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Solarboom: 2026er Ausbauziel schon jetzt erreicht – Sorgen und Forderungen bestehen weiterhin


In Kürze:

  • Deutschland hat das Ausbauziel von 128 Gigawatt Nennleistung für dieses Jahr schon im August erreicht.
  • Der Bundesverband Solarwirtschaft fürchtet einen baldigen Rückgang des Ausbautempos.
  • Um die nächsten Ausbauziele zu erreichen, muss dieses jedoch weiter steigen.
  • Ein Energieexperte befürwortet hingegen einen vollständigen Ausbaustopp für 5 Jahre.

 
In diesen Tagen hat die installierte Leistung der Photovoltaik in Deutschland die Marke von 128 Gigwatt (GW) überschritten. Aktuell liegt der bundesweite Wert bei 128,4 GW. Das zeigt, dass sich der Solarboom hierzulande zunächst weiter fortsetzt. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) teilte mit:
„Damit ist das im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) festgelegte Ausbauziel für 2026 erreicht.“
Diese von der Bundesregierung vorgegebene Marke war für Ende Dezember angesetzt. In den übrigen gut vier Monaten wird sich dieser Wert weiter erhöhen. Monatlich stieg die installierte Solarleistung in diesem Jahr bisher durchschnittlich um rund 1,4 GW.
Nach einer aktuellen Auswertung des BSW-Solar auf Basis des Marktstammdatenregisters der Bundesnetzagentur sind inzwischen mehr als sechs Millionen Solarstromanlagen in der Bundesrepublik installiert.

Bundesverband fürchtet baldigen Ausbauknick

Der Ausbau der Solarenergie ist somit im Plan – noch. Die nächsten Ausbauziele sind allerdings nicht weniger ambitioniert. Diese hat der Bund mit ihrer Nennleistung wie folgt festgelegt:
  • 172 GW für das Jahr 2028,
  • 215 GW bis 2030,
  • 400 GW bis 2040.
Der BSW-Solar zeigt sich besorgt, dass diese weiteren Ziele gefährdet sein könnten. „Der 128-Gigawatt-Meilenstein ist ein Erfolg. Doch wer daraus schließt, der Solarausbau laufe jetzt von allein, irrt“, sagte Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig. „Bis 2030 müssen noch rund 87 Gigawatt Solarleistung hinzukommen. Dafür muss das jährliche Ausbautempo steigen statt sinken.“

Auf einem Hausdach in der hessischen Gemeinde Lohra errichten Solarmonteure am 6. August 2025 Solarmodule.

Foto: Hannes P Albert/AFP via Getty Images

Der Branchenverband warnt klar vor einem Ausbauknick. Grund für diese Befürchtung ist die geplante Änderung der politischen Rahmenbedingungen. Eine geplante Reform sieht das Ende der noch gesetzlich festgelegten Einspeisevergütung für neue kleine und mittelgroße Aufdachanlagen vor. Sie fällt ab kommenden Jahr schrittweise weg. Stattdessen sollen Anlagenbesitzer ihren Solarstrom direktvermarkten.
Ebenso schreibt der aktuelle EEG-Entwurf eine 50-Prozent-Drosselung für neue Solaranlagen mit weniger als 100 Kilowatt (kW) Nennleistung vor. Demnach darf eine 20-kW-Dachanlage künftig nur noch maximal 10 kW an Leistung ins Netz einspeisen. Das soll Solarstromspitzen zur Mittagszeit reduzieren.

Zubau müsste steigen – oder komplett stoppen?

