques (NELEV) ainsi que dans un nouveau décret relatif aux exigences techniques (TAV). Cela devrait stimuler davantage la demande des entreprises pour les installations photovoltaïques sur les toits commerciaux et industriels. Dans cette optique, le NELEV a déjà été adapté dans ce sens fin juillet 2022. Les exploitants d'installations jusqu'à 950 kWp sont autorisés à procéder à une mise en service provisoire même s'ils ne disposent pas d'un certificat. Mais seulement s'ils font approuver le certificat B de l'installation en même temps que la déclaration de conformité. Cela peut se faire jusqu'à 18 mois après le raccordement au réseau. Cette solution transitoire pour les raccordements simplifiés au réseau, que l'on peut trouver dans le cadre du Loi sur l'énergie (EnWG) est encore valable jusqu'en 2025. Elle a permis d'atténuer quelque peu l'embouteillage des certifications, de sorte que de nombreuses installations photovoltaïques terminées à cette date ont pu être mises en service depuis.

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Le coût de revient de l'électricité photovoltaïque a été réduit de 85 % en 12 ans

Selon le rapport "Coûts de la production d'énergie renouvelable en 2020". de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), les coûts de production mondiaux de l'électricité solaire ont baissé en moyenne de 85 % en 2020 par rapport aux coûts de 2010. Dans certains pays, comme la Chine, l'Inde et les États-Unis, les Coûts de production de l'électricité PV sont désormais inférieurs à ceux de la production d'électricité à partir de charbon ou de gaz. Pour l'Allemagne, l'Institut Fraunhofer a réalisé une étude sur les coûts de l'énergie solaire. Étude se basent sur des valeurs similaires : selon ces données, les coûts de production d'électricité pour les grandes installations photovoltaïques se situent entre 3,12 et 11,01 centimes d'euro par kWh en 2021, la fourchette s'expliquant par le fait que le calcul a fait la distinction entre différents types d'installations photovoltaïques. Plus l'installation est grande, plus les coûts par kWp sont faibles, et le fait qu'elle soit réalisée avec ou sans stockage d'électricité est déterminant pour les coûts de production d'électricité dans leur ensemble. Si l'on compare la moyenne des LCOE pour les installations photovoltaïques en Allemagne en 2011 et en 2021, les coûts sont également inférieurs de 85 %.

Faibles coûts de production d'électricité pour les énergies renouvelables

Avec une valeur moyenne de près de 6 centimes d'euros par kWh, les grandes centrales photovoltaïques sont désormais au même niveau que les éoliennes terrestres, qui ont toujours été assez avantageuses. Ces dernières ont tout de même réussi à faire baisser leurs coûts de production d'électricité de 9 à 6 centimes d'euro par kWh en moyenne au cours des dernières années. Les deux études concluent que la production d'électricité par les grands Parcs solaires représente aujourd'hui la variante la plus rentable. Hormis les petites installations PV privées sur les toits avec stockage ou les éoliennes offshore, l'électricité produite à partir de biogaz est aujourd'hui la plus chère des énergies renouvelables. Les experts attribuent la baisse des coûts de production de l'électricité PV principalement aux progrès technologiques et à la production de masse. De plus, l'efficacité des modules PV a augmenté, tandis que les coûts de fabrication et d'installation ont diminué. Le développement de systèmes PV innovants, tels que la combinaison de systèmes PV avec des systèmes de stockage d'énergie, contribue également à la réduction des coûts. On s'attend à ce que cette tendance se poursuive dans les années à venir.

Hausse des coûts de production de l'électricité à partir de combustibles fossiles

De manière générale, les coûts de production de l'électricité à partir de combustibles fossiles ont augmenté au cours des dernières décennies. Cela s'explique en partie par le fait que certaines réserves de combustibles fossiles sont devenues plus difficiles d'accès, ce qui entraîne des coûts d'extraction et d'exploration plus élevés. Pour le gaz en particulier, le prix de revient a atteint entre-temps près de 30 centimes d'euro par kWh en raison de l'invasion russe en Ukraine. Malgré l'apaisement actuel des prix, ils ont encore atteint une valeur supérieure à 20 centimes d'euro par kWh en moyenne annuelle en 2022. Outre les coûts d'approvisionnement plus élevés, les réglementations environnementales plus strictes renchérissent également les combustibles fossiles en Europe. Les prix des émissions de CO₂ continuent d'être augmentés successivement par les pays ainsi que par l'Union européenne.

