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Erster Brownout: Netzbetreiber schaltet Strom für Tausende ab


In Kürze:

  • Am Sonntag kam es in den Niederlanden zu einem Brownout.
  • Der Netzbetreiber trennte erstmalig absichtlich eine Region mit tausenden Haushalten vom Netz.
  • Die Ursache war offenbar ein Mangel in der Stromerzeugung.
  • Auch in Deutschland müssen die Bürger stets mit einem Stromausfall rechnen.

 
Licht, E-Herd und Waschmaschine: Alles, was Strom benötigt, funktionierte am Sonntagvormittag, den 5. Juli, bei rund 18.000 niederländischen Haushalten zeitweise nicht mehr. Betroffen waren Einwohner in und um Tilburg, eine Stadt im Süden des Nachbarlandes.
Der Grund war eine absichtliche Abschaltung des lokalen Netzbetreibers Enexis. Damit wollte er eine Überlastung des Stromnetzes in diesem Gebiet verhindern, wie das niederländische Nachrichtenmedium „De Telegraaf“ berichtet.
Solch eine kontrollierte Abschaltung durch den lokalen Netzbetreiber nennt man auch Brownout. Zu dieser letzten Maßnahme greift ein Netzbetreiber, um einen Blackout, also einen großflächigen, unkontrollierten Stromausfall zu verhindern.

Die dunkelblauen Gebiete sind die Netzzonen des Netzbetreibers Enexis. Wegen besonders hohem Stromverbrauch sah sich der Versorger gezwungen, am Vormittag des 5. Juli 2026 tausenden Haushalten den Strom abzustellen.

Foto: Deutsch niederländische Handelskammer; Montage: mf/Epoch Times

Erstmalig passiert

Eine Sprecherin von Enexis teilte mit, dass es in ihrem Netzgebiet „noch nie zuvor vorgekommen“ sei, dass sie den Haushalten aus diesem Grund den Strom abstellen mussten.
„Eine Überlastung kann zu größeren und lang anhaltenden Stromausfällen führen. Daher schaltet man lieber einen Teil ab, um zu verhindern, dass diese Überlastung zu Schäden [an der Netzinfrastruktur] führt“, erklärte sie. Ihrer Aussage nach hätten die letzten Stromkunden gut eine halbe Stunde nach der Maßnahme wieder Strom gehabt.
Die niederländischen Netzbetreiber kämpfen ohnehin mit einem Strommangel. Das bedeutet, das Land an der Nordsee produziert selbst nicht ausreichend Strom, um den Bedarf zu decken. Selbst mit Stromimporten wird es gelegentlich knapp. Deswegen trat ab 1. Juli schon ein vollständiger Anschlussstopp für neue Verbraucher in Kraft.

Öffentliche Stromdaten für die Niederlande vom 29. Juni bis 5. Juni 2026.

Beim Blick auf die reine inländische Stromerzeugung ohne Stromhandel fällt jedoch auf, dass am Sonntag eine Kraftwerksart komplett weggefallen ist: die Kohlekraft. Auch die Verstromung von Erdgas war am Wochenende deutlich geringer als in der ersten Wochenhälfte.

Öffentliche Stromdaten für die Niederlande vom 29. Juni bis 5. Juni 2026.

Andererseits hatte Deutschland am Sonntagmittag einen Stromüberschuss durch eine Hellbrise, also viel Strom durch Solar und Windkraft. Zur Zeit des Brownout in den Niederlanden betrug Deutschlands Stromüberschuss rund 18 Gigawatt (GW) – mehr als genug, um die Lücke in den Niederlanden zu füllen. Obwohl auch knapp 2 GW in das Nachbarland flossen, reichte dies offenbar doch nicht. Denn gleichzeitig flossen rund 0,6 GW von Südniederlande nach Belgien.

Plötzlicher Lastanstieg

Die Entscheidung, den Brownout einzuleiten, traf Enexis, weil der Stromverbrauch in der Region Tilburg plötzlich noch höher war als erwartet, so die Sprecherin. Wie es zu diesem Lastanstieg kam, ist bislang unklar. Die Untersuchungen laufen dazu. Doch das Energieunternehmen gibt Entwarnung. Laut der Sprecherin „gibt es keinen Grund anzunehmen, dass sich dies einfach so wiederholen wird“.
Normalerweise kommt es eher im Winter zu einem hohen Verbrauch, wenn die Menschen heizen oder mittags oder abends kochen. Im Sommer belasten vielmehr die teils hohen Ströme von Solar- und Windkraftanlagen die teils dürftig ausgebauten Netze. Tatsächlich befinden sich direkt in oder bei Tilburg mehrere Solar- und Windparks.
Neben Tilburg gingen am Sonntag auch in den umliegenden Gemeinden Gilze, Goirle und Hilvarenbeek die Lichter aus. Auf den Straßen fielen die Ampeln aus, mancherorts saßen Bewohner in den betroffenen Gebieten in Aufzügen fest.

Brownout auch in Deutschland möglich?

Die Region, in welcher der Brownout stattfand, war nur rund 80 Kilometer von der Grenze zu Deutschland entfernt. Somit stellt sich die Frage, wie wahrscheinlich eine solche Abschaltung hierzulande ist.
Erst kürzlich sagte der Energieexperte Stefan Spiegelsperger im Interview, dass „wir uns daran gewöhnen müssen, dass in Zukunft öfter mal der Strom für mehrere Stunden weg ist“. Dabei wies er darauf hin, dass Stromausfälle hier keine Seltenheit sind. „Wir haben ohnehin 170.000 Stromausfälle pro Jahr in Deutschland“, erklärte er. „Ungefähr 100.000 davon sind geplant, 70.000 ungeplant.“
Spiegelsperger empfiehlt, sich auf solche Szenarien vorzubereiten. Das gehe schon mit einer Powerbank oder einem kleinen Notstromaggregat, um wichtige Geräte wie den Kühlschrank noch eine Weile versorgen zu können. Ebenso rät er zur Lagerung einiger Lebensmittel- und Trinkvorräte.
 
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Infraschall geht ans Herz: Studie erkennt Erkrankungsrisiko


In Kürze:

  • Infraschall von Windkraftanlagen soll Herzkrankheiten fördern.
  • Das ist das Ergebnis einer neuen Studie der Arbeitsgruppe Infraschall der Universitätsmedizin Mainz.
  • Dazu wurden die medizinischen Daten von vier Gemeinden bei Paderborn miteinander verglichen, zwei mit vielen Windrädern, zwei fast ohne.
  • Die gesundheitliche Auswirkung von Infraschall durch Windräder bleibt ein Streitthema.
  • Die hinter der Studie stehenden Ärzte fordern Aufklärung und ausreichende Mindestabstände zu Wohngebieten.

 
Eine Studie von Forschern der Universität Mainz rückt Fragen zu den gesundheitlichen Auswirkungen von Windkraftanlagen wieder in den Fokus. Sie konzentrierte sich auf die Veränderung von „Herzinsuffizienz“ und „Rhythmusstörungen“ von Anwohnern nahe Windkraftanlagen.
Die dahinterstehende Arbeitsgruppe Infraschall stellte die Ausarbeitung im April 2026 beim Kongress der Deutschen Gesellschaft für Innere Medizin vor. Auf der peer-reviewten Kongress-Zusammenfassung steht eine klare Schlussfolgerung:
„Die Daten zeigen am Beispiel der Region Paderborn ein signifikant erhöhtes kardiovaskuläres [Anm. d. Red.: das Herz-Kreislauf-System betreffend] Neu-Erkrankungsrisiko in Kommunen mit massivem Ausbau der Windenergie an.“

Testregion Paderborn

Die Studienautoren Prof. Christian-Friedrich Vahl, Herzchirurg im Ruhestand, und Prof. Sven-Oliver Dietz, Oberarzt, haben die medizinischen Daten von vier Gemeinden miteinander verglichen. Diese Daten stammten von der Kassenärztlichen Vereinigung Westfalen-Lippe aus den Zeiträumen 2021 bis 2022 und 2023 bis 2024 mit jeweils identischen Auswahlkriterien. In diesen Zeiträumen hat sich die Anzahl der Windkraftanlagen deutlich erhöht.
Zu den ausgewählten Gemeinden zählen einerseits die Stadt Lichtenau und die Gemeinde Borchen – südöstlich von Paderborn. In diesen standen 2024 insgesamt 224 Windkraftanlagen mit 53 Megawatt (MW) kumulierter Nennleistung, was eine vergleichsweise hohe Windraddichte darstellt.
Andererseits dienten die Gemeinde Hövelhof und die Stadt Delbrück – nordwestlich von Paderborn – als Vergleichsgruppe. Dort standen 2024 nur 8 Windkraftanlagen mit zusammengenommen 14 MW.
Der Kreis Paderborn ist die Region in Nordrhein-Westfalen mit den meisten Windkraftanlagen. Aktuell stehen dort in Summe rund 530 Turbinen.

Der Kreis Paderborn in Nordrhein-Westfalen.

Klare Ergebnisse bei den Herzerkrankungen

Sowohl bei der Herzinsuffizienz als auch bei den Rhythmusstörungen ist in Borchen und in Lichtenau in den Vergleichszeiträumen ein deutlich stärkerer Anstieg zu erkennen als in Hövelhof und Delbrück.
Bei der Herzinsuffizienz liegen die Zunahmen in Borchen bei rund 30 Prozent und in Lichtenau bei rund 13 Prozent. Mit rund 11 Prozent in Hövelhof und rund 4,5 Prozent gibt es in den Vergleichsregionen zwar auch Zunahmen, jedoch fallen diese geringer aus.
Im Bereich der Rhythmusstörungen zeigt sich ein ähnliches Bild. Die Zunahmen in Borchen und in Lichtenau lagen von 2021 bis 2022 zu 2023 bis 2024 mit rund 17,5 Prozent und rund 23 Prozent klar höher als die Steigerungen in Hövelhof und Delbrück. Während der Wert in Hövelhof praktisch unverändert blieb, also plus 0 Prozent, betrug die Erhöhung in Delbrück nur 12 Prozent.
Infraschall, Herzinsuffizienz, Mainz, Paderborn

In den windkraftstärkeren Gemeinden Borchen und Lichtenau gab es in den Vergleichszeiträumen eine deutlich stärkere Zunahme von Herzinsuffizienz und Rhythmusstörungen als in Hövelhof und Delbrück. Als Vergleichswert (100 %) dienen die Mittelwerte von Hövelhof und Delbrück im Zeitraum 2015 bis 2024.

Foto: mf/Epoch Times nach Arbeitsgruppe Infraschall Universitätsmedizin Mainz

Die Ärzte gaben an, dass auf das Jahresmittel bezogen die Steigerung der Inzidenz neu aufgetretener Herzinsuffizienz in Borchen noch 2021 bis 2024 zwischen 21 und 51 Prozent lag. In Lichtenau befand sich diese Steigerung im Bereich zwischen 20 und 68 Prozent. Ebenso sei bei den „bedrohlichen Rhythmusstörungen“ die Inzidenz in dieser windkraftstärkeren Gruppe deutlich erhöht.

Doppelblindstudie: Weder Patienten noch Ärzte wussten von der Studie

Mit der Studie wollten die Forscher untersuchen, ob der tieffrequente Infraschall durch Windkraftanlagen Veränderungen am Herzmuskel verursachen kann. Als messbare Faktoren betrachteten sie die ärztlich registrierten Fälle von Herzinsuffizienz (Herzschwäche) und Herzrhythmusstörungen (unregelmäßiger Herzschlag).
Vahl und Dietz konzipierten die Studie so, dass sowohl die Untersucher und ebenso die untersuchten Personen nicht wussten, dass sie Teil dieser sogenannten Feldstudie sind. Die Datenerfassung war somit neutral beziehungsweise geblindet. Dietz erklärte der Epoch Times:
„Ziel der aktuellen Studie war die Vermeidung von drei wichtigsten statistischen Effekte: Nocebo-Effekt, Habituation-Effekt und Hawthorne-Effekt.“
Der Nocebo-Effekt ist das Gegenstück zum Placebo-Effekt. Beim Nocebo-Effekt reicht allein die Erwartung oder die Angst vor Schmerzen, Krankheiten oder Nebenwirkungen aus, um diese im Körper hervorzurufen oder zu verstärken. Der Habituation-Effekt steht für die Gewöhnung. Bei wiederholtem Auftreten eines Reizes nimmt die Reaktionsbereitschaft darauf ab. Der Hawthorne-Effekt beschreibt das Phänomen, dass Menschen sich anders verhalten, wenn sie wissen, dass sie beobachtet werden oder Teil einer Studie sind.
Direkte Infraschallmessungen wurden im Rahmen der Studie jedoch nicht durchgeführt, wie Dietz mitteilte. „Teilweise waren sogar die Kardiologen, die die Diagnosen stellten für Patienten aus beiden Gebieten zuständig, ohne aber von der Studie zu wissen.“

War die Ursache wirklich Infraschall?

Bei der Studie drängte sich die Frage auf, ob wirklich die neu zugebauten Windkraftanlagen in der Region für diese vermehrten Herzerkrankungen als Ursache anzusehen sind.
Nach Aussage von Dietz mussten bei der Studie als statistische Voraussetzung gleich mehrere Parameter bei den Vergleichspopulationen ähnlich sein, damit diese als Ursache auszuschließen sind. Hierzu zählen Alters-, Geschlechts-, ethnische und ökonomische Struktur, die Einwohnerzahl pro Quadratkilometer sowie die Qualität der ärztlichen Versorgung.
Ebenso sollten sich äußere Einflussfaktoren ähneln wie Durchschnittstemperatur, Windexposition, Regentage und Niederschlagsmenge, Umgebungslärm wie Baustellen-, Verkehrs- oder Fluglärm, sowie Umwelteinflüsse etwa aus Chemiefabriken und Höhe über dem Meeresspiegel.
„Die Analyse der Bundesrepublik Deutschland führte zur Identifikation der Region Paderborn, wo diese Bedingungen erfüllt waren“, sagte der Oberarzt. Da somit alle anderen gesundheitsbeeinträchtigenden Faktoren berücksichtigt seien, bleibe nur die Auswirkung durch den Windkraftzubau als auslösenden Faktor übrig.
Wie in der Kongress-Zusammenfassung beschrieben ist, mussten die beiden Vergleichsregionen mindestens 18.000 Personen enthalten. „Diese statistischen Erfordernisse wurden in der Studie weit überschritten“, so Dietz. Lichtenau und Borchen kommen auf insgesamt rund 25.500 Einwohner, Hövelhof und Delbrück sogar auf rund 50.000 Einwohner.

Streitpunkt Infraschall

Das Umweltbundesamt sowie andere Forscher sehen weiterhin keine gesundheitsschädigenden Effekte durch Infraschall von Windkraftanlagen für den Mensch. Dasselbe gilt für die Windindustrie, politische Parteien und die Energiewirtschaft. Laut Dietz seien die behördlichen Stellen aber „fachlich nicht befugt“, um hierzu ein Urteil auszusprechen. Weiter sagte er:
„Wissenschaft und Medizin fordern einhellig mehr Forschung. Bereits am 118. Ärztetage – dem höchsten Gremium der Ärzteschaft – wurde ein Beschluss verabschiedet, der die Notwendigkeit von Forschung in der Wohnraumumgebung sehr detailgenau und explizit einfordert. Trotz dieser eindeutigen Positionierung von Wissenschaft und Ärzteschaft hat die Politik diese Positionierung nicht beachtet.“
Dabei schlossen er und seine Kollegen aus, dass nach der Paderborn-Studie und einer aktuellen Studie aus Schweden in absehbarer Zeit eine Fachgesellschaft eine Unbedenklichkeitserklärung verabschieden wird.
Außer Vahl und Dietz warnen auch die Fachärztin Dr. med. Ursula Bellut-Staeck sowie Prof. Ken Mattsson, Hauptautor der schwedischen Studie, vor den Gefahren durch Windkraft-Infraschall. Gleichzeitig gibt es national und international weitere Wissenschaftler und Fachleute mit demselben Standpunkt. Hierzu zählen unter anderem Dr. med. Stephan Kaula, der Radiologe Dr. Michael Berger sowie der ehemalige Präsident der Ärztekammer Niedersachsen Heyo Eckel.
Doch die Paderborn-Studie findet selbst auch Kritiker wie Prof. Holger Wormer, Leiter des Lehrstuhls für Wissenschaftsjournalismus an der TU Dortmund. Er erklärte: „Man kann auf keinen Fall sagen, dass ein Poster auf einer wissenschaftlichen Tagung schon als ein deutlicher Beleg für irgendwelche Befunde herangezogen werden kann.“ Wie er zu den Ergebnissen der Studie selbst steht, ist nicht bekannt.

Forderungen der Ärzte

Auf die Ergebnisse der Paderborn-Studie sollten laut Dietz entsprechende Veränderungen folgen. Er sagte:
„Wir fordern eine ehrliche Information der betroffenen Bevölkerung, damit sie die Chance auf Früherkennung von Herzinsuffizienz und Rhythmusstörungen hat, um eine leitlinienkonforme Behandlung zu ermöglichen. Zu der Ehrlichkeit würde auf das behördliche Eingeständnis gehören, dass man vieles nicht weiß.“
Seiner Aussage nach sei die Behauptung des Umweltbundesamtes, dass Infraschall unter der Hörschwelle liegt und somit nicht gesundheitsschädlich ist, fehlleitend. „Der Schädigungsweg ist mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit unabhängig vom Gehör angesiedelt. Ähnlich wie der Schädigungsweg von Röntgenstrahlen nicht vom Auge abhängig ist, obwohl das Auge die Röntgenstrahlen nicht sieht“, schlussfolgert der Oberarzt.
Zu den Forderungen der Ärzte zählt auch die Einhaltung eines Mindestabstands zu Wohngebieten. „Dieser Mindestabstand muss so ausgelegt sein, dass niederfrequente Immissionen nicht zu erheblichen Nachteilen bei den Betroffenen führen“, sagte Dietz.
Er fügte abschließend hinzu: „Aufgrund der Tatsache, dass die Anlagen immer leistungsstärker werden und diese näher an die Betroffenen rücken, sehen wir den Infraschall aus verschiedensten Gründen problematisch. Wir sehen hier wesentlichen Forschungsbedarf auf medizinischer als auch ingenieurstechnischer Seite.“
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Bundestag beschließt Gesetz für schnelleres Bauen

Wichtige Verkehrsprojekte sollen in Deutschland beschleunigt werden. Der Bundestag in Berlin verabschiedete dafür am Freitag, 26. Juni, mit den Stimmen von Union und SPD das Infrastruktur-Zukunftsgesetz.
Es soll die Effizienz von Planungs- und Genehmigungsverfahren steigern, besonders im Verkehrs- und Energiebereich. Die Wirtschaft begrüßte das Gesetz, Umweltschützer kritisierten hingegen einen „Frontalangriff“ auf Schutzregeln für die Natur.

Viele Straßen müssen dringend saniert werden

Die Bundesregierung argumentiert in ihrem Gesetzesentwurf, dass der Zustand vieler Straßen, Brücken, Schienen und Wasserstraßen modernisierungsbedürftig sei, dringend notwendige Sanierungen oder Neubauten jedoch durch „langwierige Prozesse und Verfahren“ verzögert würden.
Die Verfahren würden sich mit dem Gesetz „um Jahre verkürzen“, sagte Bundesverkehrsminister Patrick Schnieder (CDU) vor der Abstimmung den Sendern RTL und ntv.
Der Bundestag habe „ein wichtiges Signal für schnellere Planungs- und Genehmigungsverfahren“ gesetzt, erklärte der Hauptgeschäftsführer des Bundesverbands der Deutschen Industrie, Holger Lösch.
Auch die Deutsche Industrie- und Handelskammer (DIHK) nannte den Beschluss einen „großen Schritt“. Bund und Länder müssten diesen Weg nun jedoch „konsequent weitergehen“.
Wesentliche Verkehrsinfrastrukturen werden mit dem Gesetzentwurf in das „überragende öffentliche Interesse“ gestellt. Dazu gehören laut Bundesverkehrsministerium etwa „zentrale Schienenvorhaben“, Neubau von Bundesautobahnen, Ersatzneubauten von Brücken und Tunneln sowie der Ausbau von Lkw-Parkplätzen und „systemrelevante Wasserstraßen und Schifffahrtsanlage“.
Das heißt, dass sie Vorrang vor anderen Belangen haben können.