In den beiden vergangenen Jahren wurden laut BSW-Solar jeweils rund 17,5 GW an Nennleistung installiert. Um das Ziel von 215 GW im Jahr 2030 zu erreichen, benötige man aber einen Zubau von 20 GW pro Jahr. Im ersten Halbjahr 2026 waren es laut BSW-Solar gut 7,5 GW. Das ist zwar etwas mehr als im Vorjahreszeitraum, doch der Verband vermutet hier auch Vorzieheffekte wegen wegfallender Förderung am Werk.
Der BSW-Solar appellierte deshalb an den Bundestag, die vom Bundeskabinett beschlossene EEG-Novelle 2027 und das Netzanschlusspaket im parlamentarischen Verfahren nachzubessern. Im nächsten Schritt des Gesetzgebungsverfahrens wird der Entwurf von Bundestag und Bundesrat geprüft, wo nochmals Änderungen möglich sind.
„An einem starken Ausbau von Photovoltaik und Batteriespeichern führt energie- und klimapolitisch kein Weg vorbei. Investitionen brauchen verlässliche Rahmenbedingungen“, sagte Körnig. „Wer jetzt die Bedingungen für neue Solaranlagen verschlechtert, riskiert einen Ausbauknick genau in dem Moment, in dem wir mehr Tempo brauchen.“
Ganz anders sehen das Energieexperten, wie Stefan Spiegelsperger. Er weist regelmäßig auf die immer höheren Solarspitzen und damit verbundenen Stromüberschüsse und zunehmenden Redispatchmaßnahmen hin. Letztere sind unter anderem Abschaltungen von Windkraft- und Solaranlagen durch die Netzbetreiber per Fernzugriff, wenn diese zu viel Strom erzeugen. Das verursacht hohe Kosten.
„Die ganzen großen Solarpanels und Windanlagen, die gebaut werden, braucht momentan kein Mensch – die schaden uns mehr als die uns helfen“, sagte Spiegelsperger. „Wir müssen mal für 5 Jahre stoppen.“ In dieser Zeit sollten die Netzakteure seiner Aussage nach den Fokus auf den Ausbau von Stromspeicher und der Stromnetze legen. Mancherorts fahren die Netze bereits am Limit. „Dann können wir gern wieder darüber reden, ob wir Photovoltaik und Wind weiter dazu bauen“, so der Energiefachmann.
Mit Material der Nachrichtenagenturen
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Solarstrom auf Rekordniveau, doch abends droht die Versorgungslücke


In Kürze:

  • Niedrigwasser belastet die Stromversorgung: Wasser- und Kernkraftwerke mussten in mehreren europäischen Ländern ihre Produktion drosseln oder vorübergehend einstellen.
  • Solarstrom erreicht Rekordwerte: Im Juni und Juli deckte Solarenergie jeweils rund 25 Prozent der EU-Stromerzeugung ab.
  • Abends bleibt das Problem: Während Solarstrom tagsüber die Preise drückt, können sie morgens und abends deutlich steigen. Ember fordert deshalb mehr Speicher, Netzausbau und flexiblen Stromverbrauch.

 
Den Prognosen zufolge wird die Hitzewelle am Samstag, 15. August, das Wetter in Deutschland noch einmal prägen, ehe für kommende Woche Entspannung und örtlich Regen angesagt ist. Das durch die heiße und trockene Witterung begünstigte Niedrigwasser droht sich auch auf die Strompreise auszuwirken. Da Wasser- und Kernkraftwerke in mehreren Ländern ihren Betrieb eingeschränkt oder vorübergehend eingestellt haben, kam es dort teilweise zu einer deutlichen Verknappung des Stromangebots.

Niedrigwasser setzt konventionelle Kraftwerke unter Druck

Dem Fachinformationsdienst Montel zufolge ging die Stromerzeugung aus Laufwasserkraftwerken gegenüber dem Sommer des Vorjahres deutlich zurück. In der Schweiz soll sie um 26 Prozent gesunken sein, in Österreich sogar um 46 Prozent. Im Vorjahr hatte der Anteil der Wasserkraft an der Stromversorgung in der Schweiz bei etwa 56 Prozent gelegen, in Österreich waren es im Juni 2026 etwa 45 Prozent.
Am Donnerstag nahm Rumänien sein einziges Kernkraftwerk in Cernavodă vom Netz, das mit Donauwasser gekühlt wird. Ungarn musste nach der Abschaltung seines Kernkraftwerks Paks plötzlich 50 Prozent seines Energiebedarfs anderweitig decken. Auch in Italien hatten die Flüsse einen Tiefststand erreicht.
Der in Brüssel ansässige Thinktank Ember Energy kommt in seinem jüngsten Bericht zu dem Schluss, dass die Stromerzeugung aus Wasserkraft in der gesamten EU bereits seit Monaten eingeschränkt ist. Im Mai, Juni und Juli lag sie demnach auf dem niedrigsten Niveau seit mindestens einem Jahrzehnt. Mehr als 90 Prozent der Wasserkraft in der EU werden in acht Ländern erzeugt; sieben davon produzierten im Juli weniger Wasserkraftstrom als im Durchschnitt der Jahre 2021 bis 2025.