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Les carports solaires, les installations au sol ou les installations photovoltaïques agricoles et flottantes sont désormais éligibles au financement

Planifié Parcs solairesLes installations photovoltaïques flottantes et les installations agri-photovoltaïques peuvent recevoir jusqu'à 25 % ou 1 million d'euros de subventions. De même, les installations photovoltaïques sur les toits des bâtiments communaux associées à des batteries de stockage sont désormais subventionnées à hauteur de 90 % maximum ou 350.000 euros. Une nouveauté est la subvention pour la construction de Abris de voiture avec panneaux solaires sur des parkings ouverts de plus de dix places. Cela sera désormais subventionné à hauteur de 500 euros maximum par kWp ou 50.000 euros. En outre, les projets photovoltaïques en façade peuvent également compter pour la première fois sur des subventions. Ils seront subventionnés à hauteur de 350 euros maximum par kWp ou 50.000 euros. En outre, tous les projets photovoltaïques bénéficient d'un soutien financier pour les études de faisabilité, les travaux de planification et les services de conseil.

Les entreprises, les communes et les particuliers peuvent désormais déposer leurs demandes sur progres.nrw.

Vous prévoyez une installation photovoltaïque commerciale et souhaitez profiter dès maintenant des programmes de soutien ? CUBE CONCEPTS calcule toujours actuel et fiableLes entreprises peuvent compter sur des subventions et des indemnités pour leur projet photovoltaïque.

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La pénurie dans l'échange de quotas d'émission met l'économie en difficulté

Concrètement, le nouveau Paquet climatique de l'UELa présidente de la Commission européenne, Mme von der Leyen, a qualifié ce projet de "jalon" et de "plus grand paquet de mesures de protection du climat de tous les temps". Raréfaction des quotas de CO₂ de l'énergie. Il doit servir à encourager les investissements dans les énergies renouvelables et met désormais l'économie, qui avait récemment ressenti un soulagement grâce à la légère baisse des coûts de l'énergie, dans une situation drastiquement difficile.

Tous les secteurs économiques s'attendent à de fortes hausses de prix 

Tous les secteurs économiques sont concernés, du transport à l'industrie en passant par les producteurs d'électricité, qui doivent acheter des quotas de CO₂ pour pouvoir maintenir leur production. La diminution des droits à polluer pour les émissions de CO₂ entraînera inévitablement des de violentes augmentations de prix dans le système européen d'échange de quotas d'émission. Les experts estiment que ces mesures rapporteront environ 700 milliards d'euros à l'UE, qui seront ensuite utilisés de manière ciblée dans les pays pour accélérer le développement du photovoltaïque, de l'éolien ou de l'hydroélectricité.

Les entreprises doivent agir dès maintenant et améliorer leur bilan CO₂

Avec un bilan CO₂ neutre ou même positif, les entreprises sont désormais du bon côté, car il permet non seulement de respecter les exigences légales à venir, mais constitue également un immense avantage concurrentiel et améliore considérablement leur image. Cela est possible en premier lieu grâce à l'utilisation de sa propre électricité neutre en CO₂. Mais l'utilisation de technologies économes en énergie ou l'amélioration de l'efficacité et les économies réalisées dans l'approvisionnement en matières premières et en matériaux peuvent également contribuer à un meilleur bilan CO₂.

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Augmentation annuelle de 3,35 kWh/m² en moyenne

Depuis le recensement, les valeurs du rayonnement global augmentent en moyenne de 3,35 kWh/m² par an. L'énergie rayonnante qui atteint la surface de la terre depuis le soleil est passée en moyenne de 1 005 à environ 1 140 kWh/m² entre 1983 et aujourd'hui. Elle se compose du rayonnement direct (également appelé rayonnement direct), qui atteint la surface de la terre directement depuis le soleil, et du rayonnement diffus (également appelé rayonnement diffusé), qui est diffusé par l'atmosphère. Ces deux types de rayonnement sont émis par des modules solaires modernes en énergie électrique, de sorte que des valeurs de rayonnement global élevées améliorent encore l'efficacité des installations photovoltaïques.