Kritik der Umweltschützer

Umweltschutzorganisationen befürchten eine Aushöhlung des Naturschutzes. Der Geschäftsführer des Deutschen Naturschutzrings (DNR), Florian Schöne, sprach von einem „Frontalangriff auf materielle und verfahrensrechtliche Regelungen zum Schutz von Natur und Umwelt“.
Der DNR kritisierte, dass laut Entwurf für bestimmte Vorhaben im überragenden öffentlichen Interesse „für naturschutzrechtliche Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen die Gleichrangigkeit der Ersatzgeldzahlung verankert“ wird. So könnten sich die Träger von Vorhaben „künftig durch Geldzahlungen von der Pflicht zur realen Flächenkompensation bei Eingriffen in die Natur befreien“, bemängelte Schöne.
Das monierten auch die Grünen. Der Abgeordnete Harald Ebner erklärte: „Wir alle – vor allem die betroffenen Tier- und Pflanzenarten – haben nichts von Ersatzgeldern, die sich auf Konten des Umweltministeriums häufen.“

„Besonders wichtig“ für die Bauindustrie

Der Hauptverband der Deutschen Bauindustrie hingegen bezeichnete die Einführung von Ersatzgeldzahlungen als gleichwertige Alternative als „besonders wichtig“. „Denn gerade diese Ausgleichsmaßnahmen führen bei Projekten regelmäßig zu Konflikten und erheblichen Verzögerungen“, erklärte der Hauptgeschäftsführer des Verbands, Tim-Oliver Müller.
Zugleich erklärte Müller, die „wichtigen Beschleunigungspotenziale dürfen allerdings nicht durch andere Gesetze durch die Hintertür konterkariert werden“. Der Verband blicke daher „sehr kritisch auf die Diskussion zum Gesetz zur Stärkung der natürlichen Infrastruktur des Bundesumweltministeriums“.
Mit diesem Vorhaben Umweltminister Carsten Schneider (SPD) wiederum besonders wichtige Naturschutzmaßnahmen in das überragende öffentliche Interesse stellen. „Änderungen im Naturschutzrecht dürfen die erzielten Fortschritte bei Planungs- und Genehmigungsverfahren nicht wieder zunichtemachen“, forderte auch BDI-Hauptgeschäftsführer Holger Lösch. (afp/red)
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Deutschlands Strompreise steuern auf neuen Rekord zu


In Kürze:

  • Bis Ende Mai waren die diesjährigen Strompreise an der Börse schon 242 Stunden im Minusbereich.
  • Laut Hochrechnung auf Basis der Entwicklung der vergangenen Jahre könnte daraus ein neuer Jahresrekord werden.
  • Minuspreise entstehen, wenn Kraftwerke – besonders Solar – mehr Strom ins Netz einspeisen, als verbraucht werden kann.
  • Mit jeder Stunde entsteht für die Bürger dadurch eine finanzielle Zusatzbelastung.

 
In diesem Jahr kann Deutschland einen neuen Rekord an Stunden mit negativen Börsenstrompreisen aufstellen. Laut Energieversorger 1KOMMA5° kostete Strom für den deutschen Markt an der europäischen Stromhandelsplattform EPEX Spot von Januar bis einschließlich Ende Mai an 242 Stunden weniger als null Cent pro Kilowattstunde.
Im gesamten vergangenen Jahr waren es 573 Stunden. Im vergangenen Jahr summierten sich die Negativpreisstunden von Januar bis Ende Mai auf 248 Stunden. Nach Hochrechnungen auf Basis der Vorjahreswerte ist in diesem Jahr mit 350 bis 700 Stunden mit Preisen unter Null zu rechnen. Allerdings kann sich diese Prognose noch nach oben oder unten verändern.

In den vergangenen Jahren hat sich die Anzahl der Stunden mit negativen Börsenstrompreisen erheblich erhöht. Aus dem Trend ergeben sich für das laufende Jahr Prognosen von 350 Stunden (auf Grundlage der Mai-Werte) bis knapp über 700 Stunden (aufgrund der Werte Januar bis Ende Mai). Stunden mit Preisen gleich Null sind in der Auswertung nicht berücksichtigt.

Foto: ts/Epoch Times, Daten: Bundesnetzagentur/SMARD

Stunden mit Preisen gleich Null sind in dieser Auswertung nicht berücksichtigt. Hier waren es im Vorjahr 81, im laufenden Jahr sind aktuell rund 100 Stunden zu erwarten.

Wie entstehen Minuspreise?

Minuspreise treten immer dann auf, wenn zu viel Strom auf dem Strommarkt zur Verfügung steht, also die Stromerzeugung höher ist als der Verbrauch. Das geschieht vor allem aufgrund der wetterabhängigen Photovoltaikanlagen und noch zu geringen Batteriekapazitäten.
Von den in der Bundesrepublik installierten 124,6 Gigawatt (GW) Solaranlagen sind rund 50 GW nicht steuerbar, darunter viele kleinere Anlagen. Mit fortschreitendem Zubau steigt auch die Anzahl der nicht steuerbaren Anlagen weiter. Das bedeutet, bei viel Sonnenschein speisen diese Anlagen zunehmend Strom in die Netze, unabhängig davon, ob dieser benötigt wird oder nicht.
Die anderen Regelkraftwerke dürfen in diesen Hochlaststunden jedoch nicht komplett heruntergefahren werden, da sie zur Stabilisierung der Netzfrequenz benötigt werden und meist in den Abendstunden wieder Strom liefern müssen.
Gleichzeitig beträgt der Verbrauch, besonders an Wochenend- und Feiertagen, oftmals nur rund 50 GW. So kommt es immer wieder zu deutlichen Überschüssen im Netz. Am Samstag, 20. Juni, betrug dieser zeitweise 20 GW.

Warnsignal im System

Bereits im vergangenen Jahr ordnete Wolfgang Gründinger, Sprecher beim Solarenergieunternehmen Enpal, die immer häufiger auftretenden Minusstrompreise ein. Demnach sei diese Marktreaktion ein „Ausdruck einer wachsenden Diskrepanz zwischen Erzeugung und Nachfrage sowie eines unzureichend flexiblen und digitalisierten Energiesystems“.
Einfacher ausgedrückt: Die Differenz zwischen Stromerzeugung und -nachfrage wächst. Gleichzeitig besteht weiterhin ein Mangel an Speichermöglichkeiten, um Stromspitzen abzuflachen. Ferner haben viel zu wenig Haushalte mit kleineren Solaranlagen einen Smart Meter, wodurch die Netzbetreiber bei Bedarf deren Netzeinspeisung steuern könnten.

Machen Minuspreise den Strompreis günstiger?

Laut 1KOMMA5° lag der durchschnittliche Negativpreis im aktuellen Jahr bis Ende Mai bei –28,65 Euro pro Megawattstunde. Das entspricht etwa –2,87 Cent pro Kilowattstunde vor Steuern und Abgaben. In Spitzenzeiten mussten Stromerzeuger bis über 500 Euro pro Megawattstunde zahlen.
Günstiger wird es dadurch allerdings nur für Stromkunden mit einem dynamischen Stromtarif. In Stunden mit Minuspreisen an der Strombörse können auch sie deutlich günstiger Strom beziehen, wenn auch aufgrund von Steuern, Abgaben und Netzentgelten im Regelfall nicht zu Preisen unter Null.
Wer in dieser Zeit sein E-Auto lädt, kocht oder die Waschmaschine laufen lässt, kann Geld sparen, hat aber oft einen insgesamt höheren Stromverbrauch. Hinzu kommt, dass nur wenige Verbraucher einen solchen Tarif haben und die entsprechende Nutzung zeitliche Flexibilität erfordert.
Zudem müssen diese Flex-Kunden, etwa bei Strommangel in den Abendstunden, wenn der Börsenstrompreis wieder steigt, entsprechend höhere Preise bezahlen. Stromkunden mit einem konstanten Arbeitspreis merken zunächst nichts von den Marktschwankungen.
Durch die niedrigen Preise entstehen allerdings auch für sie Kosten. Minuspreise sind ein Aufruf, besonders an Stromgroßkunden aus der Industrie, überschüssigen Strom abzunehmen, um das Netz stabil zu halten. Dafür erhalten sie eine Gutschrift vom Energieerzeuger, der sie wiederum zu gewissen Teilen vom Staat erstattet bekommt. Dazu kommen die staatlichen Ausgaben für die gesetzlich garantierten Vergütungen für Betreiber der Erneuerbaren-Energien-Anlagen aus dem EEG-Konto (Erneuerbare-Energien-Gesetz) sowie Kosten für Redispatch-Maßnahmen und Abschaltungen.
An manchen Extremtagen wie dem sonnenreichen 1. Mai 2026 kamen so Kosten von rund 150 Millionen Euro zusammen, die letztlich die Steuerzahler tragen müssen. Auch an den diesjährigen beiden Pfingstfeiertagen lagen die Kosten bei insgesamt 110 Millionen Euro.
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Der unsichtbare Stromhunger: Kann Europas Stromnetz den KI-Boom tragen?


In Kürze:

  • Die EU will Europa bei Künstlicher Intelligenz und digitalen Technologien unabhängiger machen.
  • Gleichzeitig wächst der Strombedarf, vor allem durch neue Rechenzentren für KI-Anwendungen.
  • Um diese Entwicklung zu bewältigen, setzt Brüssel auf eine engere Verbindung von Energie- und Digitalpolitik.

 
Brüssel setzt bei der Energiewende zunehmend auf Digitalisierung und Künstliche Intelligenz. Nach den Vorstellungen der Europäischen Kommission sollen diese dazu beitragen, Stromnetze effizienter zu steuern und die Energieinfrastruktur besser auszulasten. Dazu gehört, dass Brüssel plant, die Einführung intelligenter Stromzähler voranzutreiben. Dies soll Verbrauchern helfen, ihren Energieverbrauch besser zu kontrollieren und ihre Energiekosten zu senken.
Ein weiterer Schwerpunkt des „Strategischen Fahrplans für Digitalisierung und KI im Energiebereich“ ist die Einbindung von Rechenzentren in das Energiesystem, deren Strombedarf mit dem Ausbau sauberer Energiequellen und der Stabilität der Netze in Einklang gebracht werden soll.
Die Kommission sieht dabei keinen Gegensatz zwischen Digitalisierung und Energiewende. Im Gegenteil, aus ihrer Sicht können beide Entwicklungen voneinander profitieren. „Die Digitalisierung des Energiesystems ist die Chance Europas, mehr Vorteile aus denselben Infrastrukturen zu ziehen, die wir bereits haben, und die Kosten für die Verbraucherinnen und Verbraucher zu senken“, sagte die EU-Wettbewerbskommissarin Teresa Ribera bei der Vorstellung der Pläne Anfang Juni.
Was auf den ersten Blick wie eine verbraucherfreundliche Maßnahme zur Senkung der Energiekosten erscheinen mag, ist zugleich Teil einer wesentlich größeren Herausforderung. Denn die EU steht vor einem rasanten Anstieg ihres Strombedarfs. Die Elektrifizierung von Verkehr, Industrie und Gebäuden treibt den Verbrauch ebenso nach oben wie der Aufbau einer eigenen Infrastruktur für Künstliche Intelligenz. Die entscheidende Frage lautet daher: Reicht unsere Stromversorgung aus, um die digitalen Ambitionen der Europäischen Union zu tragen?
Diese Frage rückt zunehmend in den Mittelpunkt von Brüssels Technologiepolitik. Mit dem gerade erst vorgestellten „Paket zur technologischen Souveränität Europas“ hat die Europäische Kommission ihre bislang weitreichendste Initiative zur Stärkung der technologischen Eigenständigkeit der EU vorgelegt.
Das Paket umfasst eine „Chip-Verordnung 2.0“, die „Verordnung zur Cloud- und KI-Entwicklung“, eine europäische Open-Source-Strategie sowie einen strategischen Fahrplan für Digitalisierung und KI im Energiesektor.
Ziel ist es, die EU unabhängiger von ausländischen Technologieanbietern zu machen und zugleich die Voraussetzungen dafür zu schaffen, dass der Kontinent im globalen Wettbewerb um Künstliche Intelligenz nicht weiter zurückfällt.

Europas Weg zur technologischen Souveränität

„Wir können es uns nicht leisten, bei den Technologien, die den Betrieb unserer Krankenhäuser, die Stabilität unserer Energienetze und die Sicherheit unserer Dienste gewährleisten, von anderen abhängig zu sein“, erklärte Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen bei der Vorstellung des Pakets. Europa verfüge über die wissenschaftliche Basis, die industrielle Substanz und den Binnenmarkt, um technologische Souveränität zu erreichen.
Die Diagnose der Kommission ist dabei kaum umstritten. Noch immer ist die EU bei vielen Schlüsseltechnologien auf außereuropäische Anbieter angewiesen. Besonders deutlich zeigt sich dies bei Cloud-Diensten, Hochleistungsrechnern und modernen Halbleitern.
Nach Angaben der Kommission fließen jedes Jahr rund 264 Milliarden Euro für digitale Produkte und Dienstleistungen an Anbieter außerhalb der Europäischen Union. Gleichzeitig wächst die Bedeutung von Rechenleistung in nahezu allen Wirtschaftsbereichen.
Im Zentrum des Pakets steht deshalb die „Verordnung zur Cloud- und KI-Entwicklung“. Sie soll die Voraussetzungen dafür schaffen, die Rechenzentrumskapazitäten in der EU innerhalb der kommenden fünf bis sieben Jahre zu verdreifachen.
Genehmigungsverfahren sollen beschleunigt, Investitionen erleichtert und neue KI-Gigafabriken aufgebaut werden. Parallel dazu soll die Chip-Verordnung die europäische Halbleiterindustrie stärken und insbesondere die Produktion jener Hochleistungschips fördern, die für moderne KI-Anwendungen benötigt werden.
Brüssels ambitioniertes Paket soll „Europa zu einem führenden KI-Kontinent […] machen“. Einen ähnlichen Aktionsplan hatte die Europäische Kommission auch im April des vergangenen Jahres vorgelegt. EU-Digitalkommissarin Henna Virkkunen erklärte damals:
„Künstliche Intelligenz ist der Dreh- und Angelpunkt, wenn es darum geht, Europa wettbewerbsfähiger, sicherer und technologisch souveräner zu machen. Der weltweite KI-Wettlauf ist noch lange nicht vorbei.“

Der unsichtbare Stromhunger der Künstlichen Intelligenz

Genau an diesem Punkt beginnt das Problem. Denn Künstliche Intelligenz benötigt nicht nur Kapital, Daten und Rechenleistung. Sie benötigt vor allem Strom – sehr viel Strom.
Während die öffentliche Debatte meist von Chatbots, digitalen Assistenten und immer leistungsfähigeren KI-Anwendungen geprägt wird, bleibt die Infrastruktur hinter diesen Diensten häufig unsichtbar. Tatsächlich entstehen die Antworten eines Sprachmodells nicht „in der Cloud“, sondern in riesigen Rechenzentren, die mit Tausenden Spezialprozessoren ausgestattet sind.
Dort werden KI-Modelle zunächst mit gewaltigen Datenmengen trainiert und anschließend rund um die Uhr betrieben. Jede Anfrage an einen Chatbot, jede automatische Bildanalyse und jede KI-gestützte Suche erfordern Rechenleistung. Die dafür eingesetzten Hochleistungschips verbrauchen große Mengen Strom und erzeugen erhebliche Abwärme. Deshalb benötigen die Anlagen nicht nur leistungsfähige Rechner, sondern auch aufwendige Kühltechnik, Stromversorgungssysteme und Datenspeicher. Mit der zunehmenden Verbreitung von KI wächst damit auch der Energiebedarf der dahinterstehenden Infrastruktur.
Die Europäische Kommission hat dieses Problem erkannt. Deshalb enthält das „Paket zur technologischen Souveränität“ neben den industriepolitischen Maßnahmen auch den „Strategischen Fahrplan für Digitalisierung und KI im Energiebereich“.
Rechenzentren sollen künftig enger mit dem Energiesystem verzahnt werden. Ihre Abwärme soll genutzt, ihre Netzanbindung besser koordiniert und ihre Stromversorgung stärker an erneuerbare Energien gekoppelt werden. Gleichzeitig sollen intelligente Stromnetze und intelligente Stromzähler helfen, Verbrauchsspitzen zu reduzieren.
Die Kommission plant, in diesem Jahr einen Gesetzesvorschlag vorzulegen, der die Einführung intelligenter Stromzähler beschleunigen soll. Haushalte sollen mithilfe KI-gestützter Systeme ihren Verbrauch in Zeiten niedriger Nachfrage verlagern können. Offiziell geht es dabei um niedrigere Stromkosten und eine höhere Netzstabilität. Tatsächlich entsteht dadurch aber auch zusätzlicher Spielraum in einem Energiesystem, das künftig immer mehr Großverbraucher versorgen muss.

Warnung vor einer Versorgungslücke

Genau hier setzt die Kritik des Kiel Instituts für Weltwirtschaft an. In ihrem Policy Brief „Auf dem Weg ins Debakel: Die Diskrepanz zwischen dem KI-Anspruch der EU und ihrer Energieplanung“ kommt die Ökonomin Matilde Ciani zu einem ernüchternden Ergebnis:
„Europa plant ehrgeizige digitale Infrastruktur, ohne sicherzustellen, dass das Stromsystem dies auch tragen kann.“
Die Zahlen sind bemerkenswert. Nach den Berechnungen des Instituts könnte der Stromverbrauch europäischer Rechenzentren bis 2030 von 80 auf bis zu 168 Terawattstunden steigen. Im oberen Bereich entspräche dies ungefähr dem gesamten Stromverbrauch Polens. Der Anteil der Rechenzentren am europäischen Strombedarf würde damit von rund 2 Prozent auf etwa 5 Prozent anwachsen.
Noch problematischer erscheint der Autorin die Tatsache, dass dieser zusätzliche Verbrauch in einer Zeit anfällt, in der auch andere Sektoren immer stärker elektrifiziert werden. Millionen Wärmepumpen sollen fossile Heizungen ersetzen. Der Bestand an Elektrofahrzeugen wächst kontinuierlich. Gleichzeitig steigt der Strombedarf in der Industrie. Die Annahme, der Verbrauch in den übrigen Wirtschaftsbereichen werde weitgehend konstant bleiben, erscheint daher wenig realistisch.
Das Kiel Institut warnt deshalb vor einer Versorgungslücke von bis zu 80 Terawattstunden bis zum Ende des Jahrzehnts. Diese Größenordnung entspricht ungefähr dem heutigen Nettostromverbrauch von Belgien oder Finnland. Sollte die Energieplanung diesen zusätzlichen Bedarf nicht berücksichtigen, drohe der Europäischen Union ein „gefährliches Trilemma“, bei dem sie zwischen Wirtschaftswachstum, Klimaneutralität und ihrer Wettbewerbsfähigkeit im globalen KI-Rennen abwägen müsste.

Zwischen Klimazielen und KI-Wettbewerb

Nach Einschätzung von Ciani könnte der zusätzliche Strombedarf der Rechenzentren nur durch nicht erneuerbare Energiequellen gedeckt werden, was die europäischen Dekarbonisierungsziele gefährden würde. Ebenso könnten steigende Strompreise Investitionen und wirtschaftliches Wachstum bremsen. Zudem bestehe die Gefahr, dass Netzengpässe und regulatorische Beschränkungen den weiteren Ausbau von Rechenzentren erschweren und damit die Entwicklung der europäischen KI-Infrastruktur beeinträchtigen.

Gleichzeitig sieht das Institut die Europäische Union im internationalen Wettbewerb unter Druck. Während die Vereinigten Staaten und China ihre Anteile an der weltweiten Rechenzentrumskapazität bis 2030 voraussichtlich weiter ausbauen werden, könnte Europas Anteil nach den herangezogenen Prognosen von 22 Prozent im Jahr 2023 auf 12 Prozent im Jahr 2030 sinken. Aus Sicht der Autorin zeigt sich darin die Diskrepanz zwischen den ehrgeizigen europäischen KI-Zielen und einer Energieplanung, die den zusätzlichen Strombedarf bislang nicht ausreichend berücksichtigt.