Blick auf den Kaltwasserzulaufkanal des Kernkraftwerks Paks von der Donau aus am 31. Juli 2026 in Paks, Ungarn.

Foto: Janos Kummer/Getty Images

Solarstrom stabilisiert – Preise schwanken

Der Thinktank, der sich für eine Stromversorgung aus erneuerbaren Energien einsetzt, hat Mitte August seinen Bericht „Solar helps Europe’s grid withstand extreme heat“ veröffentlicht. Darin geht es um die Auswirkungen der trockenen und heißen Monate Juni und Juli auf die Stromversorgung in Europa. Die Stromnachfrage stieg demnach an besonders heißen Tagen um 28 Prozent.
Gleichzeitig sank die Produktion aus wichtigen Quellen wie Wasserkraft und thermischen Kraftwerken deutlich. Das galt insbesondere dort, wo die Kühlung wegen niedriger Wasserstände und hoher Wassertemperaturen problematisch werden kann. Vor allem die Wasserkraft war davon betroffen.
Der Bericht verweist darauf, dass sich Solarstrom in dieser Situation als wichtige Stütze erwiesen habe. In Frankreich und Ungarn lag die Stromproduktion aus Sonnenenergie durchschnittlich 17 Prozent über dem Normalwert. Auch in Spanien waren es 5 Prozent mehr. EU-weit lag die Solarstromproduktion im Juni bei 52 Terawattstunden und im Juli bei 55 Terawattstunden – jeweils ein neuer Höchststand.

Negative Strompreise vor allem in den Mittagsstunden – Kostenexplosion am Abend

Solarstrom deckte in diesen beiden Monaten rund 25 Prozent der Stromerzeugung in der EU ab. Gleichzeitig konnte jedoch nicht jede Terawattstunde Strom aus Solarerzeugung auch verwertet werden. Die Summe der Stunden mit negativen Strompreisen im ersten Halbjahr 2026 lag in einer Vergleichsgruppe mehrerer EU-Länder mit Frankreich, Deutschland, Spanien und Polen höher als im gesamten Vorjahr.
Immerhin ist in Deutschland in den ersten sechs Monaten des Jahres die Anzahl der negativen Preisstunden gegenüber 2025 von 389 auf 299 gesunken. Dies ist auch eine Konsequenz daraus, dass die kommerzielle Abregelung um 20 Prozent stieg.
Der Tagesverlauf zeigte dabei regelmäßig ein eindeutiges Muster. Durch hohe Solareinspeisung sank der Preis in den Mittagsstunden regelmäßig deutlich. Negative Preise traten vor allem an sonnigen Wochenenden und Feiertagen zwischen 11:00 und 16:00 Uhr auf. Der Tiefstwert beim Börsenpreis lag im Juli demnach bei -1,5 Cent pro Kilowattstunde. Am Morgen und in den Abendstunden stieg er hingegen wieder deutlich an – auf bis zu 35,24 Cent.
In Deutschland werden immer mehr Solaranlagen gebaut. (Archivbild)

In Deutschland werden immer mehr Solaranlagen gebaut. (Archivbild)