Variables importantes pour les énergies renouvelables : vitesse du vent & rayonnement global

Comme toutes les données météorologiques, le rayonnement global varie : Dans les années les plus difficiles pour les exploitants d'installations photovoltaïques, comme en 2013, il était encore de 1 045 kWh/m² en moyenne. Lors de l'été dit du siècle de 2003, il était par exemple de 1 195 kWh/m² ou en 2018 en Allemagne d'environ 1 210 kWh/m². La valeur record du rayonnement global de 2022 est à mettre en parallèle avec une année de vent seulement moyenne : Les éoliennes ont profité d'une moyenne annuelle de 5,6 m/s, ce qui correspond à peu près à la moyenne de la période de référence (1961 - 1990).

Raisons de l'augmentation du rayonnement global

Les valeurs fluctuantes du rayonnement global sont dues à l'activité solaire et au degré de pollution atmosphérique, dont l'intensité varie constamment. Les experts attribuent toutefois l'augmentation constante au cours des décennies au changement climatique. Les températures plus chaudes permettent à l'atmosphère d'absorber et de stocker davantage d'énergie solaire, ce qui se traduit par un rayonnement global plus élevé ou croissant.

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La plupart des entreprises misent sur les batteries solaires

Les batteries solaires constituent la majeure partie du développement des capacités de stockage d'électricité photovoltaïque en Allemagne. Au total, 2 750 entreprises ont opté pour ce type de stockage d'électricité l'année dernière. Les 1.150 autres ont misé sur d'autres systèmes de stockage d'énergie, comme le stockage d'hydrogène, les centrales de pompage-turbinage, les systèmes Power-to-Heat, les systèmes Power-to-Gas, le stockage d'air comprimé, le stockage d'énergie magnétique supraconductrice ou d'autres systèmes de stockage.

Les capacités de stockage d'électricité PV sont utilisées pour réduire les coûts

Pour les experts, l'évolution générale du prix de l'électricité, l'augmentation de la mobilité électrique ainsi que la forte demande de produits et de services non polluants en termes de CO₂ sont responsables de la forte croissance du stockage d'énergie. Selon une enquête du BVES Bundesverband Energiespeicher Systeme e.V. (Association fédérale des systèmes de stockage d'énergie) 53% des entreprises utilisent leur stockage d'électricité pour réduire les coûts d'électricité, 29% pour leur flotte d'entreprises électriques et 20% pour le stockage d'énergie. Peak Shaving.

Vehicle to Grid et d'autres technologies augmentent les capacités de stockage de l'électricité PV

Ce n'est pas étonnant, car les accumulateurs à batterie, qui sont de plus en plus souvent installés directement dans les bâtiments, assurent la production d'électricité. Stations de recharge pour la flexibilité et la sécurité d'approvisionnement de l'ensemble du système électrique d'une entreprise. Dans tous les cas, les capacités de stockage de l'électricité photovoltaïque pourraient augmenter rapidement dans les prochaines années grâce à la charge bidirectionnelle. Dans ce contexte, les batteries des voitures électriques, qui sont de toute façon déjà disponibles, servent de stockage d'énergie mobile et décentralisé. Vehicle to Grid (V2G) est le nom de cette technologie qui est actuellement développée et promue.