Der Praxistest beginnt erst

Die Europäische Kommission teilt die Befürchtung eines Netzkollapses nicht. In ihrem strategischen Fahrplan geht sie zwar explizit von einem stark steigenden Strombedarf durch Rechenzentren aus, sieht in den digitalen Technologien jedoch das Werkzeug, diesen Mehrbedarf zu bewältigen.
Die Strategie der EU zielt nicht darauf ab, zusätzlich Energie zu erzeugen. Es geht vielmehr darum, den Strom im vorhandenen Netz besser zu verteilen. Helfen sollen dabei besser abgestimmte Stromnetze und digitale Steuerungen. Diese Ideen stehen bereits im EU-Aktionsplan zur Digitalisierung des Energiesystems. Das Ziel ist einfach: Große Verbraucher nutzen Strom vor allem dann, wenn gerade viel davon da ist. So soll der zusätzliche Hunger nach Energie in das Netz passen, ohne dass die Leitungen überlasten.
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„Doppelte Entwertung“: Warum Wohnungseigentümer ihre Altersvorsorge plötzlich infrage stellen


In Kürze:

  • Rund zwei Drittel aller Mietwohnungen in Deutschland befinden sich in privater Hand.
  • Viele Eigentümer betrachten vermietete Wohnungen als Baustein ihrer Altersvorsorge.
  • Diskussionen über Mietpreisdeckel, energetische Auflagen und neue gesetzliche Vorgaben sorgen bei Vermietern für Verunsicherung.

 

Als Claudia K. Anfang der 2010er-Jahre ihre erste Eigentumswohnung in Berlin kaufte, sah sie darin in erster Linie eines: Altersvorsorge. Die Berliner Unternehmerin vertraute auf Betongold statt auf Aktien oder Versicherungsprodukte. „Eine Wohnung ist etwas Reales. Kein Finanzprodukt, das morgen verschwinden kann“, so sah sie es damals. Aus einer Wohnung wurden zwei, später vier. Die Kredite wurden bedient, die Mieteinnahmen stiegen langsam. Claudia K. sah sich nicht als Immobilieninvestorin, sondern als jemand, der für das Alter vorsorgt.

Säule des deutschen Mietwohnungsmarktes

Damit ist Claudia K. eine von vielen. Der deutsche Mietwohnungsmarkt wird bis heute maßgeblich von kleinen privaten Eigentümern getragen, auch wenn in der öffentlichen Debatte häufig von großen Wohnungskonzernen die Rede ist. 64,4 Prozent des Mietwohnungsbestands werden laut dem Institut der deutschen Wirtschaft (IW) von privaten Kleinvermietern angeboten.
Die Gruppe ist dabei deutlich kleinteiliger als die öffentliche Diskussion vermuten lässt. Laut einem aktuellen Gutachten der DI Deutschland.Immobilien AG in Zusammenarbeit mit dem IW besitzen 58 Prozent der 1.002 befragten privaten Vermieter nur eine einzige Mietwohnung.
Die Vermietung erfolgt dabei überwiegend langfristig und stellt für viele Eigentümer eher eine ergänzende Einkommensquelle dar. Bei mehr als der Hälfte der Befragten machen die Mieteinnahmen nur einen „geringen oder sogar vernachlässigbaren Anteil am Gesamteinkommen“ aus.
Viele dieser Eigentümer haben die Objekte geerbt oder über Jahrzehnte finanziert. Eigentümer wie Claudia K. wollen mit Immobilien für ihre Rente vorsorgen. So hat sie in Handarbeit mit ihrem inzwischen 75-jährigen Vater Wohnung für Wohnung vermietungsfähig renoviert.
Das verbreitete Bild des professionellen Immobilienunternehmers trifft daher auf einen großen Teil der privaten Vermieter nur eingeschränkt zu.

Eine „doppelte Entwertung“ der Altersvorsorge

Heute, fünfzehn Jahre später, blickt sie mit deutlich mehr Unsicherheit auf ihre Vermögensplanung. Die Diskussionen um Mietpreisregulierungen, energetische Sanierungspflichten, steigende Grundsteuern und immer neue gesetzliche Anforderungen haben bei vielen privaten Vermietern wie ihr das Gefühl hervorgerufen, dass sich die Spielregeln grundlegend verändert haben.

Für Claudia K. ist die Entwicklung nicht nur eine politische Debatte, sondern eine persönliche Enttäuschung. Jahrzehntelang glaubte sie, mit ihren Wohnungen verantwortungsvoll für das Alter vorzusorgen. Nach ihrem BWL-Abschluss hatte sie sich selbstständig gemacht und führt seitdem ihre eigene Marketing-Agentur.

Nach den Erfahrungen der Finanzkrisen und angesichts der begrenzten Einlagensicherung bei Banken von 100.000 Euro erschien ihr Wohneigentum sicherer als viele andere Anlageformen. Außerdem ging sie davon aus, dass Mieten langfristig mit der allgemeinen wirtschaftlichen Entwicklung und der Inflation wachsen würden. Heute sieht sie diese Rechnung kritisch.

„Ich habe das Gefühl, dass mein Einkommen aus den Wohnungen als auch deren Wert durch politische Entscheidungen sinken.“ Für sie eine „doppelte Entwertung“ ihrer Altersvorsorge.

Sichtbar wurde es für Claudia K. „mit den Linken im Senat“ und mit dem Mietendeckel, der Anfang 2020 vom Land Berlin beschlossen wurde. Damals hatte sie eine Mieterin, die sich darauf berief und die Miete kürzte. „Da kam ein Betrag heraus, der nicht einmal die Kreditrate deckte.“

Tatsächlich wurde der Berliner Mietendeckel 2021 vom Bundesverfassungsgericht für nichtig erklärt. Die Richter entschieden, dass dem Land Berlin für eine solche Regelung die Gesetzgebungskompetenz fehlte.

Für Eigentümer wie Claudia K. blieb jedoch weniger die juristische Bewertung in Erinnerung als die Erfahrung, wie schnell politische Eingriffe bestehende Kalkulationen verändern können.

Eine andere Mieterin hat inzwischen angekündigt, die Miete auf Basis der 2019 eingeführten Mietpreisbremse zu kürzen. Sie will 450 Euro statt bisher 850 Euro Nettokaltmiete bezahlen, was im Vergleich zu anderen Mieten im Ortsteil Schöneberg durchaus im üblichen Rahmen liegt. Claudia K. soll rückwirkend auf drei Jahre Mietdauer 12.000 Euro zurückzahlen, sonst gehe der Fall vor Gericht.

„Da habe ich verstanden, wie schnell politische Entscheidungen eine jahrzehntelange Planung auf den Kopf stellen können.“

Zwischen Mieterschutz und Investitionsanreizen

Die politische Logik hinter Mietpreisbremsen und ähnlichen Regulierungen ist vergleichsweise klar: Wohnen gilt als Grundbedürfnis. In angespannten Wohnungsmärkten sollen Mieter vor übermäßigen Preissteigerungen geschützt werden.

Tatsächlich sehen Mieterverbände die Lage vielfach anders als Eigentümer. Der Deutsche Mieterbund verweist darauf, dass die Wohnkosten für viele Haushalte inzwischen zur größten finanziellen Belastung geworden sind. Nach Angaben der Interessensvertretung gelten rund 6,6 Millionen Mieterhaushalte in Deutschland als mit Wohnkosten überlastet. Rund 3,2 Millionen Haushalte wenden mehr als 40 Prozent ihres Nettoeinkommens für Miete und Heizkosten auf.

Ökonomen sind allerdings uneinig darüber, wie wirksam solche Instrumente wie Mietpreisbremsen langfristig sind. Während Mieterverbände sie als notwendiges Schutzinstrument betrachten, warnen zahlreiche Wirtschaftsforscher vor unerwünschten Nebenwirkungen.

Der Präsident des ifo Instituts, Clemens Fuest, argumentiert, dass Mietpreisbremsen zwar kurzfristig einzelne Mieter entlasten können, langfristig aber den Neubau bremsen und die Wohnungsknappheit verschärfen könnten. Wenn Investitionen unattraktiver werden, sinke die Bereitschaft, neuen Wohnraum zu schaffen. Die entscheidende Frage lautet daher: Schützt Regulierung den Wohnungsmarkt oder verschärft sie langfristig seine Probleme?

Veränderte Rahmenbedingungen

Was Claudia K. besonders beschäftigt, ist weniger eine einzelne Maßnahme als die Richtung insgesamt. Mietpreisbremse, Mietspiegelregelungen, Rückforderungsansprüche, Diskussionen über Eigenbedarf, Einschränkungen bei möbliertem Wohnen und energetische Auflagen – für sie ergibt sich daraus das Bild einer immer stärkeren Regulierung.

„Man hat oft das Gefühl, dass einem das Recht abgesprochen wird, mit dem eigenen Kapital überhaupt noch profitabel wirtschaften zu dürfen“, sagt sie. Der Vorwurf trifft sie persönlich. Denn sie sieht sich nicht als Spekulantin oder Großinvestorin, sondern als Selbstständige, die versucht hat, Verantwortung für ihre eigene Altersvorsorge zu übernehmen.

Besonders schmerzt sie die öffentliche Wahrnehmung. „Man wird schnell als unsozialer Kapitalist dargestellt, der nur Profit machen will.“ Dabei habe sie sich selbst nie so gesehen. Privat spendet sie regelmäßig für Obdachlose, den Tierschutz und hat drei Patenkinder im Ausland.

Die Vorstellung, Vermieter seien die Ursache der Wohnungsnot, hält sie für falsch. Man werde hier zum Sündenbock für etwas gemacht, das der Staat verursacht habe. „Vermieter werden für Fehlentwicklungen in der Migrations- und Investitionspolitik verantwortlich gemacht und für hausgemachte Probleme wie Wohnungsnot, lange Genehmigungsverfahren, Wohnungsbedarf und explodierte Kosten für Bau.“ Für die Ergebnisse der aktuellen Politik sollen private Personen aufkommen.

Tatsächlich haben sich die Rahmenbedingungen für Investitionen in Wohnimmobilien in den vergangenen Jahren deutlich verändert. Neben steigenden Zinsen haben sich auch die Baukosten massiv erhöht. Dazu kommen ein Fachkräftemangel, hohe Grundstückspreise und eine schwache Konjunktur.

Nach Angaben des Statistischen Bundesamtes verteuerten sich Wohnungsbauleistungen seit 2020 zeitweise zweistellig. Wohnungsökonomen und Branchenverbände sehen darin einen wesentlichen Grund für den Einbruch beim Wohnungsneubau.

„Trotzdem werden private Eigentümer oft behandelt, als wären sie die Schuldigen.“ Dabei sei der Staat selbst der Preistreiber für die Mieten, unter anderem auch durch hohe Energiepreise und die damit verbundenen, steigenden Nebenkosten, die zum Teil nicht einmal umlagefähig sind.

Streit um die Kosten der Energiewende

Besonders deutlich wird der Konflikt bei den Kosten der energetischen Modernisierung. Eigentümerverbände wie Haus & Grund warnen davor, dass private Kleinvermieter zunehmend zwischen politischen Vorgaben und wirtschaftlicher Realität aufgerieben werden.

Gerade ältere Eigentümer mit wenigen Wohnungen verfügten häufig nicht über die finanziellen Reserven, um umfangreiche Modernisierungen oder Heizungstausche problemlos zu stemmen. Der Eigentümerverband verweist darauf, dass rund zwei Drittel aller Mietwohnungen von privaten Vermietern bereitgestellt werden. Haus-&-Grund-Präsident Kai Warnecke warnt deshalb davor, dass steigende Kosten die Investitionsfähigkeit vieler Eigentümer beeinträchtigen könnten.

Der Deutsche Mieterbund hält dagegen, dass Klimaschutzmaßnahmen wie das überarbeitete Heizungsgesetz nicht zu einer Überforderung von Mietern führen dürften. Der Verband fordert seit Jahren, die Kosten der energetischen Transformation stärker über staatliche Förderungen zu finanzieren. Modernisierungen dürften nicht automatisch zu höheren Warmmieten führen.
Damit zeigt sich ein grundsätzlicher Zielkonflikt der deutschen Wohnungspolitik: Einerseits sollen Gebäude klimafreundlicher werden, andererseits müssen Wohnen und Heizen bezahlbar bleiben. Die Frage, wer die Kosten der Energiewende trägt – Vermieter, Mieter, Staat oder Steuerzahler –, dürfte daher zu den zentralen politischen Streitfragen der kommenden Jahre gehören.

Würde sie heute noch einmal beginnen, würde die Unternehmerin Claudia K. vermutlich keine Wohnungen mehr kaufen. „Wahrscheinlich ETFs“, sagt sie. „Da habe ich keine Mieterwechsel, muss nicht für alles geradestehen […] und muss nicht ständig Angst haben, dass die Regeln wieder geändert werden.“

Inzwischen versucht sie, die Wohnungen schrittweise zu verkaufen. Das hätte sie vor einigen Jahren noch ausgeschlossen. „Früher dachte ich, Eigentum bedeutet, dass man selbst entscheiden kann. Heute bin ich mir da nicht mehr so sicher.“

Zwei ihrer Immobilien, eine 54 Quadratmeter große Wohnung im Friedrichshain und eine mit knapp 70 Quadratmetern in Pankow, stehen zum Verkauf. Aber es scheint eine Abwärtsspirale zu sein. Den gewünschten Preis kann sie aktuell nicht mehr erzielen. Für die BWLerin ist unter anderem dieser Grund klar: Auch die Käufer werden den gleichen Regularien und Unsicherheiten ausgesetzt – und wer investiert schon in eine Zukunft mit vielen Unwägbarkeiten?

Wenn private Vermieter aufgeben

Für Claudia K. ist das ein Signal, das über ihre persönliche Situation hinausgeht. Wenn selbst langjährige Eigentümer beginnen, Wohnungen zu verkaufen und neue Investitionen meiden, stellt sich für sie eine grundsätzliche Frage: Kann privates Wohneigentum unter den heutigen Rahmenbedingungen noch dieselbe Rolle als Altersvorsorge spielen wie für frühere Generationen?

Die Debatte reicht dabei weit über einzelne Eigentümer hinaus. Sie berührt eine zentrale Frage der deutschen Wohnungspolitik: Was passiert, wenn genau jene Menschen den Markt verlassen, die heute den Großteil der Mietwohnungen bereitstellen?

Schon heute verfehlt Deutschland seine Neubauziele deutlich. Nach Angaben des Statistischen Bundesamtes wurden im vergangenen Jahr 206.600 Wohnungen in Deutschland gebaut. Das waren 18 Prozent weniger als im Vorjahr und der niedrigste Wert seit 2012.

Gleichzeitig wächst der Bedarf an Wohnraum in vielen Städten weiter. Sollte die Zahl privater Investoren sinken, könnte sich dieser Trend weiter verstärken.

Der politische Handlungsdruck bleibt hoch. Zusätzliche Regulierungen können zwar einzelne Mietergruppen entlasten, zugleich beeinflussen sie jedoch die Investitionsbereitschaft privater Eigentümer. Ob ausreichend neuer Wohnraum entsteht und bestehende Gebäude modernisiert werden, hängt daher wesentlich davon ab, ob Politik und Marktakteure einen tragfähigen Ausgleich zwischen sozialer Verträglichkeit, Klimaschutzzielen und wirtschaftlicher Tragfähigkeit finden.

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Neue Netzentgelte: Was auf Stromkunden zukommen kann


In Kürze:

  • Die Bundesnetzagentur hat ihr neues Reformkonzept für die Netzentgelte vorgestellt.
  • Es ist eine Neuverteilung von Kosten in Höhe von rund 37 Milliarden Euro pro Jahr – hin zu mehr Kostengerechtigkeit und Anreizen für netzdienliches Verhalten.
  • Für Privathaushalte ändert sich kaum etwas.
  • Betreiber von Solaranlagen werden jedoch stärker zur Kasse gebeten.
  • Bei Großverbrauchern soll es drastische Änderungen wie den Wegfall des heutigen Leistungspreises geben.

 
Mit der Energiewende verändert sich unsere Netzinfrastruktur grundlegend.
Das ist ein Grund, warum die Bundesnetzagentur intensiv über eine Neuausrichtung der Netzentgelte nachdenkt. Netzentgelte sind die Gebühren für die Nutzung, Wartung und den Ausbau der öffentlichen Stromnetze in Deutschland. Sie machen rund 30 Prozent der Stromkosten eines Haushalts aus.

Neuverteilung von 37 Milliarden Euro

Die Bundesnetzagentur hat am 27. Mai 2026 „nach intensiver Diskussion mit allen Netznutzergruppen“ ihren vorläufigen Zwischenstand zur Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) vorgestellt.
Klaus Müller, Präsident der Behörde mit Sitz in Bonn, erläutert die Pläne:
Die Systematik der Netzentgelte wird der Energieversorgung der Gegenwart und Zukunft nicht mehr gerecht. Mit einer neuen Netzentgeltsystematik wollen wir die Kosteneffizienz stärken und eine faire Verteilung der Belastungen erreichen.
Haushalte und Unternehmen zahlen für Netzentgelte jedes Jahr rund 37 Milliarden Euro. Diese Kosten sollen ab 2029 nach einer neuen Systematik verteilt werden.
Er sieht Besserungen bei der Post: Bundesnetzagentur-Chef Klaus Müller.

Bundesnetzagenturchef Klaus Müller.

Foto: Wolf von Dewitz/dpa-Zentralbild/dpa

Laut Müller plane die Bundesnetzagentur mit der Reform, die aufkommenden Kosten dort in Rechnung zu stellen, wo sie entstehen. Weitere Ziele lauten: „knappe Kapazitäten mit einem Preis versehen, Engpassmanagementkosten vermeiden, Flexibilität unterstützen und den Netzausbau dämpfen“.
Ein weiterer Grund für die Reform ist ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs. Diese Entscheidung führt dazu, dass der Bundestag die bestehende Stromnetzentgeltverordnung zum 31. Dezember 2028 aufheben muss.

Was ändert sich für Privatkunden?

Für die rund 40 Millionen Haushalte in Deutschland soll sich nicht viel ändern. Ihre Stromrechnung besteht weiterhin aus einem Grundpreis in Euro pro Jahr und einem Arbeitspreis in Cent pro Kilowattstunde (kWh).
Allerdings gibt es voraussichtlich künftig verbindliche Vorgaben für die Grundpreise, da die Behörde plant, den Grundpreis zu deckeln. Bisher können die Netzbetreiber diese beliebig erheben, wodurch teils deutliche Preisunterschiede entstehen.

Mehrkosten für Betreiber von Solaranlagen

Betroffen wären durch die geplante Veränderung insbesondere Verbraucher, die auch eine Stromerzeugungsanlage – etwa eine Solaranlage – betreiben. Diese sogenannten Prosumer speisen je nach Wetterlage Strom ein und beziehen diesen zu anderen Zeiten aus dem Netz.

Solaranlagen auf Wohnhäusern speisen ihren Überschussstrom in das öffentliche Stromnetz ein.

Foto: Joe Morris/iStock

Durch einen höheren Grundpreis sollen sie sich wieder stärker an der Netzfinanzierung beteiligen. Das sei sachgerecht, da sie sich auf eine jederzeitige Versorgung aus dem Netz verlassen können.
„Wer seinen Strom selbst erzeugt, trägt bisher weniger zur Finanzierung des Netzes bei“, erklärte Müller. „Aber auch er verlässt sich auf das Netz, wenn die Sonne nicht scheint und der Speicher leer ist. Wir wollen Stromerzeuger deswegen ein wenig stärker an den Kosten beteiligen. Das ist ein Gebot der Fairness. Sonst würden zunehmend nur Verbraucher ohne eigene Erzeugung die steigenden Kosten tragen.“
Die Prosumer müssen mit voraussichtlich unter 100 Euro Mehrkosten im Jahr rechnen. Die Höhe soll lokal variieren.
Nutzer mit Steckersolaranlagen, also etwa Balkonkraftwerken, die nur über einen Schuko-Stecker mit dem Hausstromnetz verbunden werden, zahlen diesen erhöhten Grundpreis nicht.