Foto: Marcus Brandt/dpa

Niedrigwasser als Stresstest für die Energieversorgung

Es bestätigt sich zunehmend, dass Solarenergie vor allem tagsüber an warmen Sommertagen zu den wichtigsten Versorgungsquellen gehört. Allerdings entsteht in den Abendstunden, wenn die Sonne wegfällt, Klimaanlagen weiterlaufen und konventionelle Kraftwerke wegen Niedrigwassers eingeschränkt sind, eine Versorgungslücke.
Aus Sicht von Ember Energy ist es deshalb auch nicht damit getan, dem strukturellen Problem durch den Aufbau noch größerer Kapazitäten an Erneuerbaren zu begegnen. Vielmehr beziehe sich der Bedarf auf Batteriespeicher und Lastmanagement („Demand Response“) und allgemein mehr Flexibilität im Stromsystem. Auch mehr Solar- und Windenergie nützen wenig, wenn sie nicht mit ausgebauten Speichern, Netzen und flexibler Nachfrage einhergehen.
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Niedrigwasser setzt Europas Stromversorgung unter Druck – Solarstrom erreicht Rekordwerte


In Kürze:

  • Niedrigwasser belastet die Stromversorgung: Wasser- und Kernkraftwerke mussten in mehreren europäischen Ländern ihre Produktion drosseln oder vorübergehend einstellen.
  • Solarstrom erreicht Rekordwerte: Im Juni und Juli deckte Solarenergie jeweils rund 25 Prozent der EU-Stromerzeugung ab.
  • Abends bleibt das Problem: Während Solarstrom tagsüber die Preise drückt, können sie morgens und abends deutlich steigen. Ember fordert deshalb mehr Speicher, Netzausbau und flexiblen Stromverbrauch.

 
Den Prognosen zufolge wird die Hitzewelle am Samstag, 15. August, das Wetter in Deutschland noch einmal prägen, ehe für kommende Woche Entspannung und örtlich Regen angesagt ist. Das durch die heiße und trockene Witterung begünstigte Niedrigwasser droht sich auch auf die Strompreise auszuwirken. Da Wasser- und Kernkraftwerke in mehreren Ländern ihren Betrieb eingeschränkt oder vorübergehend eingestellt haben, kam es dort teilweise zu einer deutlichen Verknappung des Stromangebots.

Niedrigwasser setzt konventionelle Kraftwerke unter Druck

Dem Fachinformationsdienst Montel zufolge ging die Stromerzeugung aus Laufwasserkraftwerken gegenüber dem Sommer des Vorjahres deutlich zurück. In der Schweiz soll sie um 26 Prozent gesunken sein, in Österreich sogar um 46 Prozent. Im Vorjahr hatte der Anteil der Wasserkraft an der Stromversorgung in der Schweiz bei etwa 56 Prozent gelegen, in Österreich waren es im Juni 2026 etwa 45 Prozent.
Am Donnerstag nahm Rumänien sein einziges Kernkraftwerk in Cernavodă vom Netz, das mit Donauwasser gekühlt wird. Ungarn musste nach der Abschaltung seines Kernkraftwerks Paks plötzlich 50 Prozent seines Energiebedarfs anderweitig decken. Auch in Italien hatten die Flüsse einen Tiefststand erreicht.
Der in Brüssel ansässige Thinktank Ember Energy kommt in seinem jüngsten Bericht zu dem Schluss, dass die Stromerzeugung aus Wasserkraft in der gesamten EU bereits seit Monaten eingeschränkt ist. Im Mai, Juni und Juli lag sie demnach auf dem niedrigsten Niveau seit mindestens einem Jahrzehnt. Mehr als 90 Prozent der Wasserkraft in der EU werden in acht Ländern erzeugt; sieben davon produzierten im Juli weniger Wasserkraftstrom als im Durchschnitt der Jahre 2021 bis 2025.

Blick auf den Kaltwasserzulaufkanal des Kernkraftwerks Paks von der Donau aus am 31. Juli 2026 in Paks, Ungarn.