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La baisse des taxes, redevances et prélèvements se répercute sur les prix de l'électricité industrielle

Début 2023, la valeur moyenne d'approvisionnement avec les frais de réseau et la distribution était de 37,25 ct/kWh, soit presque la moyenne annuelle de 2022. Le pic atteint par les prix de l'électricité au second semestre 2022, avec 50,66 ct/kWh, semble donc avoir été dépassé. La suppression de la contribution à la loi sur les énergies renouvelables (EEG) depuis le 1er juillet 2022 a également un impact significatif sur le prix total de l'électricité pour l'industrie et le commerce. Alors que cette valeur était encore de 6,5 ct/kWh en 2021, les autres composantes du prix de l'électricité ne s'élèvent plus qu'à 2,83 ct/kWh. La taxe sur l'électricité est le facteur le plus important avec 1,537 ct/kWh. La taxe de concession, la taxe KWKG, la taxe §19 StromNEV et la taxe de réseau offshore ne jouent qu'un rôle secondaire. Les experts estiment toutefois que le creux de la vague de la tendance à la baisse a déjà été atteint et que les prix de l'électricité en moyenne tension vont à nouveau augmenter. 

Les prix des certificats d'émission de CO₂ restent élevés

Contrairement au prix de l'électricité pour l'industrie & le commerce, les prix du commerce des certificats d'émission de CO₂ ne se sont pas détendus entre-temps. Début 2023, le prix de la tonne de CO₂ était de 90,07 €. C'est seulement 7,5 € de moins que lors du sommet historique d'août 2022 et la moyenne annuelle extrapolée de 2023 est désormais déjà supérieure à celle de 2022. De toute façon, la tendance des prix du marché des quotas d'émission de CO₂, observée depuis 2018, semble se poursuivre. Depuis lors, le prix moyen de la tonne de CO₂ est passé de 15,82 € à 81,81 € et a quadruplé en seulement quatre ans. Cela devrait à lui seul être un signe pour les entreprises d'augmenter leurs Bilan de CO₂ d'améliorer.   

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La puissance solaire des panneaux photovoltaïques au sol doit être augmentée

Les experts voient un potentiel de développement surtout dans les Installations photovoltaïques au solC'est pourquoi le cadre juridique et les possibilités de contrôle des Länder ont été élargis. Jusqu'à présent, l'EEG autorisait les parcs solaires sur les surfaces de conversion et, depuis 2017, également sur les zones dites défavorisées. Cela concernait principalement les surfaces situées dans les zones commerciales et industrielles, ainsi que les vastes bandes périphériques des autoroutes et des voies ferrées, les surfaces de réserve et d'extension des entreprises ou les surfaces de compensation des entreprises et des communes. Il s'agit par exemple de décharges désaffectées, de gravières, de carrières, d'installations sportives ou d'anciens terrains militaires. Depuis 2023, les anciennes tourbières, les installations agri-photovoltaïques (installations photovoltaïques surélevées permettant la plantation, l'exploitation et le passage de tracteurs) et les installations photovoltaïques flottantes sur les lacs s'y ajoutent désormais. Même NABU et BUND saluent cette décision et les Länder de Bade-Wurtemberg, Bavière, Hesse, Basse-Saxe, Rhénanie-du-Nord-Westphalie, Rhénanie-Palatinat, Sarre, Saxe et Saxe-Anhalt utilisent déjà la nouvelle clause d'ouverture.

Procédures d'autorisation accélérées en vue pour les parcs solaires

En 2022, la croissance de la puissance photovoltaïque au sol était d'environ 2,2 gigawatts. Sur ce total, les parcs solaires particulièrement efficaces d'une puissance nominale supérieure à 1 MWP doivent de toute façon se passer de la rémunération de la loi sur les énergies renouvelables, ce qui n'a toutefois guère freiné les investissements : les taux de rémunération déterminés par la procédure d'appel d'offres étaient et sont toujours extrêmement lucratifs. Mais pour tripler chaque année le nombre d'installations solaires, il faut également accélérer les procédures d'autorisation. Celles-ci sont soumises à la planification communale de l'urbanisme et la commune compétente doit pour cela élaborer un plan d'urbanisme et modifier le plan d'occupation des sols. Tout cela prend actuellement beaucoup de temps. Désormais, un grand projet de parc solaire peut toutefois être considéré comme "important pour l'aménagement du territoire" et c'est alors la planification régionale ou nationale qui prend en charge la tâche de délimiter les zones réservées et prioritaires.