Gute Nachrichten für Betreiber von Stromspeichern

Ein Schlüsselelement der Energiewende sind Speichersysteme. Sie sollen überschüssigen Strom von Solar- und Windkraftanlagen aufnehmen und ihn in sonnen- und windärmeren Stunden bei Strommangel dem Netz wieder abgeben. Das entlastet die Netze.
Noch im vergangenen Jahr hatte die Bundesnetzagentur überlegt, die bestehende Befreiung der Netzentgelte für Batteriesysteme zu kippen. Kritik dazu kam vom Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES). „Schon die unnötige Diskussion darüber hat enormen Schaden verursacht“, teilte der Verband mit.
Die aktuelle Überarbeitung der Energiebehörde begrüßt der BVES hingegen. „Die Bundesnetzagentur hat sich am Ende für das einzig Richtige entschieden: Rechtssicherheit, Investitionssicherheit und Planungssicherheit“, erklärte Thomas Speidel, Präsident des BVES. Laut dem Verband ordnet die Bundesnetzagentur Stromspeicher nun klar als „Flexibilitätsoption“ und nicht als klassische Verbraucher ein.
„Speicher sind elementar für das Energiesystem der Zukunft und die Steigerung der Versorgungssicherheit. Wir brauchen noch viel mehr davon“, so die Energiebehörde.
Nach dem derzeitigen Stand der AgNes-Reform müssen Betreiber von Heimstromspeichern auch künftig keine Netzentgelte bezahlen. Dieses Privileg gilt 20 Jahre lang, auch für große Speicherprojekte, die noch bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen.
Speicheranlagen, die später in Betrieb gehen, zahlen einen „moderaten Kapazitätspreis“. Hierbei handelt es sich um die Gebühr für die Bereitstellung oder beanspruchte Maximalleistung eines Stromanschlusses.
Wie bei Stromerzeugern soll dieses Einspeiseentgelt zwischen 4 und 7 Euro pro Kilowatt (kW) pro Jahr liegen. Arbeitspreise fallen für Speicherprojekte nicht an.

Große Änderungen für Großverbraucher

Drastische Änderungen soll es für Verbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch, wie Industriebetriebe, geben. Bei ihnen soll der heutige Leistungspreis wegfallen. Stattdessen sind ein Kapazitätspreis in Euro pro kW pro Jahr sowie ein Preisaufschlag in Cent pro kWh bei Überschreitung der Bestellkapazität angedacht.
Der Arbeitspreis in Cent pro kWh für den Verbrauch bis zur Höhe der bestellten Kapazität soll bestehen bleiben. Ziel der Bundesnetzagentur ist hier, die Flexibilität der Großverbraucher zu fördern.
Produktion in einem Betrieb für Maschinen- und Anlagentechnik von Siemens.

Produktion in einem Betrieb für Maschinen- und Anlagentechnik. Diese Fertigungsstätten gelten meist als Großverbraucher.

Foto: picture alliance/dpa

„Wir ermöglichen gewerblichen und industriellen Verbrauchern mehr Flexibilität beim Stromverbrauch. Darin liegen große Chancen, stärker auf niedrige Strompreise zu reagieren. Davon profitieren Großverbraucher und Stromsystem in gleicher Weise“, sagte Klaus Müller.
Bisher werden Betriebe begünstigt, die einen durchgehend gleichmäßigen Stromverbrauch haben. Aktuell erhalten sie hohe Rabatte auf Netzentgelte. Diese Regelung zur sogenannten Bandlast gilt für Bestandskunden noch bis maximal Ende 2031. Die Energiebehörde berät noch über die konkrete Ausgestaltung der zukünftigen Regelungen für industrielle Verbraucher. Ein Konzept wird Anfang 2027 erwartet.

Sonderbehandlung für Elektrolyseure

Elektrolyseure gelten ebenfalls als Schlüsseltechnologie für die Energiewende. Sie spalten mit Strom chemische Verbindungen auf. Dadurch lässt sich etwa Wasserstoff gewinnen.
Die Behörde plant bei Elektrolyseuren für grünen und kohlenstoffarmen Wasserstoff ein Netzentgelt, dessen Höhe sich an den Kapazitätsentgelten für Speicher und Einspeiser orientiert. Gleichzeitig wird auf Arbeitsentgelte verzichtet.
Der vollständige Entwurf für die Reform der Netzentgelte soll im Sommer 2026 veröffentlicht und die Rahmenfestlegung nach einer förmlichen Konsultation Ende 2026 abgeschlossen werden.
 

Auf den Punkt gebracht:

  • Privatkunden: Grund- und Arbeitspreis bleiben bestehen, Deckel für den Grundpreis
  • Solaranlagenbetreiber: Höherer Grundpreis, unter 100 Euro Mehrkosten im Jahr, Steckersolaranlagen nicht betroffen
  • Speicherbetreiber: Netzentgeltbefreiung für Heimspeicher bleibt bestehen, Kapazitätspreis von 4 bis 7 Euro pro kW pro Jahr geplant, kein Arbeitspreis
  • Großverbraucher: Leistungspreis fällt weg, stattdessen ein Kapazitätspreis und ein Preisaufschlag bei höherer Bestellkapazität, Arbeitspreis bleibt, Bundesnetzagentur will mehr Flexibilität fördern, Bandlastprivileg noch bis Ende 2031
  • Elektrolyseure: Netzentgelte vorgesehen, keine Arbeitsentgelte

 

Kritik am dynamischen Konzept

Noch im vergangenen Jahr dachte die Behörde über dynamische Netzentgelte nach. Demnach hätte bei hohem Stromverbrauch und weniger Stromangebot die Gebühr für die Verbraucher höher, bei wenig Verbrauch und mehr Angebot deutlich niedriger ausfallen sollen. Die Änderung hätte im 15-Minuten-Takt erfolgen sollen. Das sollte den Stromkunden einen Anreiz schaffen, ihren Verbrauch in „netzdienliche“ Zeiten zu verschieben.
Allerdings hagelte es breite Kritik aus der Energiebranche. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft äußerte im Februar dieses Jahres: „Das von der BNetzA [Bundesnetzagentur] vorgeschlagene Modell zu dynamischen Netzentgelten ist […] nicht geeignet […] für eine optimiert netzdienliche Netznutzung.“
Der Berliner Ökoenergieanbieter Statkraft veröffentlichte im April eine Untersuchung der Auswirkungen dynamischer Netzentgelte. Laut dem Erzeuger würde in allen untersuchten Varianten die Einspeisung „erneuerbarer“ Energien sinken, während die thermische Erzeugung und Importe zunehmen. Die Konsequenz wären höhere Strompreise und ein Anstieg der CO₂-Emissionen. Ebenso entstünden ausgeprägte regionale Verteilungseffekte.
Nach Ansicht des Erneuerbaren-Verbands BEE sei die Reform laut „Ingenieur.de“ „Gift für den Markt“. Schwankende Preise und die Unklarheit über das tatsächliche Nutzerverhalten machten Investitionen in Solar- und Windkraftanlagen damit unkalkulierbar.
Trotz dieser Kritik gibt die Bundesnetzagentur das Konzept flexibler Preise nicht auf. So überlegt sie, mit dynamischen Preissignalen den Redispatchbedarf zu reduzieren. Im vergangenen Jahr lagen die Kosten hierfür bei gut 3 Milliarden Euro.
Darin sind auch die Vorhaltekosten für Reservekraftwerke enthalten. „Diesen Gesamtkostenblock wollen wir reduzieren“, so die Behörde. Ein erstes Konzept mit dynamischen Netzentgelten plant sie, 2027 zu entwickeln und zu untersuchen.
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Trump startet 700-Millionen-Dollar-Offensive für Amerikas Kohleindustrie


In Kürze

  • 700 Millionen US-Dollar für Kohlekraftwerke, Minen und Exportprojekte.
  • Regierung erwartet niedrigere Strompreise und den Erhalt von mehr als 14.000 Arbeitsplätzen.
  • Umweltverbände kritisieren das Programm und bereiten rechtliche Schritte vor.

 
US-Präsident Donald Trump kündigte am 4. Juni im Rahmen einer Zeremonie im Oval Office Bundesinvestitionen in Höhe von 700 Millionen US-Dollar (rund 610 Millionen Euro) an, mit denen amerikanische Kohlekraftwerke und Kohleexporte unterstützt werden sollen.
„Heute ergreifen wir historische Maßnahmen, um mit der Kraft sauberer, schöner Kohle die Energiepreise und die Lebenshaltungskosten für alle Amerikaner zu senken“, sagte Trump bei der Veranstaltung. „Was die Energieerzeugung betrifft, gibt es wirklich nichts Vergleichbares.“

14.000 Arbeitsplätze unterstützen – Stromkosten senken

Laut Angaben des Präsidenten sollen die Investitionen 42 Kohleminen und mehr als 14.000 Arbeitsplätze unterstützen und den Amerikanern zugleich über 50 Milliarden US-Dollar (rund 44 Milliarden Euro) an Stromkosten ersparen.
Die Bundesregierung stellt dafür 485 Millionen US-Dollar (rund 423 Millionen Euro) bereit, um mehr als ein Dutzend bestehende Kohlekraftwerke in zehn Bundesstaaten zu erhalten: Arizona, Arkansas, Indiana, Kentucky, North Carolina, North Dakota, Oklahoma, Tennessee, West Virginia und Wisconsin.
„Diese Maßnahme wird es diesen Anlagen ermöglichen, in Modernisierungen zu investieren, die ihre Betriebsdauer um Jahrzehnte verlängern und zugleich die Zuverlässigkeit unseres Stromnetzes stärken“, sagte Trump.

Braunkohle-Abbau.

Foto: FEDERICO GAMBARINI/AFP/Getty Images

Neue Kohlekraftwerke und Exportterminal geplant

Zu den Bemühungen, neue Anlagen zu errichten und bestehende wieder in Betrieb zu nehmen, gehören 185 Millionen US-Dollar (rund 161 Millionen Euro), die private Investitionen für die ersten neuen Kohlekraftwerke in den Vereinigten Staaten seit 2013 in Alaska und West Virginia ergänzen sollen.
Ein seit Langem geplantes Kohleexportterminal im Hafen von Oakland in Kalifornien erhält 75 Millionen US-Dollar (rund 65 Millionen Euro), um seine Eröffnung zu beschleunigen.
Innenminister Doug Burgum betonte die Bedeutung der neuen Exportanlage: „Wir können saubere, erneuerbare Energie an unsere Verbündeten verkaufen, insbesondere an die im Pazifikraum“, sagte Burgum.

Kohle als Frage der nationalen Sicherheit

Der Schritt folgt auf Trumps Durchführungsverordnung vom April, mit der Kohlevorräte und Stromerzeugung unter Berufung auf den Defense Production Act von 1950 zu einer Frage der nationalen Sicherheit erklärt wurden.
Vertreter der Regierung hatten der Kohleindustrie unmittelbar nach der Amtsübernahme im Januar 2025 Priorität eingeräumt, als der Präsident kurz nach seiner Amtseinführung einen „nationalen Energienotstand“ ausrief.
Seitdem koordinieren Kabinettsmitglieder und Behördenleiter ihre Maßnahmen zum Ausbau der Kohleindustrie, deren Marktanteil laut Daten der Energy Information Administration (Energieinformationsverwaltung) von einem Höchststand von rund 50 Prozent der US-Stromerzeugung im Jahr 2008 auf etwa 15 Prozent im Jahr 2026 gesunken ist.

Kohle-Verladehafen in Powhatan: In Ohio hofft die Kohleindustrie auf Donald Trump.

Foto: Andreas Hoenig/dpa

Energieminister kritisiert Wind- und Solarenergie

„Ohne saubere, schöne Kohle gibt es keine moderne Welt“, sagte Energieminister Chris Wright während der Veranstaltung und verwies dabei auf einen von ihm beschriebenen Zusammenhang zwischen dem Ausbau von Wind- und Solarenergie und steigenden Strompreisen.
„Die Amerikaner sind über hohe Strompreise verärgert. Geben Sie die Schuld der Schließung bestehender, zuverlässiger und sicherer Kraftwerke und deren Ersatz durch subventionierte, unzuverlässige Anlagen – ein garantierter Weg, die Strompreise in die Höhe zu treiben.“

Kohleindustrie begrüßt die Maßnahmen

Vertreter der Branche begrüßten die Ankündigung.
„Die Stromerzeugung aus Kohle schützt Verbraucher vor den Auswirkungen volatiler Energiepreise und Versorgungsengpässen; sie ist ein wesentlicher Bestandteil einer soliden Energiestrategie, die darauf ausgelegt ist, die Herausforderungen des heutigen, durch Künstliche Intelligenz getriebenen Nachfragewachstums im Kontext des Konflikts im Nahen Osten zu bewältigen“, erklärte Rich Nolan, Präsident und CEO der National Mining Association, in einer Stellungnahme.
„Die Regierung unterstützt diese Strategie mit entschlossenem Handeln im Inland, um sicherzustellen, dass bestehende Energieanlagen modernisiert werden und amerikanische Kohle über die Häfen weiterhin den weltweiten Bedarf decken kann.“

Umweltgruppen kündigen Widerstand an

Kritiker des Investitionspakets, darunter Umweltorganisationen, kündigten an, rechtliche Schritte einzuleiten.
„Es ist widerwärtig und verwerflich, dass der Präsident der Vereinigten Staaten unsere Steuergelder an teure und schädliche Kohlekraftwerke verteilt, die die Amerikaner kränker machen und die Strompreise weiter erhöhen werden“, erklärte Patrick Drupp, Direktor für Klimapolitik beim Sierra Club, in einer Stellungnahme.
„Der Sierra Club wird alles in seiner Macht Stehende tun, um gegen dieses rücksichtslose Vorhaben vorzugehen und unsere Gemeinden vor weiter steigenden Kosten und Umweltverschmutzung zu schützen.“
Dieser Artikel erschien im Original auf theepochtimes.com unter dem Titel „Trump Unveils $700 Million Investment in Coal Industry“. (deutsche Bearbeitung: zk)
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Neuverschuldung: Deutschland entgeht EU-Defizitverfahren

Deutschland entgeht trotz einer Neuverschuldung von voraussichtlich 3,7 Prozent des Bruttoinlandsprodukts (BIP) in diesem Jahr einem Defizitverfahren der EU.
Nach Abzug der Verteidigungsausgaben ergebe sich eine Neuverschuldung von lediglich 2,9 Prozent des BIP, teilte ein hochrangiger EU-Beamter anlässlich der Veröffentlichung der haushaltspolitischen Empfehlungen der EU-Kommission an die Mitgliedstaaten mit.
Damit liegt Deutschland unter der Schwelle für die zulässige Neuverschuldung von drei Prozent des BIP.

Ausnahmeregel bei Verteidigungsausgaben

Die EU hat als Reaktion auf den Ukrainekrieg und für die europäische Aufrüstung eine sogenannte nationale Ausnahmeklausel eingerichtet, die den Mitgliedstaaten bei der Neuverschuldung eine Flexibilität für Verteidigungsausgaben in Höhe von 1,5 Prozent des BIP einräumt.
Die EU-Kommission hatte bereits im November angekündigt, dass Deutschland wegen der Ausnahmeklausel voraussichtlich einem Defizitverfahren entgehen werde.
Derzeit laufen der Kommission zufolge Defizitverfahren gegen zehn EU-Länder: Frankreich, Italien, Malta, Österreich, Belgien, Finnland, Ungarn, Polen, Rumänien und die Slowakei.
Die Brüsseler Behörde empfahl am 2. Juni, das Verfahren gegen Malta einzustellen. Ein neues Defizitverfahren, nämlich gegen das neue Euro-Land Bulgarien, sei allerdings „berechtigt“.
Estland, Lettland und Slowenien entgehen demnach ebenso wie Deutschland aufgrund der Ausnahmeklausel für Verteidigungsausgaben einem solchen Verfahren.

Frankreich mit 5,7 Prozent verschuldet

Frankreich hofft, seine Neuverschuldung in diesem Jahr bei fünf Prozent des BIP zu halten. Die EU-Kommission warnte vergangene Woche, dass Frankreich im Präsidentschaftswahljahr 2027 mit 5,7 Prozent das höchste Haushaltsdefizit der gesamten EU haben könnte.
Brüssel forderte Paris deswegen auf, seine Anstrengunen zur Kürzung der öffentlichen Ausgaben zu verstärken.
Den Ländern, gegen die Verfahren laufen, drohen im äußersten Fall hohe Geldbußen. Bisher wurden solche Sanktionen jedoch nie verhängt.

Es werden mehr Energiewende-Schulden erlaubt

Die italienische Ministerpräsidentin Giorgia Meloni hatte wegen den stark gestiegenen Energiepreisen von Brüssel verlangt, die Schuldenregeln ähnlich wie bei den Verteidigungsausgaben so anzupassen, dass Maßnahmen zu Energiepreissenkungen ebenfalls von der Bewertung der Neuverschuldung ausgenommen werden.
Die Kommission reagierte, indem sie den EU-Ländern erlaubt, bis zu 0,3 Prozent des BIP pro Jahr für Maßnahmen gegen die Energiekrise von der Neuverschuldung auszunehmen – als Teil der 1,5 Prozent der nationalen Ausnahmeklausel und nicht zusätzlich.
Angerechnet werden können nur solche Maßnahmen, die die Abhängigkeit von importierten fossilen Brennstoffen verringern. Steuersenkungen auf Benzin und Diesel, wie Italien sie im März beschlossen hat, fallen nicht in diese Kategorie.
Nach dem Willen der EU-Kommission sollen im laufenden Jahr sowie 2027 und 2028 jeweils maximal 0,3 Prozent des BIP auch für Ausgaben etwa in die Förderung von Photovoltaikanlagen oder Investitionen in die Energieeffizienz genutzt werden können. Für die drei Jahre insgesamt muss eine Obergrenze von 0,6 Prozent eingehalten werden.
Deutschlands Bruttoinlandsprodukt lag 2025 bei rund 4,5 Billionen Euro – davon ausgehend würde die neue Regel rechnerisch mehr Ausgaben für die Energiewende in Höhe von insgesamt 27 Milliarden Euro ermöglichen. (afp/dpa/red)
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deutschland

So können Sie Solarstrom mit den Nachbarn teilen


In Kürze:

  • Ab 1. Juni können Solaranlagenbesitzer ihren Überschussstrom an Nachbarn abgeben.
  • Das „Energy Sharing“ stellt eine weitere Vermarktungsmethode dar.
  • Es gibt aber Hindernisse wie die noch geringe Verbreitung der dafür nötigen Smart Meter.
  • Für Strombezieher ist diese Variante eine Ergänzung, aber kein Ersatz zum bestehenden Stromvertrag.

 
Hohe Stromüberschüsse durch den Betrieb von Solaranlagen, speziell in den Mittagsstunden, sind eine zunehmende Belastung für das deutsche Stromnetz. Eine Reform des Energiewirtschaftsgesetzes könnte nun für Entlastung sorgen und helfen, den Geldbeutel zu füllen.
Ab sofort können Betreiber einer Photovoltaikanlage in Deutschland den zu viel produzierten Strom einfacher an ihre Nachbarn weitergeben.

Überschussmanagement durch „Energy Sharing“

Seit dem 1. Juni 2026 sind in Deutschland Energiegemeinschaften, auch Energy Sharing Communities genannt, möglich. Geregelt werden diese durch eine Novelle von Paragraf 42c des Energiewirtschaftsgesetzes, wofür die EU-Richtlinie 2018/2001 (RED II) in nationales Recht umgesetzt wurde.
Durch das Teilen von Strom können Betreiber von Solaranlagen oder anderen „erneuerbaren“ Anlagen den überschüssigen Strom an einen oder mehrere andere Haushalte oder kleine Unternehmen in ihrer Umgebung verkaufen oder verschenken. Auch Betreiber einer Energiespeicheranlage mit erneuerbarem Strom können diese Möglichkeit nutzen.
Oftmals konnten Besitzer einer Solaranlage den selbst produzierten Strom bei viel Sonne bisher nur teilweise nutzen. Der entstehende Überschuss fließt dabei unkontrolliert in das öffentliche Stromnetz, egal ob der Strom benötigt wird oder nicht.

Wie funktioniert das Energy Sharing?

Zur Umsetzung des Energy Sharing ist eine vertragliche Vereinbarung mit dem Nachbarn oder der Hausgemeinschaft nötig. Das beschränkt sich jedoch nicht auf die direkten Nachbarn. Es kann auch ein Freund, Bekannter oder ein Café um die Ecke im gleichen Verteilnetzgebiet sein, das heißt im Gebiet desselben Verteilnetzbetreibers.
Eine weitere Voraussetzung ist, dass in allen beteiligten Haushalten ein Smart Meter installiert sein muss, der die Stromflüsse misst. Danach kann künftig eine entsprechende Abrechnung erfolgen.
Solaranlagenbesitzer oder Haushalte, die am Energy Sharing teilnehmen wollen, sollten sich zunächst beim Netz- und Messstellenbetreiber melden. Dieser informiert die Interessenten über die nötigen weiteren Maßnahmen und Möglichkeiten im lokalen Verteilnetz.