Foto: Janos Kummer/Getty Images

Solarstrom stabilisiert – Preise schwanken

Der Thinktank, der sich für eine Stromversorgung aus erneuerbaren Energien einsetzt, hat Mitte August seinen Bericht „Solar helps Europe’s grid withstand extreme heat“ veröffentlicht. Darin geht es um die Auswirkungen der trockenen und heißen Monate Juni und Juli auf die Stromversorgung in Europa. Die Stromnachfrage stieg demnach an besonders heißen Tagen um 28 Prozent.
Gleichzeitig sank die Produktion aus wichtigen Quellen wie Wasserkraft und thermischen Kraftwerken deutlich. Das galt insbesondere dort, wo die Kühlung wegen niedriger Wasserstände und hoher Wassertemperaturen problematisch werden kann. Vor allem die Wasserkraft war davon betroffen.
Der Bericht verweist darauf, dass sich Solarstrom in dieser Situation als wichtige Stütze erwiesen habe. In Frankreich und Ungarn lag die Stromproduktion aus Sonnenenergie durchschnittlich 17 Prozent über dem Normalwert. Auch in Spanien waren es 5 Prozent mehr. EU-weit lag die Solarstromproduktion im Juni bei 52 Terawattstunden und im Juli bei 55 Terawattstunden – jeweils ein neuer Höchststand.

Negative Strompreise vor allem in den Mittagsstunden – Kostenexplosion am Abend

Solarstrom deckte in diesen beiden Monaten rund 25 Prozent der Stromerzeugung in der EU ab. Gleichzeitig konnte jedoch nicht jede Terawattstunde Strom aus Solarerzeugung auch verwertet werden. Die Summe der Stunden mit negativen Strompreisen im ersten Halbjahr 2026 lag in einer Vergleichsgruppe mehrerer EU-Länder mit Frankreich, Deutschland, Spanien und Polen höher als im gesamten Vorjahr.
Immerhin ist in Deutschland in den ersten sechs Monaten des Jahres die Anzahl der negativen Preisstunden gegenüber 2025 von 389 auf 299 gesunken. Dies ist auch eine Konsequenz daraus, dass die kommerzielle Abregelung um 20 Prozent stieg.
Der Tagesverlauf zeigte dabei regelmäßig ein eindeutiges Muster. Durch hohe Solareinspeisung sank der Preis in den Mittagsstunden regelmäßig deutlich. Negative Preise traten vor allem an sonnigen Wochenenden und Feiertagen zwischen 11:00 und 16:00 Uhr auf. Der Tiefstwert beim Börsenpreis lag im Juli demnach bei -1,5 Cent pro Kilowattstunde. Am Morgen und in den Abendstunden stieg er hingegen wieder deutlich an – auf bis zu 35,24 Cent.
In Deutschland werden immer mehr Solaranlagen gebaut. (Archivbild)

In Deutschland werden immer mehr Solaranlagen gebaut. (Archivbild)

Foto: Marcus Brandt/dpa

Niedrigwasser als Stresstest für die Energieversorgung

Es bestätigt sich zunehmend, dass Solarenergie vor allem tagsüber an warmen Sommertagen zu den wichtigsten Versorgungsquellen gehört. Allerdings entsteht in den Abendstunden, wenn die Sonne wegfällt, Klimaanlagen weiterlaufen und konventionelle Kraftwerke wegen Niedrigwassers eingeschränkt sind, eine Versorgungslücke.
Aus Sicht von Ember Energy ist es deshalb auch nicht damit getan, dem strukturellen Problem durch den Aufbau noch größerer Kapazitäten an Erneuerbaren zu begegnen. Vielmehr beziehe sich der Bedarf auf Batteriespeicher und Lastmanagement („Demand Response“) und allgemein mehr Flexibilität im Stromsystem. Auch mehr Solar- und Windenergie nützen wenig, wenn sie nicht mit ausgebauten Speichern, Netzen und flexibler Nachfrage einhergehen.
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Bauernverband gegen staatliche Preisdiktate: Kritik an Pachtreform


In Kürze:

  • Landwirtschaftliche Verbände kritisieren den Pachtpreisdeckel im EEG-Entwurf der Bundesregierung.
  • Der Deutsche Bauernverband spricht unter anderem von einem unnötigen Markteingriff des Staates.
  • Auch andere Verbände weisen auf mehrere Nachteile für Landwirte hin wie geringere Einnahmen.
  • Der Pachtdeckel könnte ein Dämpfer für die Energiewende sein und ein Gewinn für die Landwirtschaft.