Différences régionales de la puissance solaire en Allemagne

Les chiffres différenciés de 2022 concernant la construction d'installations photovoltaïques des différents Länder ne sont pas encore disponibles à l'heure actuelle. Mais en 2021, la Bavière, le Bade-Wurtemberg et le Mecklembourg-Poméranie occidentale ont enregistré la plus forte augmentation en termes de puissance absolue. Les villes-États sont en queue de peloton. Toutefois, si l'on se base sur la puissance solaire par kilomètre carré, la Basse-Saxe, la Thuringe, la Hesse et la Rhénanie-Palatinat devraient rattraper leur retard de toute urgence. La Sarre, la Bavière, le Bade-Wurtemberg et la Rhénanie-du-Nord-Westphalie sont en tête.

Pour plus d'informations, voir ici dans les Renews de l'Agence pour les énergies renouvelables.

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La construction d'installations PV doit également être accélérée par le règlement d'urgence de l'UE

Le règlement d'urgence de l'UE permet aux États membres d'accélérer considérablement le développement des énergies renouvelables par une législation spécifique à chaque pays. Outre des procédures d'autorisation accélérées pour les installations éoliennes sur terre et en mer ainsi qu'un développement plus rapide des lignes électriques, la décision du cabinet fédéral prévoit également de raccourcir considérablement les procédures d'autorisation pour les installations photovoltaïques. De manière générale, le projet du cabinet fédéral prévoit que Installations PV sur les toits commerciaux et industriels ainsi que sur des "structures artificielles", obtiennent l'autorisation nécessaire au développement de l'énergie photovoltaïque au plus tard après trois mois.

Les procédures d'autorisation doivent durer au maximum trois mois

En outre, il est prévu que Parcs solaires sur ces structures artificielles, telles que les carrières, les décharges ou les gravières, ne nécessitent plus d'étude d'impact préalable pour être autorisées. Le repowering - le remplacement d'installations photovoltaïques existantes par des modules solaires plus efficaces - et les mesures de renforcement du réseau devraient également bénéficier d'un allègement et d'un abaissement des obstacles. Dans les deux cas, le projet prévoit qu'à l'avenir, au lieu d'un examen complet de l'incompatibilité, un examen de la différence suffira déjà ou pourra même, dans certains cas, être totalement supprimé dans le cas d'une mesure de repowering.

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L'Agence fédérale des réseaux augmente les valeurs PV dans les appels d'offres de près de 25%

En même temps que la StromPBG, le gouvernement fédéral a également décidé d'augmenter les valeurs maximales dans les appels d'offres photovoltaïques de 25% par l'Agence fédérale des réseaux, ce qui a été directement fixé par l'autorité en décembre 2022 pour le photovoltaïque sur les toits et en janvier 2023 pour les parcs solaires pour le prochain tour des appels d'offres en mars 2023. Les valeurs maximales pour les appels d'offres sont ainsi passées de 8,91 à 11,25 centimes d'euro par kilowattheure pour les installations photovoltaïques sur les toits et de 5,90 à 7,37 centimes d'euro par kilowattheure pour les parcs solaires.

Les objectifs de développement doivent être atteints malgré le frein au prix de l'électricité

Le gouvernement fédéral et l'Agence fédérale des réseaux espèrent que l'augmentation des plafonds donnera un nouvel élan aux investissements dans les énergies renouvelables. C'est précisément parce que les prix des composants et les coûts de financement ont augmenté en 2022 en raison de l'inflation et de la pénurie de matériaux que les signatures se sont multipliées lors des différents cycles d'appels d'offres de la même année. Le marché exigeait un signe clair pour les secteurs de l'énergie solaire et des énergies renouvelables.

Un volume important d'appels d'offres prévu en 2023

L'augmentation des valeurs PV arrive à point nommé, car l'autorité enregistre déjà des volumes très élevés pour les premiers appels d'offres en 2023 et la mesure constitue une incitation claire à investir dans des installations photovoltaïques. Reste à savoir dans quelle mesure cette mesure de l'Agence fédérale des réseaux va stimuler les investissements des entreprises. Avec le CUBE Contracting CUBE CONCEPTS permet également de réaliser des installations photovoltaïques commerciales sans investissement propre ni risque économique et transmet les valeurs supérieures aux entreprises de manière transparente.