Welche Hindernisse gibt es?

Die Umsetzung dürfte anfangs holprig sein. Das fängt schon bei der Markteinführung der Smart Meter an, die hinterherhinkt. Bisher sind nur rund 5,5 Prozent aller Haushalte in der Bundesrepublik mit diesen intelligenten Stromzählern ausgestattet. Zudem kann der Einbau eines Smart Meters von der Beantragung bis zur Installation rund drei bis sechs Monate dauern.
Doch selbst ein installierter Smart Meter bedeutet nicht immer grünes Licht für die Nutzung. Laut der Verbraucherzentrale funktionieren viele dieser Geräte nach Einbau teils über Monate oder Jahre nicht.
Ein weiteres Problem können die Abrechnungsprozesse darstellen. Sie basieren auf Viertelstundenwerten, was die Sache kompliziert macht. Eine manuelle Abrechnung ist nicht möglich.
Die Energieversorgungsunternehmen verweisen zudem darauf, dass für die Umsetzung des Energy Sharing noch verlässliche Vorgaben und Rahmenbedingungen fehlen. Daher sei mit Verzögerungen beim Start zu rechnen.

Gebühren fallen weiterhin an

Da beim Energy Sharing der Strom, zumindest buchhalterisch, meist von einem Gebäude zu einem anderen fließt, beansprucht er das öffentliche Stromnetz. Daher wird der Netzbetreiber dafür künftig weiterhin Netzentgelte, Steuern und Umlagen in Rechnung stellen.
Sollte der Strom innerhalb desselben Gebäudes fließen, können die Beteiligten bereits bestehende Regelungen anwenden: den Mieterstrom sowie die gemeinschaftliche Gebäudeversorgung.
Bei beiden Varianten muss der verrechnete Strom das Hausnetz nicht verlassen. Die Versorgung findet im Haus statt. Weil sie das öffentliche Stromnetz nicht betrifft, fallen keine zusätzlichen Netzentgelte an.

Wer profitiert wie stark davon?

Laut der Verbraucherzentrale kann das neue Energy Sharing für den Betreiber von Solaranlagen eine zusätzliche Einnahmequelle darstellen. Aktuell erhält er für den in das öffentliche Netz eingespeisten Strom 7,78 Cent pro Kilowattstunde (kWh) für eine Teileinspeisung. Seit 2020 liegt diese Einspeisevergütung unter 10 Cent für Anlagen bis 10 Kilowatt Nennleistung (kWp).
Teilt er seinen Strom nun aber mit den Menschen in seiner Umgebung, kann er einen deutlich höheren Preis vereinbaren. Dadurch kann sich die Investition in die Solaranlage schneller amortisieren.
Das kann auch für den Stromabnehmer von Vorteil sein, da er sonst normalerweise, je nach Tarif, Preise im Bereich von 25 bis 40 Cent pro kWh für seinen Netzstrom vom Versorger bezahlen muss.
Allzu billig wird der Strom aufgrund von Gebühren jedoch nicht. „In der Summe können diese Nebenkosten des Energy Sharing zehn bis 15 Cent pro Kilowattstunde betragen“, sagte Matthias Bauer, Energieexperte der Verbraucherzentrale Baden-Württemberg.
Liegt der vereinbarte Preis für den Solarstrom bei 12 Cent pro kWh und kommen 10 Cent Nebenkosten hinzu, profitieren beide Seiten. Der Anlagenbetreiber bekommt 4,2 Cent mehr, eine Steigerung um 54,2 Prozent. Überdies spart der Strombezieher 3 bis 18 Cent pro kWh.
Liegen die Nebenkosten bei 15 Cent, lohnt sich das Energy Sharing für den „Nachbarn“ erst, wenn er aktuell mehr als 27 Cent pro kWh für seinen Strom bezahlt.
Möglich wäre für den Anlagenbetreiber auch ein Strompreis von 15 Cent, also 92,8 Prozent Ertragssteigerung. Da viele Stromkunden aktuell mehr als 30 Cent bezahlen, kann er auch damit einige Interessenten finden.
Die Abnehmer haben somit auch ohne eigenes Hausdach die Möglichkeit, lokalen sogenannten grünen Strom zu beziehen. Bisher haben Mieter oft nur durch ein Balkonkraftwerk an der „Energiewende“ partizipieren können.
Ebenso können natürliche Personen, kleine Unternehmen, gemeinnützige Organisationen, Genossenschaften und Kommunen von dem Modell profitieren. Beispielsweise kann ein Gewerbebetrieb mit eigener Solaranlage einer Schule Strom anbieten oder umgekehrt, je nachdem, wer erneuerbaren Strom anbieten kann und wer Interesse an dessen Bezug hat.
Der Betrieb der Anlage darf dabei weder „überwiegend der gewerblichen noch überwiegend der selbstständigen beruflichen Tätigkeit des Betreibers“ dienen.
Der Betreiber hat zudem den Vorteil, dass er deutlich weniger Bürokratie stemmen muss. Anzeigepflichten, Vorgaben zur Rechnungsgestaltung und Stromkennzeichnung entfallen. Auch gilt für Anlagen bis 30 kWp eine vollständige Einkommensteuerbefreiung.

Nur eine Ergänzung

Allerdings werden Anlagenbetreiber die Stromversorgung ihrer „Nachbarn“ nicht dauerhaft mit ihrer Solaranlage gewährleisten können. Da die Sonne auch ihre Solarmodule nicht immer gleichmäßig bestrahlt, steht der Strom nur gelegentlich zur Verfügung. Nachts und im Winter gibt es keinen oder eher selten einen Stromüberschuss. Zudem kann die Anlage durch einen Defekt plötzlich ausfallen.
Daher verpflichtet das Energy Sharing die Anlagenbetreiber nicht zur vollständigen Stromversorgung der beteiligten Nachbarn. Für sie gilt keinerlei Versorgungsgarantie.
Somit benötigen die beteiligten Haushalte zusätzlich einen Stromliefervertrag mit einem selbst gewählten Stromanbieter. Dieser muss die Strommengen liefern, die nicht aus der Solaranlage kommen. Bereits geltende Stromlieferverträge können bestehen bleiben.

Eine Entlastung für die Netze?

Überschüssiger Strom durch Solaranlagen stellt ein zunehmendes Problem für unsere Stromnetze dar. Er drückt den Börsenstrompreis weit nach unten, oftmals sogar in den Minusbereich. Um die Netze noch stabil zu halten, müssen Netzbetreiber den Überschuss ins Ausland ableiten oder Anlagen abschalten, sofern sie darauf zugreifen können.
Mit dem Energy Sharing kann sich der lokale Verbrauch von Solarstrom erhöhen, weil dieser günstigere Strom nur bei Stromüberschuss zur Verfügung steht. Die Strombezieher haben somit eine finanzielle Motivation, größere Stromverbraucher dann einzuschalten, wenn gerade ein hohes Stromangebot aus den Erneuerbaren besteht. Das reduziert die Belastung der regionalen Verteilnetze.
Das kann die Anzahl der Abregelungen von Solaranlagen reduzieren und somit die Systemeffizienz verbessern.

Alle solaren Werkzeuge im Überblick

Wer eine Solaranlage besitzt oder sich eine zulegen möchte, verfügt mit dem Energy Sharing über eine weitere Möglichkeit, seinen Strom gewinnbringend zu vermarkten. Die bisherigen Werkzeuge bleiben dabei bestehen. Die bestehenden Vermarktungsoptionen lauten wie folgt:
  • Eigenverbrauch: Die Selbstnutzung des Solarstroms bringt laut Sanierungsdienstleister Reduco eine Ersparnis von rund 35 Cent pro kWh – der durchschnittliche Preis des Netzstroms. Dies ist das stärkste wirtschaftliche Werkzeug.
  • Batteriespeicher: Wer den Strom bei Überschuss in eine Batterie führt und beispielsweise am Abend, wenn die Sonne nicht oder kaum mehr scheint, den Überschussstrom verbraucht, kann weitere rund 30 Cent pro kWh sparen. Das ergibt sich aus dem Preis des Netzstroms abzüglich der Speicherkosten. Ein Batteriespeicher erweitert somit den Eigenverbrauch.
  • Energy Sharing: Hieraus entsteht ein zusätzlicher Erlös von möglicherweise rund 15 Cent pro kWh. Der Anlagenbesitzer gibt den Überschussstrom, den er nicht selbst verbraucht oder speichert, ab.
  • Netzeinspeisung: Falls nach Einsatz der genannten Instrumente weiterhin Überschussstrom anfällt, kann dieser für 7,78 Cent pro kWh – bei Anlagen bis 10 kWp – in das öffentliche Stromnetz fließen.
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Haushalte mit Solaranlagen sollen höheren Grundpreis für Netznutzung zahlen

Bei den Gebühren für die Nutzung der Stromnetze sollen Haushalte mit einer eigenen Erzeugungsanlage künftig einen höheren Grundpreis bezahlen. Dies plant die Bundesnetzagentur bei der anstehenden Reform der sogenannten Netzentgeltsystematik Strom, wie die Behörde in Bonn mitteilte.
„Die zusätzlichen Kosten für diese Verbraucher werden lokal unterschiedlich sein und voraussichtlich unter 100 Euro im Jahr betragen“, so die Netzagentur. Die Reform soll ab 2029 gelten.
Die Neuregelung würde etwa Besitzer von Photovoltaik-Anlagen betreffen – mit einer Einschränkung: Wer nur ein Balkonkraftwerk betreibt, auch Steckersolaranlage genannt, soll diesen erhöhten Grundpreis nicht bezahlen.

„Prosumer“ sollen sich stärker an Netzfinanzierung beteiligen

Mit dem höheren Grundpreis würden sich die sogenannten Prosumenten stärker an der Netzfinanzierung beteiligen, hieß es. Der Begriff „Prosument“ ist ein Kofferwort aus „Produzent“ und „Konsument“.
Prosumenten stärker an der Netzfinanzierung zu beteiligen sei „sachgerecht, da sie sich auf eine jederzeitige Versorgung aus dem Netz verlassen können“, erklärte die Bundesnetzagentur. Nähere Einzelheiten zu den Plänen teilte die Behörde noch nicht mit.
Es sind zahlreiche Neuregelungen bei den Netzentgelten geplant. Sie betreffen alle Stromverbraucher und erstmals auch Stromerzeuger. Sie sind nötig, weil die bisherigen Regelungen Ende 2028 auslaufen.
Mit einer neuen Systematik wolle man die Kosteneffizienz stärken und eine faire Verteilung der Belastungen erreichen, sagte Behördenpräsident Klaus Müller laut einer Mitteilung.
„Unsere Ziele: Kosten da veranschlagen, wo sie entstehen. Knappe Kapazitäten mit einem Preis versehen. Engpassmanagementkosten vermeiden. Flexibilität unterstützen und den Netzausbau dämpfen.“
Für die rund 40 Millionen Haushaltskunden werde sich systematisch nicht viel ändern, betonte die Behörde weiter. „Ihr Netzentgelt besteht weiterhin aus einem Grundpreis in Euro pro Jahr und einem Arbeitspreis in Cent je Kilowattstunde“, hieß es.
Künftig solle es aber verbindliche Vorgaben für die Grundpreise geben.

Deutsche Stromnetze kosten jährlich rund 37 Milliarden Euro

Die Netzgebühren machen für Haushalte ein gutes Drittel des Strompreises aus. Mit dem Geld werden Betrieb, Wartung, Erneuerung und Ausbau des Stromnetzes finanziert.
Jährlich kommen laut Netzagentur insgesamt rund 37 Milliarden Euro zusammen. Um das Stromnetz in Deutschland kümmern sich vier Übertragungsnetzbetreiber und weitere rund 860 Verteilnetzbetreiber.
In der Branche wird die Reform kurz „Agnes“ genannt, was für „Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“ steht. Bis zur Jahresmitte will die Bundesnetzagentur nun einen ausgearbeiteten Entwurf vorlegen, der dann ausführlich von allen Beteiligten diskutiert wird.
Die daraufhin überarbeitete, endgültige Fassung will die Behörde Ende 2026 festlegen, also zwei Jahre vor Inkrafttreten der neuen Regeln. (dpa/red)
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Sonne satt am Pfingstmontag: Warum das ein Problem sein könnte


In Kürze:

  • Am Pfingstmontag erwartet die Netzbetreiber erneut viel Sonne bei wenig Stromverbrauch.
  • Über die Mittagszeit muss ein Großteil der Solaranlagen abgeregelt werden.
  • Es werden erneut Kosten für den Steuerzahler im Hundert-Millionen-Bereich erwartet.
  • Die Netzbetreiber haben nur begrenzte Handlungsmöglichkeiten.

 
Die Menschen in Deutschland dürfen sich über sonnige Pfingstfeiertage freuen. Während laut Wetterprognosen am Pfingstsonntag noch vereinzelt Wolken die Sonne verdecken, soll sie am Pfingstmontag bundesweit nahezu ungehindert scheinen.
Das stellt die Netzbetreiber erneut vor Herausforderungen. Denn Solaranlagen mit einer installierten Leistung von rund 50 Gigawatt (GW) sind bislang kaum steuerbar – Tendenz steigend. Sie speisen ihren erzeugten Strom unabhängig vom tatsächlichen Bedarf ins Netz ein.

Großteil der Solaranlagen werden kurzfristig abgeschaltet

Bei den sonnigen Bedingungen dieser Tage liegt die Leistungsausbeute der Solaranlagen zur Mittagszeit bei bis zu 80 Prozent. Von den nicht steuerbaren Anlagen mit rund 50 Gigawatt (GW) installierter Leistung könnten somit allein etwa 40 GW ins Netz eingespeist werden. Gleichzeitig prognostiziert das Energieportal „Energy Charts“ des Fraunhofer-Instituts für den Pfingstmontag einen maximalen Strombedarf von lediglich 46,9 GW für ganz Deutschland.
Dabei ist zu berücksichtigen, dass auch ein Teil der rund 31.000 Windkraftanlagen Strom liefern wird, selbst wenn Netzbetreiber zahlreiche Anlagen drosseln. Hinzu kommen Wasser-, Gas-, Kohle-, Geothermie- und Biomassekraftwerke, die meist mit einer Mindestleistung von etwa 9,5 GW betrieben werden. Diese Kraftwerke lassen sich aus technischen Gründen nicht vollständig abschalten, da ein späteres Hochfahren zu lange dauern würde. Spätestens in den Abendstunden werden sie wieder stärker benötigt.
Insgesamt ergibt sich daraus – selbst ohne zusätzliche Windkraftleistung – bereits eine Einspeisung von rund 49,5 GW. Damit würde der prognostizierte Strombedarf am Pfingstmontag bereits überschritten.
Zudem sind in dieser Rechnung die offiziell regelbaren Solaranlagen mit einer installierten Leistung von 73,9 GW noch gar nicht enthalten. Dabei handelt es sich überwiegend um Anlagen ab 25 Kilowatt (kW) Nennleistung, die gesetzlich mit Smart Metern ausgestattet sein müssen. Unter den aktuellen Wetterbedingungen könnten auch diese Anlagen theoretisch bis zu 80 Prozent ihrer Leistung erzeugen – also weitere rund 59 GW.
Diese zusätzliche Strommenge wird während der aktuellen Solarspitzen jedoch nicht benötigt. Die Netzbetreiber müssen daher einen Großteil dieser Anlagen herunterregeln oder abschalten, um die Stabilität der Stromnetze sicherzustellen. Grundlage dafür sind die technischen Vorgaben zur Leistungsbegrenzung nach Paragraf 9 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG).

Die Stromerzeugungsdaten vom 18. bis24. Mai 2026.

Wenn zu viel Strom zum Problem wird

Bei hoher Solarstromproduktion fallen die Strompreise erneut deutlich ins Negative. Bereits am teils bewölkten Pfingstsonntag sinkt der Börsenstrompreis in der sogenannten Day-Ahead-Auktion auf bis zu minus 86,71 Euro pro Megawattstunde (MWh). Das bedeutet: Stromabnehmer erhalten rechnerisch bis zu 8,67 Cent pro verbrauchter Kilowattstunde, um überschüssigen Strom aus dem Netz aufzunehmen.
Am Pfingstmontag dürfte der Preis erneut im dreistelligen Minusbereich pro MWh liegen. Der technische Spitzenwert von minus 500 Euro pro MWh trat erstmals am 1. Mai auf.
Diese zunehmenden negativen Strompreise sind jedoch kein Zeichen dafür, dass die Energiewende den Strom grundsätzlich günstiger macht. Vielmehr seien sie „ein deutliches Warnsignal“, wie die FAZ-Wirtschaftsjournalistin Hanna Decker betont. Sie nennt dafür zwei Gründe:
„Erstens: Der Staat verbrennt Geld. Denn alle bis Ende Februar vergangenen Jahres installierten Solaranlagen erhalten auch in jenen Stunden die Erneuerbaren-Einspeisevergütung nach dem EEG, in denen ihr Strom dem System überhaupt nichts nützt oder ihm sogar schadet.“
Der Energieexperte Stefan Spiegelsperger berechnete die Kosten für die Steuerzahler allein für den 1. Mai 2026 im Bereich der Stromversorgung auf rund 150 Millionen Euro.
Als zweiten Grund nannte Decker die Problematik für Netzbetreiber an solch sonnenreichen Tagen mit wenig Strombedarf „Einspeisung und Verbrauch im Gleichgewicht zu halten“. Auch das Solarspitzengesetz, das eine Vergütung bei Negativstrompreisen untersagt, löse das Problem nicht. „Denn der Großteil der Anlagen hat leider weiterhin keinen Mechanismus, die Einspeisung zu drosseln, läuft bei negativen Strompreisen also einfach durch“, schrieb sie.

Was die Netzbetreiber tun können

Um Stromangebot und -nachfrage im Gleichgewicht und somit die Netze stabil zu halten, haben die Netzbetreiber einige Möglichkeiten. Eine davon sind Pumpspeicherkraftwerke. Bei Stromüberproduktion befördern Pumpen Wasser in ihre höher gelegenen Speicherseen. Dazu verbrauchen sie netzdienlich den Überschussstrom. Bei Bedarf, meist in den Abend- oder Nachtstunden, fließt das Wasser wieder hinab und Turbinen erzeugen Strom.
Zudem gibt es den grenzüberschreitenden Stromhandel mit den Nachbarländern. Diese können überschüssigen Strom zu den aktuellen Börsenstrompreisen abnehmen. Allerdings ist dies nur in begrenztem Umfang von einigen Gigawatt (GW) möglich.
Eine Harmonisierung der Netze können auch Stromspeichersysteme erzielen. In Deutschland entstehen derzeit zunehmend Batterieparks. Deren Ausbau wird jedoch durch den hinterherhinkenden Netzausbau eingebremst. Für die vielen Antragsteller bestehen Wartezeiten von teils mehreren Jahren. Ein weiterer Ansatz kommt aus Berlin. Dort soll ein riesiger Tauchsieder künftig Stromüberschüsse netzdienlich in nützliche Wärme umwandeln.
In der aktuellen Situation sind die Netzbetreiber allerdings häufig zu den genannten Abschaltungen und Redispatch-Maßnahmen gezwungen.
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Windkraft: Stagnierender Ertrag seit 2020 trotz Zubau


In Kürze:

  • Der rasche Zubau bei Windkraft und Solar macht sich bemerkbar.
  • Ihre Stromerzeugung bleibt dennoch hinter dem Zuwachs zurück.
  • Windkraft scheint zu stagnieren: Von 2020 bis 2025 stieg ihre Nennleistung um 25,2 Prozent, die Einspeisung nur um 1,2 Prozent.
  • Ursachen liegen im Wind selbst sowie an Abschaltungen durch die Netzbetreiber aufgrund Tausender Solaranlagen.
  • Das Überangebot an Strom führt immer häufiger zu Minuspreisen an der Strombörse.

 
In der Nordsee, in der Ostsee, vor allem in Norddeutschland, aber auch zunehmend in Süddeutschland: An immer mehr Orten entstehen Windkraftanlagen. Gleichzeitig findet vielerorts das sogenannte Repowering statt, bei dem die Betreiber ältere Windräder durch neuere und immer größere und leistungsstärkere ersetzen.
Das alles hat dazu geführt, dass die installierte Leistung der Windkraft in den vergangenen Jahren stetig zugenommen hat. Der Blick auf die tatsächlich erzeugte Jahresleistung der Windkraft überrascht jedoch. Hier ist kein entsprechender Anstieg erkennbar.