 
Die Verpachtung einer Agrar- oder Forstfläche für eine Windkraftanlage ist für die Besitzer – meist Landwirte – ein lukratives Geschäft. Aktuell bieten die Anlagenbetreiber Pachtpreise zwischen 20.000 und 50.000 Euro pro Jahr und Anlage, teilweise auch deutlich darüber. Nach jüngster Entwicklung kann eine Pacht auch bei über 400.000 Euro pro Jahr und Anlage liegen.
Für diese Energieanlagenverpachtung können Landwirte weitaus mehr Pacht erhalten als für eine Landwirtschaftsverpachtung. Der Faktor kann mehr als 2.000 sein, da eine herkömmliche Pacht für Feldanbau im Bundesdurchschnitt bei 357 Euro pro Hektar und Jahr liegt. Am teuersten ist sie mit 560 Euro in NRW. Hierbei ist zu erwähnen, dass Windräder oft nur einen halben Hektar an Fläche oder weniger benötigen.

Reformplan reduziert den Geldfluss deutlich

Doch diese äußerst ertragreiche Einkommensquelle könnte bald um bis über 70 Prozent schmaler werden. Denn das Bundeswirtschaftsministerium plant die Einführung eines Pachtpreisdeckels für Windräder. Das geht aus dem Entwurf zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für 2027, kurz EEG-Entwurf, hervor. Aktuell befindet er sich noch im Gesetzgebungsverfahren.
Am 29. Juli hat das Bundeskabinett den Pachtdeckel im Rahmen des Gesetzentwurfs zur Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) mit einer Änderung beschlossen. Auf Anfrage der Epoch Times teilte die Pressestelle des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie mit, womit Landwirte ab 2027 rechnen müssen.
Die Bundesregierung hat sich „darauf verständigt, die maximal zulässige jährliche Pachthöhe auf 3,5 Prozent des jährlich erzielbaren Standortertrags der Windenergieanlage zu begrenzen“. Momentan sind hier Werte zwischen 7 und 12 Prozent üblich. Zuvor wurde über eine Beschränkung auf 2,5 Prozent nachgedacht.
Für Landwirte mit geeigneten, aber noch ungenutzten Flächen hat die Reform damit erhebliche finanzielle Konsequenzen. Bestehende Verträge sind davon nicht unmittelbar betroffen.
Die Ministeriumssprecherin Susanne Ungrad bezifferte „die maximal mögliche [künftige] Pachthöhe bei rund 35.000 Euro“ für Grundbesitzer und durchschnittliche Windkraftanlagen an Land. Der Wert könne je nach Windenergieanlagentyp und Windaufkommen noch von diesem Wert abweichen.

Geringere Einsparungen für den Bund

Laut Ungrad „bieten die in der Vergangenheit zum Teil sehr hohen Pachtkosten nach unseren Analysen erhebliches weiteres Potenzial zur Reduktion der EEG-Förderkosten und damit zur Entlastung des Bundeshaushalts“. Unter Berücksichtigung der neuerlichen Anpassung auf 3,5 Prozent erwartet das Ministerium für den Zeitraum von 2027 bis 2032 Einsparungen von rund 160 Millionen Euro weniger.
Der Grund ist die Einspeisevergütung durch das EEG-Konto: Die aktuellen Pachtpreise stellen für die Anlagenbetreiber Kosten dar, die in ihre Kalkulationen einfließen. Diese beeinflussen die Gebote in den EEG-Ausschreibungen. Je höher die Pachtkosten, umso höher sind auch die Förderkosten, die der Staat über den EEG-Haushalt tragen muss. Sind die Einnahmen aus der Vermarktung des Stroms niedriger als die Vergütung, gleicht der Staat die Differenz aus. Das zahlen letztlich die Steuerzahler.
So steuerte der Bund im vergangenen Jahr rund 16,5 Milliarden Euro an Steuergeldern in das EEG-Konto, im ersten Halbjahr 2026 waren es gut 7,5 Milliarden Euro. Die mögliche Einsparung bewegt sich also im Bereich von einem Prozent.
Mit der Begrenzung der Pachthöhen will das Ministerium gleichzeitig „die Kosten einzelner Windenergieprojekte spürbar senken“, so Ungrad. Das könnte diese nochmals rentabler machen, auch wenn die staatlichen Zuschüsse sinken.