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Dabei nahmen die Forscher der Studie die Entwicklung der Anschaffungspreise für erneuerbare Energien genau unter die Lupe: So wurde z. B. die Kostenentwicklung der Stromerzeugung aus Sonne und Wind einbezogen genauso wie die Rate, mit der die Produktionskosten für erneuerbaren Wasserstoff gesunken sind.

Sinkende Stückkosten für erneuerbare Energien

En tant que Basis der Berechnung diente das Lernkurven-Konzept nach Theodore Paul Wright: Mit steigender kumulierter Produktionsanzahl sinken die Stückkosten um einen konstanten Faktor. Konkret als Empfehlung formuliert bedeutet das: Um die Anschaffungskosten für erneuerbare Energien weiter zu senken und saubere Energie für jeden erschwinglich zu machen, müssen bestehende Technologien aktiv ausgebaut und weiterentwickelt werden. So lassen sich technische Automatismen entwickeln, die wiederum zu weiteren Kostenreduktionen mener.

Uns geht es ähnlich: Schließlich lernt man nie aus, sondern mit jedem Projekt dazu. Lassen Sie uns gemeinsam die Energiewende Schritt für Schritt vorantreiben – z. B. mit Ihrer individuellen Solaranlage, für die Sie nicht mal Anschaffungskosten zahlen müssen.

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"La Commission européenne vient de publier son plan de travail pour 2022 - avec l'énergie solaire comme seule technologie énergétique citée".

Walburga Hemetsberger, PDG de Solarpower Europe

Exploiter le potentiel du solaire et endiguer les fluctuations du prix de l'électricité

En 2022, la Commission européenne souhaite exploiter l'énorme potentiel de l'énergie solaire. Actuellement, on discute par exemple de la manière dont les longues procédures d'autorisation peuvent être simplifiées dans le cadre de la législation. De même, une Solaire obligatoire pour les sites industriels nouvellement construits ou rénovés est en discussion. Le guide de la Commission prévoit également Accélérer l'approbation de nouveaux projets et recommande de favoriser l'accès de l'industrie aux contrats d'achat d'électricité pour les énergies renouvelables.

Mesures légales et obligation solaire

Au cours des prochains mois, des mesures législatives concrètes doivent être développées pour, d'une part grâce à l'énergie solaire de permettre une protection efficace contre les fluctuations extrêmes des prix de l'électricité et, d'autre part, de protéger la planète des fortes émissions de CO₂-de l'environnement.

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Immergrün : le premier grand fournisseur d'électricité effectue des livraisons dans la crise énergétique par région un

Immergrün a résilié les contrats de fourniture de centaines de clients. Il ne devrait pas être le dernier fournisseur d'électricité à prendre cette mesure drastique.

Solutions pour les pénuries de livraison

De tels titres font rapidement le tour de la toile en cas de crise énergétique. Et c'est la garantie de recevoir des appels de clients inquiets. Mais comment cela peut-il arriver ? Est-ce qu'il va faire nuit en Allemagne ? Et quelle est la solution ?

Dans un Interview avec t-online le président du directoire de RWE, Markus Krebber, a résumé les raisons de la pénurie d'approvisionnement : "L'année dernière, l'hiver a été très froid et l'année éolienne a été faible. Les centrales à gaz ont donc souvent dû prendre le relais pour répondre à la demande. Malgré l'augmentation de la demande mondiale, la quantité de gaz produite reste la même. Comme davantage de pays ont besoin de plus grandes quantités, il y a une augmentation de la demande. Redistribution aura lieu et il y aura globalement moins de gaz liquide exporté vers l'Europe. Il en résulte une pénurie et une crise énergétique. Krebber prévoit que les prix de l'électricité et du gaz continueront d'augmenter.

Revenons-en donc à la question qui vous intéresse le plus : comment pouvez-vous encore vous assurer un bon tarif d'électricité avantageux - et le plus fiable possible ?

Une électricité bon marché malgré la crise énergétique ?

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