Zubau bei „Erneuerbaren“

Zu den „erneuerbaren“ Energiequellen zählen neben der Windkraft auch Photovoltaikanlagen, Wasserkraftwerke, Biogasanlagen und die Geothermie. Die Energieerzeugung der drei letztgenannten Kraftwerksarten blieb in den vergangenen Jahren weitestgehend konstant. Wasserkraft und Geothermie können aufgrund der Geografie nur bedingt ausgebaut werden. Biomasse steht im Flächenkonflikt mit der Nahrungsmittelerzeugung, weshalb sich hier nur geringe Veränderungen zeigen. Sie gehören jedoch zu den grundlastfähigen Kraftwerken, die unabhängig vom Wetter konstant Strom liefern. 2025 kamen sie zusammen auf 51,7 Terawattstunden (TWh).
Stärkere Veränderungen waren hingegen bei Wind und Solar zu beobachten. Vor allem der Gesamtertrag bei den Solaranlagen legte kräftig zu. Von 2015 bis 2025 hat er sich auf zuletzt 70,1 TWh nahezu verdoppelt. Der größte Anstieg ereignete sich mit 10,4 TWh im vergangenen Jahr. Wesentlicher Grund dafür ist der stetige Zubau von Solaranlagen.
Trotz dieser Steigerung ging die Gesamtjahresleistung der „Erneuerbaren“ im Vorjahresvergleich zuletzt minimal um 0,7 auf 252,9 TWh zurück. Das deckt sich mit Meldungen über leicht rückläufige Stromeinspeisungsanteile.
 

Überraschung bei der Windkraft

Neben Rückgängen bei Wasserkraft und Biogas sank vor allem der Ertrag bei der Windkraft um 5,1 auf 131,2 TWh im Jahr 2025. Die Windkraft erlebte damit den zweiten Jahresrückgang in Folge. Zuvor ging es sichtbar bergauf, auch wenn während der Corona-Zeit in den Jahren 2021 und 2022 die Stromerträge generell niedriger waren.
Im Jahr 2020 war der Ertrag mit 129,6 TWh fast auf dem Niveau von 2025. Der Zuwachs beim Vergleich dieser beiden Jahre liegt lediglich bei 1,2 Prozent. Das überrascht.
Durch den konstanten Zubau kletterte die installierte Leistung aller Windkraftanlagen in Deutschland von 62,3 Gigawatt (GW) im Jahr 2020 auf 78,0 GW im Jahr 2025. Hier beträgt der Anstieg 25,2 Prozent.
 
Die Unterscheidung der Windkraftanlagen an Land und auf See ist dabei gering. Während die Anlagen an Land im genannten Vergleichszeitraum einen Zuwachs von 25,4 Prozent hatten, war er bei den Anlagen auf See mit 24,4 Prozent nur geringfügig weniger. Erstere speisten 2025 ihrerseits lediglich 2,3 Prozent mehr Strom ins Netz ein als fünf Jahre zuvor. Windkraft auf See verzeichnete im selben Zeitraum sogar einen leichten Rückgang in Höhe von 0,3 Prozent.

Große Erzeugungslücke auch bei Solar

Dass die „Erneuerbaren“ eine immer zentralere Rolle in der Stromerzeugung einnehmen, zeigt sich an der installierten Leistung. Von 116,8 GW im Jahr 2020 stieg die Nennleistung auf inzwischen 202,8 GW an.
Das entspricht innerhalb von knapp 5,5 Jahren einem Anstieg um 73,6 Prozent. Gleichzeitig liegt der Zuwachs bei der Erzeugung von 2020 bis 2025 bei Wind und Solar nur bei knapp 15 Prozent, womit die Lücke der „erwarteten Erzeugung“ hier noch größer als bei der Windkraft allein ist. Der enorme Zubau geht vor allem auf (kleine) Solaranlagen zurück, die „Lücke“ auch. Dazu später mehr.
Während die installierte Leistung von Photovoltaikanlagen zwischen 2020 und 2025 um 116,3 Prozent anstieg, wuchs ihre Einspeisung „nur“ um 54,4 Prozent. Das bedeutet, dass auch bei Solar ein erhebliches Manko herrscht. Es ist nur weniger sichtbar.
Während immer mehr Anlagen Energie aus Sonne und Wind gewinnen sollen, sinkt die installierte Leistung im Bereich der fossilen Kraftwerke, vor allem beim Kohlestrom. Hintergrund davon ist der gesetzlich festgelegte Ausstieg aus der Kohleverstromung bis spätestens 2038.
Im Jahr 2020 hatte die Bundesrepublik noch Braun- und Steinkohlekraftwerke im Umfang von 44,6 GW Nennleistung. 2025 waren es nur noch insgesamt 30,1 GW. Das entspricht einem Rückgang von 32,5 Prozent. Die Stromerzeugung aus Stein- und Braunkohle sank im selben Zeitraum dennoch nur um 20,7 Prozent von 117,6 auf 93,3 TWh.

Eine Frage von Standort und Wetter

Sowohl bei Windkraft- als auch bei Solaranlagen stellt sich die Frage nach einer Erklärung der Differenz zwischen Zubau und Ertragszuwachs. Oder anders formuliert: Wo sind die fehlenden Prozente der zu erwartenden Energieerzeugung?
Ein wesentlicher Punkt ist der Standort. Nachdem zunächst die windstärksten und sonnenreichsten Standorte bebaut wurden, müssen sich Betreiber nun weniger geeigneten Flächen zuwenden. Entsprechend niedriger fallen die Strommengen pro Gigawatt neu installierter Leistung aus. Das lässt auch den Durchschnitt aller Anlagen sinken.
Wie viel Strom ein Windrad oder eine Solaranlage letztlich einspeisen kann, hängt jedoch nicht von Durchschnittswerten ab, sondern von den tatsächlichen Bedingungen vor Ort. Gerade für die Jahre 2024 und 2025 haben Forscher „außergewöhnlich windarme Witterungen“ registriert. Davon betroffen sind sowohl Windkraftanlagen an Land als auch auf See.

Energieumwandlung im Windschatten

Auch eine Beeinflussung des Windes durch die hierzulande inzwischen rund 31.000 Windkraftanlagen selbst ist nicht ausgeschlossen, sondern geradezu wahrscheinlich. Nach dem Energieerhaltungssatz kann Energie weder erzeugt werden noch verloren gehen. Windräder wandeln dabei die lineare Bewegung der Luft zunächst in die Drehbewegung der Rotorblätter und diese wiederum in elektrischen Strom um. Somit bleibt in der Atmosphäre letztlich weniger Windenergie zurück. Das bedeutet: Je mehr Windräder es gibt, umso weniger Wind weht, und damit ist letztlich weniger Windenergie vorhanden.
Das hat zur Folge, dass sich hintereinanderstehende Windkraftanlagen, vor allem aber Windparks, gegenseitig den Wind wegnehmen. Die erste Windkraftanlage, auf die der Wind ungebremst trifft, kann noch die meiste Energie aus dem Wind ziehen. Alle dahinterliegenden Anlagen stehen im Windschatten der ersten Anlage und sind ihren Turbulenzen ausgesetzt. Insgesamt steht ihnen somit weniger Wind zur Verfügung. Dadurch sinkt letztlich deren Stromertrag. Entsprechende Simulationen kamen auf einen Ertragsverlust von insgesamt 34,1 bis 38,2 Prozent.
„Windkraftanlagen sind Wettermacher. An immer mehr Standorten und daher in immer mehr regionalen und globalen Windsystemen fehlt Wind“, fasst der ehemalige Wirtschaftsredakteur und Ressortleiter der FAZ, Klaus Peter Krause, dieses Phänomen zusammen. Auch der Physiker Dieter Böhme bestätigte diese Energieverschiebung schon vor rund vier Jahren. Seiner Aussage nach würden allein die deutschen Windräder der Atmosphäre jeden Tag eine Energiemenge von umgerechnet 20 Hiroshima-Atombomben entziehen.
Ein ähnlicher, wetterwirksamer Zusammenhang existiert bezüglich Photovoltaikanlagen, die sich deutlich stärker aufheizen als ihre Umgebung. Das hat zwei Folgen. Einerseits sinkt der Wirkungsgrad von Solarzellen aufgrund thermischer Verluste mit steigenden Temperaturen. Zugleich führen höhere Temperaturen zu höherer Verdunstung und damit unter anderem zu mehr Wolken.

Solar kontra Windkraft

Der vielleicht wichtigste Faktor ist jedoch technischer Natur: In Zeiten von besonders günstigen Bedingungen oder geringem Stromverbrauch müssen Solar- und Windkraftanlagen zunehmend abgeschaltet werden, um das Stromnetz zu stabilisieren. Konkrete Daten, welche Strommengen Drosselungen zum Opfer fallen, liegen nicht vor.
Windräder sind im Vergleich zu Solaranlagen in diesem Punkt im Nachteil, weil alle Turbinen steuerbar sein müssen. Das ist bei Solaranlagen unter 25 Kilowatt Spitzenleistung (kWp) nicht der Fall und hat dazu geführt, dass aktuell rund 50 GW an installierter Solarleistung nicht steuerbar sind. Das heißt, der Netzbetreiber kann sie bei Bedarf nicht drosseln. Wenn die Sonne scheint, schieben sie ihren Strom ungebremst in die Netze.
Um einen Stromüberschuss und daraus folgende Störungen im Netz zu vermeiden, drosselt der Netzbetreiber stattdessen die übrigen Energieerzeuger, einschließlich Windkraftanlagen. Dieser Effekt ist regelmäßig in den Stromdaten zu erkennen. Vormittags sinkt der Windkraftertrag, ist zur Solarspitze am Mittag vergleichsweise niedrig und steigt am späten Nachmittag wieder an, um am nächsten Morgen wieder zu sinken.
Windkraft

Die Daten zur Stromerzeugung Deutschlands der Woche vom 6. bis 12. April 2026 zeigen deutlich, wie die Einspeisung aus Windkraft (blaugrau) sinkt, wenn die Einspeisung aus Solaranlagen (gelb) tagsüber steigt.

Dennoch sind auch Solaranlagen von den Abschaltungen betroffen. Die Netzbetreiber können zwar nicht auf alle Anlagen zugreifen, größere Anlagen und damit ein Großteil der installierten Leistung sind aber ebenfalls regelbar. Das dürfte der Grund dafür sein, dass auch die Stromerzeugung aus Photovoltaik über 60 Prozentpunkte hinter dem Zubau zurückbleibt.

Minuspreise sorgen für hohe Ausgaben

Die Folgen für die Verbraucher durch diese zunehmend wetterabhängige Stromerzeugung sind Minuspreise an den Strombörsen. Wie bei allen Produkten entscheiden auch bei der Stromerzeugung Angebot und Nachfrage über den Preis. Um das Netz aufrecht und stabil zu halten, müssen jedoch Stromerzeugung und -verbrauch stets auf demselben Niveau sein. Hinzu kommt, dass Strom „leicht verderblich“ ist, denn er kann bisher kaum gespeichert werden.
Wenn Windkraft und Solar bei der sogenannten Hellbrise viel Strom erzeugen, ist das aufgrund der hohen installierten Leistung mittlerweile häufig schon zu viel. Dieses Überangebot sorgt für niedrige Preise, die immer öfter deutlich unter null fallen. Normalerweise bietet ein Händler seine Ware nicht zu einem Minuspreis an, weil er dem „Käufer“ dann Geld geben muss. In der Wirtschaft kommt das in der Regel bei Abfall vor, den man loswerden will.
Die Anzahl der Stunden mit Null- oder Minuspreisen stieg in den vergangenen 16 Jahren dabei stark an. Während es im gesamten Jahr 2010 nur 12 Stunden gab, waren es im vergangenen Jahr 652 Stunden – ein neuer Rekordwert, wie der Datenexperte Rolf Schuster von der Bundesinitiative Vernunftkraft ermittelte. Damit einher ging auch die Entwicklung der Höhe der negativen Preise.
Das Ausmaß dieser zeigte der 1. Mai 2026. Hier traf der feiertagsbedingt niedrige Stromverbrauch auf hohe Einspeisung einer Hellbrise. Zugleich hatten auch die Nachbarländer zu viel Strom aus Wind und Solar und ihrerseits bereits negative Preise. In der Folge fiel der Börsenstrompreis in Deutschland an den Spotmärkten auf die technische Untergrenze von –499,99 Euro pro Megawattstunde. Das sind 49,99 Cent pro Kilowattstunde, die der Stromkunde für den in dieser Zeit von ihm verbrauchten Strom erhält.
Was zunächst nach günstigem Strom klingt, ist es jedoch nur bedingt, denn es sind Großkunden, oft aus dem Ausland, die Strom und Geld von Deutschland erhalten. Der normale Stromkunde profitiert ohne besondere Tarife davon nicht. Im Gegenteil, er muss über Abgaben und Steuern die aus dem Bundeshaushalt finanzierte „EEG-Umlage“ zahlen. Die Aufwendungen für einen Tag Hellbrise liegen dabei regelmäßig im neunstelligen Bereich. Die „Kugel Eis“ für die Energiewende zahlen wir somit nicht mehr monatlich, wie im Jahr 2004 gesagt wurde, sondern täglich.
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Mega-Batteriespeicher nahe dem Kernkraftwerk Grohnde geplant


In Kürze:

  • Am ehemaligen Kernkraftwerk Grohnde soll der Energiecluster Emmerthal entstehen.
  • Mit bis zu 1.870 Megawatt Leistung ist er größer als bisher alle Stromspeicherprojekte Deutschlands.
  • Trotz höherer Leistung als das benachbarte ehemalige Kraftwerk ist der Jahresenergieertrag des Speichers deutlich geringer.
  • Derweil geht der Rückbau des Kernkraftwerks weiter voran. Bis 2037 soll das KKW Grohnde verschwinden.

 
Deutschland wandelt seine einstigen Kernkraftstandorte zunehmend in Standorte für Stromspeicher um. Nach Philippsburg, Brokdorf und Gundremmingen folgt nun auch der niedersächsische Ortsteil Grohnde diesem Plan.
Hier soll in unmittelbarer Nähe des ehemaligen Kernkraftwerks Grohnde bis 2028 einer der größten Stromspeicher der Bundesrepublik entstehen: der Energiecluster Emmerthal.
Dafür vorgesehen sind bis zu drei große Batteriespeichersysteme (BESS) auf einer Fläche von insgesamt 35 Hektar. Die Betreiber dieser Batterieparks sind die Betreiber Green Energy Storage Initiative (GESI), FRV Deutschland und Elements Green. Wenn das Projekt fertiggestellt ist, dürfte es das größte Batterieprojekt Deutschlands sein. In unmittelbarer Umgebung existieren weitere Energieprojekte und -anlagen
Laut dem Lageplan der Gemeinde Emmerthal ist in diesem Rahmen auch eine neue Photovoltaikanlage geplant. Daneben befindet sich ein bestehender Windpark mit acht Windkraftanlagen. Eine überregionale Stromtrasse verläuft ebenfalls durch das Gebiet. Ebenso sind auf dem Plan zwei weitere BESS eingezeichnet, wozu es aber keine genauen Informationen gibt.

Standortplan des Energieclusters Emmerthal und der Batteriespeicherprojekte (BESS), Stand: 01.03.2026.

Mehr Leistung als das Kernkraftwerk?

Laut den Angaben wird der künftige Energiecluster eine Leistung von mindestens 1.470 Megawatt (MW) aufweisen, die sich aus dem Batteriepark von GESI und FRV Deutschland ergibt. Diese beiden sind bereits festgelegt.
Wenn auch der Speicher von Elements Green eine Baugenehmigung erhält, steigt die Gesamtleistung auf rund 1.870 MW und die gesamte Speicherkapazität auf rund 7.800 Megawattstunden (MWh). Das ist mehr als die aktuell bestehende bundesweite Großspeicherkapazität von 5.380 MWh.
Die Leistungen und Kapazitäten der einzelnen Projekte sehen wie folgt aus:
  • GESI: 870 MW Leistung / 3.840 MWh Kapazität
  • FRV Deutschland („Grohnde III“): 600 MW/2.400 MWh (plus benachbarte Solaranlage)
  • Elements Green: bis zu 400 MW (noch nicht final festgelegt)
Die Gesamtleistung liegt damit klar über der des im Jahr 2021 stillgelegten Kernkraftwerks, das eine Leistung von 1.360 MW hatte.

Batterien sind keine Kraftwerke

Doch das ist der einzige technische Punkt, in dem der geplante Energiecluster das KKW übertrifft. Während der Druckwasserreaktor seine Leistung – bis auf seltene Wartungen – dauerhaft und grundlastfähig abgeben konnte, beinhaltet der Prozess der Batteriespeicher Lade- und Entladezyklen.
Das bedeutet, dass der Energiecluster Emmerthal nur für wenige Stunden seine Leistung abgeben kann. Anschließend müssen die Akkus erneut geladen werden – vorzugsweise mit überschüssigem Strom aus Wind- oder Photovoltaikkraftwerken. Diesen Strom geben die Speicher zeitversetzt ab.
Die Batterieparks von GESI und FRV sind sogenannte 4-Stunden-Anlagen, bezogen auf die Dauer für ihre komplette Entladung bei Volllast. Bei halber Last, also wenn sie konstant statt 1.470 MW nur 735 MW abgeben, würde die vollgeladene Anlage 8 Stunden bis zur Entladung laufen.
In Emmerthal setzt GESI auf moderne LiFePO4-Großspeicher, also Lithium-Eisenphosphat-Akkumulatoren. Die theoretische Anzahl ihrer Ladezyklen liegt bei 3.000 bis 6.000. Damit  übertreffen sie andere Batterietypen teilweise um ein Vielfaches. Die tatsächliche Zyklenzahl hängt allerdings vom Betriebsmodus ab.
Wenn der Energiecluster sich einmal pro Tag auf- und entlädt, hält die Anlage 8,2 bis 16,4 Jahre. Allerdings gibt es über das Jahr immer wieder einige Tage am Stück, in denen es keinen Überschussstrom gibt. Diese summieren sich auf mehrere Wochen im Jahr. Bleiben die Batterieparks leer, können sie auch nicht zur Energieversorgung beitragen.

Wie viel Strom bringt der Energiecluster pro Jahr?

Um nun die Jahresenergiemenge zu ermitteln, ist die Kapazität relevant. Bekannt sind nur die Daten der Speicherprojekte von GESI und FRV. In Summe kommen sie auf 6.240 MWh. Angenommen, diese Batterieparks hätten 350 Vollzyklen pro Jahr, würde sich daraus eine jährliche Energiemenge von 2.184.000 MWh oder 2.184 Gigawattstunden ergeben.
Davon sind rund 10 Prozent als Verluste abzuziehen, da der Wirkungsgrad einer Großbatterie bei rund 90 Prozent liegt. Somit dürfte die Jahresenergie dieser beiden Batterieparks voraussichtlich knapp 2 Millionen MWh betragen.
Während seiner 32-jährigen Betriebsdauer hat der Kernreaktor Grohnde pro Jahr rund 10 Millionen MWh Grundlastkapazität bereitgestellt. Das ist fünfmal mehr Energie, als beim Energiecluster zu erwarten ist. Diese Lücke könnte auch der dritte Batteriespeicher nicht schließen.

Nutzen für die Energiewende

Wie Kernkraftwerke zuvor zur stabilen Stromversorgung beigetragen haben, sollen auch die Batteriespeicher für mehr Netzstabilität sorgen. Sie können Stromspitzen reduzieren und können so die Nutzbarkeit von Windkraft- und Solaranlagen erhöhen.
Aktuell müssen die Netzbetreiber diese Anlagen bei viel Strom regelmäßig drosseln oder komplett abschalten, um einen Zusammenbruch der Netze zu vermeiden. Der teils hohe Überschuss an Strom drückt zudem immer öfter den Börsenstrompreis nach unten. Auch Minusstunden kommen bei viel Sonnenschein in den Sommermonaten vermehrt vor.
Den gespeicherten Überschussstrom können die Batterien in den Abendstunden abgeben. Bei diesem zweiten Tageshochpunkt beim bundesweiten Verbrauch kommt oftmals zu wenig Strom von den deutschen Kraftwerken. Diesen Strommangel gleichen die Netzbetreiber häufig mit teuren Stromimporten aus.