Kritik an staatlichem Eingriff

Ob sich dieser Kürzungsplan der Bundesregierung bis zum Ende des Gesetzgebungsverfahrens durchsetzen wird, ist allerdings ungewiss. Gegenwind kommt besonders von Bauern- und Forstverbänden.
Aus Sicht des Deutschen Bauernverbandes ist der geplante Pachtdeckel für Windenergieanlagen „völlig unverständlich“. In der Pressemitteilung vom 20. Juli, also noch vor der Lockerung im Kabinett, bezeichnet er dessen mögliche Nachteile:
„Er ist ein unnötiger Eingriff in den Markt, schränkt die Vertragsfreiheit der Flächeneigentümer ein und schafft zusätzliche Bürokratie.“
Der Unternehmerverband und Interessenvertreter für alle Landwirte in Deutschland erwartet „deshalb im weiteren Gesetzgebungsverfahren deutliche Nachbesserungen“.

Vollständige Ablehnung des Pachtdeckels gefordert

Epoch Times fragte beim Bauernverband nach, welche Nachbesserungen dieser konkret erwartet. In der uns bereitgestellten Stellungnahme zum EEG 2027 forderte der Deutsche Bauernverband nicht weniger als den vollständigen „Verzicht des Windpachtdeckels“. Somit würde der Bauernverband auch die Lockerung des Kabinetts nicht tolerieren.
Der Verband kritisierte vor allem, dass der Bund trotz der genannten Einschränkungen für die Landwirte keinen „belastbaren Nachweis für eine Senkung der EEG-Förderkosten oder eine Beschleunigung des Ausbaus erneuerbarer Energien“ darlegt. Das sind im EEG-Entwurf erklärte Ziele, die der Bund erreichen will.
Laut dem Verband bestimmen zahlreiche Faktoren im Wettbewerb der Ausschreibungen die Höhe der Förderkosten. Nur einer davon seien die Pachtzahlungen, sie seien somit nicht maßgeblich. „Flächeneigentümer sind unverzichtbare Partner der Energiewende“, heißt es in der Stellungnahme. Bisher habe die Zusammenarbeit zwischen Landwirtschaft, Grundstückseigentümern und Projektierern „ohne staatliche Preiseingriffe erfolgreich funktioniert“ und die Windenergie wesentlich vorangebracht.
Viele Landesbauernverbände der einzelnen Bundesländer teilen die Kritik des Deutschen Bauernverbandes. So auch der Landesbauernverband Brandenburg e.V. Dort ist Ulrich Böhm Referent für allgemeine Agrarpolitik. Gegenüber Epoch Times teilte er mit, dass der geplante Pachtdeckel „ein nicht gerechtfertigter, einseitiger, staatlicher Eingriff in die private Vertragsgestaltung“ sei.
Durch diese Neuerung gingen „den Grundeigentümern bzw. Verpächtern und Betrieben Einnahmemöglichkeiten verloren“. Allerdings existiert diese Einnahmemöglichkeit erst durch die staatliche Förderung der Windkraft. Laut Böhm bestehe mit der Reform das Risiko, „dass die breitere Beteiligung der Bodeneigentümer und Landwirte an der Energiewende beeinträchtigt wird“.
Oder anders gesagt: Durch einen Pachtdeckel könnte die Energiewende wichtige Unterstützer im landwirtschaftlichen Sektor verlieren. Ob das jedoch das Flächenpotenzial der Windkraft einschränkt, ist noch unklar.