Rückbau des Kernkraftwerks läuft weiter

Währenddessen hat Niedersachsens Umweltminister Christian Meyer (Grüne) am Freitag, 15. Mai, dem Betreiber PreussenElektra die zweite und letzte Rückbaugenehmigung für den Atommeiler symbolisch übergeben.
Somit seien laut dem Energieunternehmen alle rechtlichen Voraussetzungen für den weiteren Rückbau erfüllt. PreussenElektra geht davon aus, dass die Rückbauarbeiten der Anlage noch bis zum Jahr 2037 andauern. Ab Herbst ist vorgesehen, mit der Demontage der Einbauten des Reaktordruckbehälters anzufangen.
Der Rückbau begann Ende 2023 an Komponenten des primären Kühlkreislaufs. Bei den Abbauarbeiten ist bereits schwach und mittel radioaktiver Atommüll angefallen. Dieser darf auf dem Kraftwerksgelände lagern, da das vorgesehene Endlager Konrad noch nicht fertiggestellt ist.
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Bonus für die Fernwärme: Berlin baut einen riesigen Tauchsieder


In Kürze:

  • Das Land Berlin baut einen 120-Megawatt-Tauchsieder.
  • Überschüssiger Strom soll damit wieder an Wert gewinnen.
  • Die Anlage soll Netzengpässe entschärfen.
  • In den Wintermonaten droht die Anlage tagelang stillzustehen.

 
Das Land Berlin beginnt mit dem Bau eines riesigen Tauchsieders. Die sogenannte Power-to-Heat-Anlage (PtH-Anlage) soll Strom in Wärme umwandeln, und dadurch das städtische Fernwärmenetz unterstützen. Sie soll Ende 2028 mit einer Leistung von 120 Megawatt (MW) in Betrieb gehen.
Baubeginn der PtH-Anlage war am 4. Mai. Wie aus einer Pressemitteilung hervorgeht, errichtet das landeseigene Energieversorgungsunternehmen Berliner Energie und Wärme (BEW) die Anlage zusammen mit dem Netzbetreiber 50Hertz am Heizkraftwerk Berlin-Mitte.
Das Funktionsprinzip ist so wie bei einem haushaltsüblichen Tauchsieder, der Trinkwasser erhitzt, um beispielsweise einen heißen Tee zuzubereiten. Die Anlage in Berlin soll künftig genau das tun, allerdings in weitaus größerem Maßstab – und ohne Teebeutel.

Ein einfacher Tauchsieder in einer Teetasse.

Foto: Yuriy Gluzhetsky/iStock

Überschussstrom durch Windkraft und Solar

Gespeist wird die aus drei 40-MW-Elektrodenkesseln bestehende Anlage allerdings nicht mit beliebigem Strom. Normalerweise ist die Wärmeerzeugung durch Strom eher teuer, da dafür ein vergleichsweise hoher Energieeinsatz nötig ist – besonders bei hohen Strompreisen.
Als Grundlage dient laut BEW der Überschussstrom, der immer häufiger durch Windkraft- und Solaranlagen entsteht. Die Netzbetreiber haben zunehmend Probleme, diesen zu „entsorgen“. Das sorgt reihenweise für Abschaltungen von Windkraft- und Solaranlagen.
Der Wert dieses Stroms liegt dann oft bei null Euro oder sogar darunter pro Megawattstunde, sodass Minuspreise an der Strombörse – entstehen. So sank etwa der durchschnittliche Marktwert von Solarstrom im April aufgrund des Überangebots auf 1,3 Cent pro Kilowattstunde.

In der Woche vom 11. bis 17. Mai 2026 gab es relativ häufig überschüssigen Strom (schwarze Kreise, der Bereich über der schwarzen Lastlinie).

Foto: Bildschirmfoto/energy-charts.info/Fraunhofer ISE; Bearbeitung: mf/Epoch Times

Der große Tauchsieder ist somit vordergründig für das künftige Engpassmanagement gedacht. Er soll dann anspringen, wenn im Nordosten Deutschlands mehr „erneuerbarer“ Strom zur Verfügung steht, als die Region gerade benötigt.
Gleichzeitig soll der Einsatz fossiler Brennstoffe in der Wärmeversorgung sinken. BEW spricht von einer jährlichen Einsparung von rund 76.000 Tonnen CO₂ in den ersten fünf Betriebsjahren. Durch den Einsatz der PtH-Anlage müsse das mit Erdgas befeuerte Heizkraftwerk Mitte seltener laufen.

Was kostet die Anlage?

Der Netzbetreiber 50Hertz gibt einen Finanzierungsaufwand von bis zu 75 Millionen Euro für das Projekt an. Der Anschluss erfolgt über das Hochspannungsnetz von Stromnetz Berlin.
Eine staatliche Förderung soll dabei nicht nötig sein, da sich der Tauchsieder nach rund fünf Betriebsjahren amortisiert haben soll.

Saisonales Problem nicht gelöst

Die Anlage soll – zumindest rein rechnerisch – im Winter mehr als 30.000 Haushalte mit Fernwärme versorgen.
Die Fernwärme sorgt auch für Warmwasser, das die Menschen im Land ganzjährig benötigen. Über den Sommer soll die neue Anlage Warmwasser für rund 360.000 Haushalte bereitstellen.
In den Sommermonaten herrscht oft ein Stromüberschuss durch die vielen Photovoltaikanlagen, wenn der Heizbedarf niedrig oder gar nicht vorhanden ist.
Bis in den Winter, wenn die Heizungen wieder laufen, kann die PtH-Anlage die Wärme jedoch nicht erhalten. Sie muss diese zeitnah, also innerhalb von Stunden oder wenigen Tagen, abgeben.
Im Herbst und im Winter gibt es durch Dunkelflauten jedoch immer wieder Phasen, in denen Deutschland über Tage hinweg keinen Überschussstrom hat. Besonders von den Solaranlagen kommt in der dunklen Jahreszeit wenig Strom. Zu diesen Zeiten müssen die fossilen Kraftwerke einspringen.

Eine Woche mit nahezu keinem Überschussstrom im November 2025. Hier würde die PtH überwiegend stillstehen.

Entschärfung von Netzengpässen

Severin Fischer, Staatssekretär für Wirtschaft, Energie und Betriebe der Berliner Landesregierung, wies darauf hin, dass das Projekt das „intelligente Zusammenspiel“ von Strom- und Wärmesystemen demonstriere. Die Nutzung von „erneuerbarem“ Strom statt Abregelung stärke laut Fischer die Versorgungssicherheit sowie den Klimaschutz und die Dekarbonisierung der Fernwärmeversorgung der Stadt.
Dirk Biermann vom 50Hertz-Vorstand verwies ebenfalls auf die positive Systemwirkung. Er erklärte, dass flexible Verbraucher wie PtH-Anlagen bei Stromüberfluss kurzfristig Strom aufnehmen könnten. Dadurch ließen sich Netzengpässe entschärfen.
Laut BEW soll die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung für Berlin „ein zentraler Hebel“ zur Erreichung der landeseigenen Klimaziele bis 2045 sein. Der Umbau der Infrastruktur soll im laufenden Betrieb erfolgen, ohne dass es zu Unterbrechungen bei der Wärmeversorgung kommt.
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Stromnetz am Limit: Niederlande prüfen Maßnahmen zum Stromsparen


In Kürze:

  • Die Niederlande ringen mit zu niedriger Stromerzeugung.
  • Neben anderen Maßnahmen tritt ab 1. Juli ein vollständiger Anschlussstopp für neue Verbraucher in Kraft.
  • TenneT schließt einen längeren Stromausfall nicht aus.
  • Durch das europäische Verbundnetz hat dies auch ohne einen Stromausfall Konsequenzen für das Nachbarland Deutschland.

 
In den Niederlanden suchen Netzbetreiber gemeinsam mit der Politik intensiv nach Wegen, Stromverbrauchsspitzen zu senken und die Stromnetze zu entlasten.
Der jüngste Vorschlag kam am Donnerstag, 14. Mai, von Huib van Essen (Grüne Linke), Landesrat der Provinz Utrecht. Demnach könnten Menschen künftig in Regionen mit besonders hoher Netzlast per Push-Benachrichtigung auf dem Smartphone aufgefordert werden, ihren Stromverbrauch vorübergehend zu reduzieren. Das bezieht sich vor allem auf intensive Verbraucher wie Wäschetrockner, Herd, Wärmepumpe oder E-Autos.
Peter Hofland vom Netzbetreiber TenneT bezeichnete diese Idee als eine gute Option, um Engpässe im Stromnetz zu vermeiden. „In einem solchen NL-Alarm-ähnlichen System sehen wir Potenzial“, sagte er laut dem niederländischen Nachrichtenportal RTV Utrecht.

Anschlussstopp tritt ab dem 1. Juli in Kraft

Bereits im Februar dieses Jahres warnte TenneT eindringlich, dass das Hochspannungsnetz in den Regionen Utrecht, Gelderland und Flevoland vollständig ausgelastet sei. Aufgrund fehlender Netzkapazitäten gilt in Utrecht ab dem 1. Juli ein vollständiger Anschlussstopp für neue Verbraucher. Bisher war dies zumindest noch für kleine Verbraucher, einschließlich Wohnungsbauprojekten, möglich. Ähnliches erlebte vor rund zwei Jahren die Stadt Oranienburg nahe Berlin, wo zeitweise ebenfalls Netzengpässe auftraten.
Die Verantwortlichen prüfen nun den Bau einer neuen Hochspannungsstation nördlich von Utrecht. Sie soll das Stromnetz entlasten. Allerdings wird diese bei Umsetzung erst im Jahr 2031 fertiggestellt sein. Eine weitere Maßnahme ist die Erweiterung der bereits bestehenden Hochspannungsstation in Breukelen.
Gleichzeitig untersucht TenneT, ob das Stromnetz möglicherweise eine höhere Belastungsgrenze aufweist. Eine stärkere Auslastung des bestehenden Netzsystems erhöht allerdings das Risiko von Stromausfällen oder technischen Schäden.
Der Blick auf die Stromdaten des Portals „Energy Charts“ bestätigt den Strommangel des Nachbarlandes. In der Woche vom 11. bis zum 17. Mai schafften es die landeseigenen Kraftwerke nur gelegentlich, die Last – also den Strombedarf – vollständig zu decken.
Ein Extremfall ereignete sich am frühen Samstagmorgen: Die Niederlande verbrauchten rund 8,1 Gigawatt (GW), wovon die Kraftwerke aber nur rund 3 GW abdecken konnten. Auch Stromimporte von 2,3 GW zu dieser Zeit konnten das Manko nicht vollständig ausgleichen.

Die Stromproduktion der Niederlande reicht oftmals nicht, um den Bedarf (schwarze Lastkurve) abzudecken.

Foto: Bildschirmfoto  /energy-charts.info/Fraunhofer ISE

Drohen längere Stromausfälle?

Zur Idee der Push-Benachrichtigungen auf Smartphones erklärte Hofland, dass Nutzer nur dann eine Meldung erhalten würden, wenn der Stromverbrauch zu hoch sei. Dazu sagte er: „Das kommt wirklich nur selten vor, nämlich an den wenigen sehr kalten Winterabenden, an denen der Stromverbrauch seinen Höhepunkt erreicht.“ An den aktuellen Stromdaten ist jedoch zu erkennen, dass der Stromverbrauch, gemessen an der Stromproduktion, auch im Mai häufig zu hoch ist.
Eine solche Push-Benachrichtigung könnte laut dem TenneT-Sprecher lauten: „Zwischen 17 und 19 Uhr erwarten wir einen Spitzenwert beim Stromverbrauch. Es wäre schön, wenn Sie Ihren Beitrag leisten und große Stromfresser wie Elektroautos, Wäschetrockner usw. ausschalten könnten.“
Hofland beschrieb zudem mögliche Szenarien eines Netzschadens: „Wenn ein unterirdisches Kabel ausfällt, dauert es lange, es zu finden“, sagte er. „Und wenn ein Transformator kaputtgeht, ist es fraglich, ob man einen Ersatz hat. Eine solche Reparatur kann leicht Tage, Wochen oder sogar Monate in Anspruch nehmen.“ Die konkreten Auswirkungen eines solchen Schadens auf die Stromversorgung sind derzeit unklar.

Gründe für die Engpässe

Die Erzeugungsengpässe begründen sich mit der Energiepolitik des Landes. In den vergangenen Jahren haben die Niederlande ihre Energiewende weiter vorangetrieben. Dabei entstanden zahlreiche neue Solar- und Windkraftanlagen. Deren wetterabhängige Stromerzeugung ist jedoch nur eingeschränkt auf den Strombedarf des Landes abgestimmt.
Hinzu kommt, dass Netzbetreiber und Politik neben dem Ausbau von Wind- und Solarenergie den Netzausbau nicht im gleichen Maße vorangetrieben haben. Dieses Problem zeigt sich auch in anderen Ländern, etwa in Deutschland. Vor diesem Hintergrund erwägen mehrere europäische Regierungen, einschließlich der Niederlande, zunehmend gesetzgeberische und regulatorische Interventionen, um den Netzausbau zu beschleunigen.
Auffällig in der Grafik der Stromdaten ist der Einbruch der Versorgung mit Kohlestrom am Freitagvormittag. Der Hintergrund dafür ist unklar. Langfristig planen die Niederlande bis 2030 aus der Kohleverstromung auszusteigen.

Konsequenzen für Deutschland

Die Niederlande und Deutschland sind als Nachbarn im europäischen Verbundnetz stark miteinander verbunden. Bei Stromengpässen in den Niederlanden haben deutsche Netzbetreiber nur eingeschränkten Handlungsspielraum, insbesondere wenn gleichzeitig auch im deutschen Netz die verfügbare Erzeugungsleistung knapp ist. Kommt es in den Niederlanden zu einem größeren Stromausfall, können aufgrund der engen Netzverflechtung auch Auswirkungen auf Teile Deutschlands nicht ausgeschlossen werden.

Der grenzüberschreitendeStromhandel zwischen Deutschland und den Niederlanden ist weitestgehend ausgeglichen.

Foto: Bildschirmfoto  /energy-charts.info/Fraunhofer ISE

Aufgrund eingeschränkter grenzüberschreitender Handelskapazitäten müssen Netzbetreiber häufig auf alternative Reserven zurückgreifen. Dazu zählen Stromflüsse aus anderen Regionen oder Nachbarländern wie Belgien und Norwegen. Möglich ist zudem das Hochfahren teurerer Reservekraftwerken.
Bereits im vergangenen Sommer kämpften die Niederlande mit Netzengpässen und einem Anschlussstau. Laut Zsuzsanna Pató, Leiterin des Energieteams bei der in Brüssel ansässigen Nichtregierungsorganisation RAP, sollten die europäischen Länder – einschließlich Deutschland – die Systemschwäche in den Niederlanden „definitiv“ als Warnung betrachten.
In Deutschland besteht häufig das Problem, dass im Norden viel Strom aus Windkraft erzeugt wird, während der höhere Verbrauch vor allem im Süden liegt. Aufgrund des verzögerten Netzausbaus kann dieser Windstrom jedoch nur eingeschränkt in den Süden transportiert werden.
Daher greifen die Netzbetreiber zunehmend auf sogenannten Redispatch-Maßnahmen zurück. Dabei werden Windkraftanlagen im Norden, die dort zeitweise zu viel Strom erzeugen, gedrosselt oder abgeschaltet, während im Süden Reservekraftwerke hochgefahren werden. Eine Nord-Süd-Trasse soll dieses Problem hierzulande langfristig lösen.
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Windkraft: Brummton amtlich anerkannt – Betreiber muss drosseln


In Kürze:

  • Von einem Windpark in Baden-Württemberg geht ein eigenartiger Brummton aus.
  • Messungen haben eine zu hohe Tonhaltigkeit nachgewiesen.
  • Der Betreiber muss die Anlagen nun bei höheren Windgeschwindigkeiten drosseln.

 
Der Windpark Königseiche auf dem Schurwald im baden-württembergischen Kreis Göppingen beschäftigt bereits seit Längerem die Anwohner. Der Grund ist die Lärmbelästigung durch die zwei Windkraftanlagen.
Bereits im März vergangenen Jahres wurden die Turbinen nach Angaben der Bürgerinitiative Pro Schurwald stillgelegt. Im Herbst ließ der Betreiber, die Uhl Windkraft, bei beiden Anlagen die Getriebe austauschen, um die Lärmemissionen zu reduzieren.

Brummton bei stärkerem Wind wahrnehmbar

Doch offenbar blieb die Maßnahme weitgehend wirkungslos. Die Anwohner beschwerten sich weiterhin über den Lärm. Ein neues Immissionsgutachten hat nun ergeben, dass die Anlagen bei bestimmter Windlast tatsächlich zu laut sind. Schallimmissionen bezeichnen den Schall, der an einem bestimmten Ort – etwa an einem Wohnhaus – ankommt und von einer Schallquelle ausgeht, in diesem Fall von den Windkraftanlagen.
Grundlage des Gutachtens sind drei Immissionsmessungen, die in der Nacht zum 14. März stattgefunden haben. Eine Messstelle befand sich außerhalb des Wohngebietes zur fachlichen Einordnung der Schallausbreitung, die beiden anderen befanden sich an schutzbedürftiger Wohnbebauung.
Dabei stellte sich heraus, dass von den Windrädern neben den üblichen Wischgeräuschen bei starkem Wind auch ein zusätzliches Geräusch, eine Art ungewöhnlicher Brummton, ausging. Dies teilte das Umweltamt des Landratsamts Göppingen dem Südwestrundfunk (SWR) mit.
Diese Tonhaltigkeit ist nicht zulässig. Deswegen hat das Umweltamt des Landkreises nun Auflagen für die Windkraftanlagen beschlossen. Uhl Windkraft muss die Anlagen ab sofort bei Windgeschwindigkeiten von mehr als 9 Meter pro Sekunde, oder 32,4 km/h, drosseln.
Der Windpark Königseiche besteht aus zwei Windkraftanlagen vom Typ Nordex N149/4.5 mit je 4,5 Megawatt Nennleistung. Laut dem Betreiber beträgt die Nabenhöhe 164 Meter, die Gesamthöhe liegt bei rund 239 Metern. Die Inbetriebnahme erfolgte im Jahr 2024.

Energiewende stößt auf Widerstand

Im Zuge der Energiewende werden die Abstände zwischen Windkraftanlagen und Wohngebieten zunehmend geringer. In Deutschland sind bereits viele Flächen für die Windenergie ausgewiesen oder bebaut. Dennoch soll der Ausbau gemäß den Zielen der Bundesregierung weiter voranschreiten. Somit werden neue Anlagen immer häufiger in der Nähe von Wohngebieten entstehen.

Diese Entwicklung führt in der Gesellschaft zunehmend zu Widerstand. Anwohner bilden Bürgerinitiativen und versuchen einen Kompromiss zu finden, um ihre lokale Wohnqualität trotz Energiewende zu erhalten.
Neben dem hörbaren Schall weisen viele besorgte Bürger, aber auch Fachleute auf mögliche Gefahren durch nicht hörbaren Schall, dem sogenannten Infraschall hin. Weitere Kritikpunkte sind unter anderem sogenannte Ewigkeitschemikalien, Gefährdung von Insekten, Fledermäusen und Vögeln sowie Schlagschatten. Andererseits können die Windkraftanlagen für die Gemeinden eine häufig wichtige Finanzquelle darstellen, um den kommunalen Haushalt aufzubessern.
Die Bürgerinitiative Pro Schurwald fordert weiterhin die komplette Stilllegung des Windparks. Der Betreiber prüft hingegen, wie das Lärmproblem langfristig behoben werden kann. Zudem wird über eine weitere Anlage in der Nähe nachgedacht.
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Kontrollrat: Heizungsgesetz schwach und praxisfern

Mit scharfen Worten hat der Nationale Normenkontrollrat (NKR) das vom Bundeskabinett beschlossene Gebäudemodernisierungsgesetz kritisiert.
NKR-Chef Lutz Goebel bezeichnete den Gesetzentwurf in der „Bild“-Zeitung als eines der „handwerklich schwächsten und praxisfernsten Vorhaben, die dem Nationalen Normenkontrollrat in den vergangenen Jahren vorgelegt wurden“.
Der Text sei „in weiten Teilen kaum verständlich“ und für Betroffene häufig nicht nachvollziehbar. Selbst Heizungs-Fachverbände würden Probleme bei der Umsetzung des Gesetzes kritisieren sowie dessen mangelnde Praxistauglichkeit, sagte Goebel. „Genau solche Gesetze tragen zur Frustration vieler Bürgerinnen und Bürger gegenüber Staat und Politik bei.“
Der Normenkontrollrat ist ein unabhängiges, ehrenamtliches Beratergremium. Seine zehn Mitglieder haben die Aufgabe, sich für weniger Bürokratie, bessere Gesetze und eine digitale Verwaltung einzusetzen.

Normenkontrollrat fordert Überarbeitung des Gesetzes

Das Gesetz verursache zudem zusätzliche Bürokratie- und Beratungskosten, bemängelt der Normenkontrollrat. Die Aufteilung der Nebenkosten beim Einbau fossiler Heizungen etwa sei für viele Wohnungseigentümer ohne externe Beratung kaum umsetzbar.
Goebel forderte den Bundestag auf, den Entwurf im parlamentarischen Verfahren zu überarbeiten und die Vorschläge von Fachverbänden zu prüfen.
Kernstück des bisherigen Gebäudeenergiegesetzes der früheren Ampel-Koalition ist die Vorgabe, dass bei neuen Heizungen in der Regel mindestens 65 Prozent erneuerbare Energie eingesetzt werden müssen.
Aus der Opposition heraus hatten die Unionsparteien das alte Heizungsgesetz heftig kritisiert. Mit dem Gebäudemodernisierungsgesetz, wie der Nachfolger unter Schwarz-Rot nun heißt, soll der Einbau neuer Gasheizungen weiter möglich sein – Voraussetzung soll ab 2029 sein, dass ein zunehmender Anteil CO2-neutraler Brennstoffe genutzt wird. (dpa/red)
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deutschland politik

BASF will großen Solarpark bauen, doch die Netze fehlen


In Kürze:

  • BASF plant den Bau eines riesigen Solarparks in Ludwigshafen.
  • Der Netzbetreiber kann das Projekt aber nicht ans Netz anschließen.
  • Der Grund sind zu geringe Netzkapazitäten.
  • Die Bundesregierung kennt das Problem, hat aber noch keine Speicherstrategie entwickelt.
  • Die bisherigen Speicherprojekte sind marktwirtschaftlich entstanden.

 
Der Chemiekonzern BASF plant einen bis zu 120 Hektar großen Solarpark an seinem Hauptsitz im rheinland-pfälzischen Ludwigshafen. Damit will das Unternehmen grünen Strom aus der Region für die Region bereitstellen und zugleich die CO₂-Bilanz seiner Werke verbessern.
Der Solarpark soll eine installierte Leistung von bis zu 130 Megawatt (MW) erreichen. Damit könnte die Anlage laut Werksangaben rund 140.000 Megawattstunden (MWh) Strom pro Jahr erzeugen.
Um die Klimaziele zu erfüllen, arbeitet der Konzern an der Reduktion seiner Treibhausgasemissionen. Ein zentraler Schritt dabei ist die Umstellung von fossilen auf erneuerbare Energiequellen. Um den dadurch entstehenden Bedarf an grünem Strom zu decken, investiert die BASF in eigene Anlagen für erneuerbare Energien und schließt zudem Verträge mit externen Partnern ab, etwa für Beteiligungen an Offshore-Windparks.
BASF

Direkt am Standort der firmeneigenen Kläranlage in Ludwigshafen soll der Solarpark (schwarze Linien) entstehen.

Foto: Google Maps, Bearbeitung: mf

Pfalzwerke sagen Nein

Das Solarprojekt passt grundsätzlich zur Energiewende, in deren Rahmen der Ausbau erneuerbarer Energien in den vergangenen Jahren deutlich vorangeschritten ist. Allein im Jahr 2025 gingen bundesweit neue Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 17.100 MW in Betrieb.
Doch für die BASF gab es einen Rückschlag: Der Netzbetreiber, die Pfalzwerke Netze AG, erteilte dem Vorhaben eine Absage. Laut dem Energieunternehmen sei ein Anschluss dieser Größenordnung in den bestehenden Netzstrukturen „nicht realisierbar“. Dazu wäre zuvor ein „massiver Netzausbau“ nötig. Oder anders gesagt: Bei sonnigem Wetter würde der Solarpark so viel Strom in die umliegende Netzinfrastruktur abgeben, dass diese zusammenbrechen könnte.
Die Pfalzwerke könnten die Anlage lediglich an einen einzigen Netzanschlusspunkt anbinden – technisch jedoch nicht in dieser Größenordnung. Nach Angaben des Unternehmens müsste die erforderliche Netzanschlussleistung sogar rund 50 Prozent höher sein als die der nahe gelegenen Großstadt Kaiserslautern, die wiederum über mehrere Umspannwerke versorgt wird.
Auch würde die Stromproduktion der Anlage bei intensiver Sonneneinstrahlung den Bedarf der Region deutlich übersteigen. Der überschüssige Strom müsste laut Pfalzwerken über das Hoch- oder Höchstspannungsnetz abtransportiert werden. Dadurch erhöhe sich das Risiko für Netzstörungen und Versorgungsunterbrechungen, zumal bei hoher Sonneneinstrahlung auch in anderen Regionen Deutschlands zunehmend Stromüberschüsse ausgeglichen werden müssen.
Trotz dieser technischen Hürden will die BASF das Solarprojekt dennoch realisieren. In welcher Größe und mit welcher Verzögerung dies möglich sein wird, ist derzeit noch unklar.

BMWE: Netzausbau „zwingend erforderlich“

Auch das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) sprach bereits im vergangenen Herbst von fehlenden Netzkapazitäten. Den Netzausbau im Transport- und Verteilnetz bezeichnete die Behörde daher als eine „zwingend erforderliche“ Maßnahme der Energiewende. Erst dadurch werde die Netzintegration erneuerbarer Energiequellen möglich.
In den vergangenen Jahren kam es immer wieder zu Verzögerungen. Der Netzausbau verläuft nicht durchgängig planmäßig. Dennoch gehen die Institute, die den Monitoringbericht für das BMWE erstellt haben, von deutlichen Fortschritten bis zum Jahr 2030 aus.
Die Kosten des Netzentwicklungsplans der Übertragungsnetzbetreiber sind inzwischen auf rund 440 Milliarden Euro gestiegen – allein im Übertragungsnetz. Hinzu kommen weitere Kosten für die Verteilnetze. Hier belaufen sich die Kosten auf deutlich über 235 Milliarden Euro bis 2045.
Da bis zu 25 Prozent der Niederspannungs- und Mittelspannungsebene in den bisherigen Ausbauplänen nicht berücksichtigt sind, gelten weitere Kostensteigerungen als wahrscheinlich.
Insgesamt könnten die Kosten für den Netzausbau sogar deutlich über 1 Billion Euro steigen. So ermittelte im vergangenen Jahr eine Studie im Auftrag der Deutschen Industrie- und Handelskammer (DIHK) für diese Sparte 1,2 Billionen Euro bis 2049. Die gesamte Energiewende komme demnach auf bis zu 5,4 Billionen Euro.

Stromspeicher unterliegen gleichem Problem

Wie bereits erwähnt, erzeugen die zahlreichen Photovoltaikanlagen in Deutschland tagsüber schon deutlich mehr Strom, als direkt verbraucht werden kann. Diesen Überschuss müssen die Netzbetreiber entweder abführen oder abregeln. Dieses Überangebot führt zunehmend zu Minuspreisen an der Strombörse, was als Alarmsignal gilt.
Eine oft genannte Lösung und Forderung ist daher der schnellere Ausbau von Batterieparks, um die temporären Stromüberschüsse aufzunehmen. In den Abendstunden, in denen von deutschen Kraftwerken häufig zu wenig Strom kommt, könnten die Speichersysteme den überschüssigen Strom wieder ins Netz einspeisen. So könnten sie die Stromnetze harmonisieren und stabilisieren.
Allerdings unterliegen Batterieparks demselben Problem wie die von der BASF geplante Großsolaranlage. Aufgrund der fehlenden Netzkapazitäten können Energieunternehmen neue Speicherprojekte vielerorts nicht realisieren. Das führt zu einem erheblichen Anschlussstau mit langen Wartezeiten für die Antragsteller. Das Energieversorgungsunternehmen Westenergie spricht in diesem Zusammenhang teilweise von bis zu zehn Jahren.
Befürworter des schnelleren Batterieausbaus finden sich auch in der Branche der erneuerbaren Energien. So fordert der Bundesverband Solarwirtschaft ein verbindliches Ausbauziel von 100 Gigawattstunden (GWh) bis 2030. Aktuell beträgt die gesamte Speicherkapazität Deutschlands 28,1 GWh und die Speicherleistung liegt bei 18,4 Gigawatt (GW).

Der Bundesverband Solarwirtschaft fordert ein verbindliches Ausbauziel bis 2030.

Die Bundesregierung bremst den Ausbau der Stromspeicher zwar nicht, verfügt jedoch derzeit über keine klare Speicherstrategie. Im Gegensatz zu Photovoltaik und Windkraft erfährt die Speicherbranche keine staatliche Förderung. Batterieprojekte entwickeln sich daher eigenständig und marktwirtschaftlich. Ein Batteriepark kann sich je nach Rahmenbedingungen in wenigen Jahren finanziell amortisieren.
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Energiekrise und Sicherheit: Wird Braunkohle wieder strategisch wichtig?


In Kürze:

  • Braunkohle-Debatte kehrt zurück: Energieunsicherheit stellt den Kohleausstieg erneut infrage.
  • LEAG bringt Vorschläge: Sonderregeln beim CO₂-Handel und günstiger Industriestrom.
  • Experten warnen: Ausnahmen könnten die Klimapolitik schwächen.
  • Lausitz betroffen: Tausende Arbeitsplätze hängen weiter an der Kohle.

 
Die deutsche Energiewende galt lange als gesellschaftlicher Konsens. Mit dem Beschluss des Bundestages zum Kohleausstieg sollte der Weg in eine klimaneutrale Energieversorgung unumkehrbar werden. Spätestens 2038 soll die Kohleverstromung enden.
Doch während die Politik am Zeitplan festhalten will, wachsen im Hintergrund Zweifel – sowohl in Teilen der Industrie als auch in einigen Landesregierungen. Eine interne Präsentation des ostdeutschen Energiekonzerns LEAG, über die die „Wirtschaftswoche“ berichtet, deutet darauf hin, dass in der Lausitz über eine Zukunft der Braunkohle jenseits der bisherigen Ausstiegspläne nachgedacht wird. Damit stellt sich eine Frage, die lange als geklärt galt: Kommt es zum Ausstieg aus dem Kohleausstieg?

Vom Klimaargument zu „Sicherheitsenergien“

Auslöser der neuen Debatte ist eine veränderte geopolitische und energiepolitische Lage. Die Energiekrise infolge des russischen Angriffs auf die Ukraine hat Deutschland vor Augen geführt, wie verletzlich ein stark importabhängiges Energiesystem sein kann. Inzwischen wird die Diskussion durch weitere internationale Spannungen verstärkt. Konflikte im Nahen Osten und Unsicherheiten auf globalen Energiemärkten lassen die Frage der Versorgungssicherheit wieder stärker in den Vordergrund rücken. So äußerte sich die baden-württembergische Energieministerin Thekla Walker im März in einer Pressemitteilung dazu:
„Wenn wir weiter auf fossile Importe angewiesen sind, sind wir auch weiter einem unkalkulierbaren Preisroulette ausgesetzt.“
Anlass der Äußerung war damals ein gemeinsamer Brief der Energieministerinnen und Energieminister der Länder Baden-Württemberg, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz, Hamburg, Bremen, Niedersachsen und Schleswig-Holstein an Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche. In diesem Brief forderten sie vom Bund entschlossenes Handeln für bezahlbare und sichere Energie.
Während die Energiewende ursprünglich vor allem unter klimapolitischen Gesichtspunkten geführt wurde, gewinnt nun ein klassisches energiepolitisches Argument an Gewicht: Erneuerbare Energien als „Sicherheitsenergie“. So machte Bundesumweltminister Carsten Schneider im März deutlich:
„Erneuerbare Energien sind Sicherheitsenergien, die Deutschlands und Europas fatale Abhängigkeit von fossilen Energien schon stark verringert haben. “
Der Irankrieg, so Schneider weiter, sei eine „schmerzhafte Erinnerung“ daran, wie „verwundbar wir immer noch sind durch solche Schocks auf den Öl- und Gasmärkten“.

Braunkohle als strategischer Vorteil

In dieser Perspektive erscheint die Braunkohle manchen Akteuren wieder als strategischer Vorteil. Anders als Erdgas oder Steinkohle muss sie nicht importiert werden. Die gesamte Wertschöpfungskette – vom Tagebau über den Transport bis zur Stromproduktion – liegt innerhalb Deutschlands. Für Unternehmen wie die LEAG, die ihre Kraftwerke und Tagebaue in der Lausitz betreibt, ist dies ein zentraler Punkt der Argumentation. In der internen Präsentation wird laut „Wirtschaftswoche“ Braunkohle ausdrücklich als „Made in Germany“ bezeichnet und damit als Bestandteil einer energiepolitischen Sicherheitsstrategie dargestellt.
Ökonomisch sieht sich der Konzern allerdings unter Druck. Der entscheidende Faktor ist der europäische Emissionshandel. Stromerzeuger müssen für jede ausgestoßene Tonne Kohlendioxid Zertifikate erwerben, deren Gesamtmenge schrittweise reduziert wird. Dadurch steigen die Preise. Für besonders emissionsintensiven Technologien wie die Braunkohle wird die Stromproduktion zunehmend teurer. Nach Angaben der LEAG musste das Unternehmen im Jahr 2024 Zertifikate für etwa 36 Millionen Tonnen CO₂ kaufen. Bei durchschnittlichen Preisen von rund 65 Euro pro Zertifikat summieren sich die Kosten auf mehr als 2 Milliarden Euro.

Forderung nach Sonderrolle für nationale Energiequellen

Die Präsentation, die nach außen nicht für die Öffentlichkeit bestimmt war, enthält deshalb weitreichende Vorschläge. Eine zentrale Idee besteht darin, die Braunkohleverstromung von der Pflicht zum Erwerb von CO₂-Zertifikaten auszunehmen. In der Logik des Papiers würde die Kohle damit als nationale Energiequelle eine Sonderrolle erhalten. Ergänzend wird vorgeschlagen, den Preis für Emissionszertifikate zeitweise durch europäische Verwaltungsmaßnahmen zu senken. Außerdem könnten einzelne Kraftwerke in einen Status der Sicherheitsbereitschaft überführt werden. In einem solchen Modell würden sie nur bei Bedarf Strom produzieren, während der Tagebau weiterhin betrieben würde.
Als Gegenleistung stellt der Konzern einen staatlich unterstützten Industriestrom in Aussicht. Dieser könnte etwa zum halben Marktpreis angeboten werden, sofern der Staat die CO₂-Kosten übernimmt. Die LEAG verweist darauf, dass in Europa ohnehin über Modelle eines günstigen Industriestroms diskutiert wird, um energieintensive Unternehmen zu entlasten und Abwanderung zu verhindern.

Das Primat des Marktes wird infrage gestellt

Politisch wären solche Maßnahmen höchst umstritten. Der europäische Emissionshandel gilt als zentrales Instrument der Klimapolitik. Sein Grundprinzip besteht darin, CO₂-Emissionen einen Preis zu geben, der mit der Zeit steigt und damit klimafreundliche Technologien wirtschaftlich attraktiver macht. Eine Ausnahme für die emissionsintensivste Form der Stromproduktion würde dieses System grundsätzlich infrage stellen.
Diese ordnungspolitische Sorge wird durch das aktuelle Gutachten des Expertenrats für Klimafragen (ERK) zum „Klimaschutzprogramm 2026“ massiv gestützt. Die Experten warnen eindringlich vor einer Erosion marktwirtschaftlicher Prinzipien: Ein „besonderes Problem“ stellt laut Gutachten die „mangelnde Berücksichtigung der möglicherweise kompensierenden Wirkungen der Emissionshandelssysteme EU-ETS 1 und BEHG/EU-ETS 2“ dar.
Der Rat rügt, dass die Bundesregierung zunehmend auf dirigistische Einzelmaßnahmen setzt, statt auf die Kraft des Preissignals zu vertrauen. In der Stellungnahme heißt es kritisch, dass „ökonomische Erwägungen und effiziente Anreizstrukturen bei der Maßnahmengestaltung weiterhin keine prioritäre Rolle zu spielen“ scheinen. Wenn die Politik durch Sonderregelungen fossile Energieträger im Markt hält, deren Vermeidungskosten „weit oberhalb der relevanten CO₂-Preise liegen dürften“, konterkariert sie die Logik des Emissionshandels. Der Expertenrat mahnt daher eine Rückkehr zur ökonomischen Vernunft an und empfiehlt, „innovative, anreizorientierte Maßnahmen stärker in den Blick zu nehmen“, um den Klimaschutz nicht zum haushaltspolitischen Fass ohne Boden werden zu lassen.

Tausende Arbeitsplätze hängen an der Braunkohle

Gleichzeitig lässt sich die politische Brisanz der Debatte nicht allein aus klimapolitischer Perspektive erklären. In der Lausitz hängen noch immer Tausende Arbeitsplätze direkt oder indirekt an der Kohleindustrie. Die LEAG beschäftigt derzeit rund 6.300 Menschen. Zwar sind nicht alle Beschäftigten im Kohlebereich tätig, dieser bleibt jedoch ein zentraler Unternehmenszweig. Für eine strukturschwache Region wäre ein schneller wirtschaftlicher Einbruch kaum zu verkraften. Bund und Länder versuchen deshalb seit Jahren, den Wandel mit milliardenschweren Förderprogrammen zu begleiten. Allein der Bund stellt mehr als 10 Milliarden Euro für Strukturprojekte in der Region bereit.
Die Leag selbst hatte noch vor wenigen Jahren eine andere Strategie verfolgt. Unter dem früheren Vorstandschef Thorsten Kramer kündigte das Unternehmen den Bau einer sogenannten Gigawatt Factory an. Bis 2030 sollten große Kapazitäten an Wind- und Solarenergie entstehen, ergänzt durch Speicher und neue Kraftwerke. Die Lausitz sollte zu einer Modellregion der Energiewende werden. Der Konzern stellte Investitionen in Milliardenhöhe in Aussicht und präsentierte eine Zukunftsvision, in der erneuerbare Energien das bisherige Kohlegeschäft Schritt für Schritt ersetzen sollten.

Konzern könnte Spielraum ausloten

Nach dem Führungswechsel im Jahr 2024 scheint sich die strategische Gewichtung im Unternehmen verschoben zu haben. Der neue Vorstandschef Adolf Roesch setzt offenbar stärker auf eine pragmatische Anpassung an die energiepolitischen Realitäten. Während der Ausbau erneuerbarer Energien weiterhin Teil der Unternehmensstrategie bleibt, wird die Rolle der Braunkohle wieder offensiver diskutiert.
Die offizielle Linie des Unternehmens bleibt allerdings vorsichtig. Die Leag verweist in der Präsentation darauf, dass der gesetzlich beschlossene Kohleausstieg weiterhin gilt und es keine anderslautenden politischen Beschlüsse gibt. Gleichzeitig betont der Konzern die Bedeutung eines kontinuierlichen Austauschs mit den Landesregierungen in Brandenburg und Sachsen. In beiden Bundesländern betreibt die Leag ihre Tagebaue und Kraftwerke.
Auch die Frage möglicher Stromimporte spielt in der Debatte eine Rolle. Deutschland hat in den vergangenen Jahren seine Kraftwerkskapazitäten reduziert und gleichzeitig den Anteil erneuerbarer Energien erhöht. Kritiker warnen deshalb, dass das Land künftig stärker auf Strom aus dem Ausland angewiesen sein könnte. In der Präsentation wird dieses Szenario ausdrücklich erwähnt. Sollte Deutschland nicht genügend Strom erhalten, könnte die Versorgungssicherheit gefährdet sein.

Kaum Bewegung auf politischer Bühne

Ob diese Argumente politisch durchdringen, ist jedoch offen. Die Bundesregierung hält weiterhin an den Klimazielen fest, und auch auf europäischer Ebene wird der Emissionshandel als zentrales Instrument verteidigt.
Die Braunkohle, lange Zeit Symbol einer vergangenen Industrieepoche, bleibt trotzdem ein politischer Faktor. Ob sie tatsächlich eine zweite Karriere im deutschen Energiesystem erlebt, ist ungewiss. Doch die Tatsache, dass darüber wieder diskutiert wird, zeigt, wie sehr sich die energiepolitischen Rahmenbedingungen verändert haben.