Ungünstigere Verhandlungsposition

Besonders kritisiert der Deutsche Bauernverband, dass die Regelung „die Verhandlungsposition der Flächeneigentümer verschlechtert“. Zwar seien auch mit der Reform in Zukunft noch rechtlich höhere Entgelte möglich. Die vorgesehenen Sanktionen erzeugen auf die Landwirte jedoch einen „erheblichen Druck, die staatlich vorgegebene Grenze einzuhalten“. Von diesem Preisdeckel würden einzig die Projektierer und Energieunternehmen profitieren.
Als weiteren Nachteil nennt der Verband Rechts- und Investitionsunsicherheiten für bereits abgeschlossene Verträge durch die Reform. „Sie greift in langfristig ausgehandelte Vertragsverhältnisse ein und untergräbt das Vertrauen in bestehende Vereinbarungen“, erklärte der Verband. Manche Vertragspartner könnten mit der Einführung des Pachtdeckels eine Vertragsanpassung fordern.
Anstatt einen Windpachtdeckel einzuführen, solle die Regierung laut dem Bauernverband „stattdessen die tatsächlichen Hemmnisse des Ausbaus erneuerbarer Energien, insbesondere Genehmigungsprozesse, Netzengpässe und Finanzierungsbedingungen, gezielt angehen.“
Der Bauernverband wies allerdings darauf hin, dass die Landwirtschaft grundsätzlich dazu bereit ist, „ihren Beitrag zu einer sicheren, heimischen und dezentralen Energieversorgung zu leisten“. Dafür könne die Bundesregierung mit dem EEG die notwendigen Rahmenbedingungen schaffen. „Zusätzliche Investitionshemmnisse müssen dabei aber zwingend vermieden werden“, so der Verband.
„Statt die Bereitschaft zur Flächenbereitstellung durch staatliche Preisdiktate zu schwächen, müssen Anreize für die Bereitstellung geeigneter Flächen erhalten bleiben.“
Bei weiterhin hundertfach erhöhten Pachterträgen ist davon auszugehen, dass letzteres weiterhin gegeben ist.

Wie Betreiber den Pachtdeckel betrachten

In Deutschland gibt es zahlreiche Betreiber von Windkraftanlagen. Zu ihrem Standpunkt äußerte sich das Unternehmen ABO Energy, das weltweit bereits mehr als 1.300 Windräder, davon rund 550 in Deutschland, realisiert hat. „Wir errichten Windenergieanlagen ausschließlich auf gepachteten Flächen“, teilte der Pressesprecher Dr. Daniel Duben der Epoch Times mit. Auch künftig plant der Projektentwickler ABO Energy in vergleichbarem Umfang Projekte zu errichten.
ABO Energy geht laut Duben davon aus, „dass sich die Pachten aufgrund des Preisdrucks am Markt auch ohne staatliche Eingriffe deutlich verringern werden“. Das begründete er mit der aktuellen massiven Überzeichnung der Ausschreibungen für Windkraftanlagen an Land. Demnach drücke der Wettbewerb die Preise weiter nach unten. Das Wirtschaftsministerium bestätigte diese Entwicklung.
„In der Mai-Ausschreibung erreichte die Vergütung mit einem durchschnittlichen mengengewichteten Zuschlagswert von 5,06 Cent pro Kilowattstunde den niedrigsten Stand seit Jahren“, erklärte Duben. „Es liegt auf der Hand, dass bei fallenden Erlösen auf dieser Seite auch die zahlbaren Pachten auf der anderen Seite fallen müssen, damit sich die Projekte wirtschaftlich rechnen.“

Ein Gewinn für die Landwirtschaft?

Auch ein fertiges Windrad benötigt nur wenig Fläche. Neben den eigentlichen Bau- und angrenzenden Stellflächen sowie Zuwegen können Landwirte nach dem Bau der Anlage wieder Landwirtschaft betreiben, auch wenn das Areal der Windkraft gewidmet ist.
Eine Einschränkung gibt es dennoch. Speziell von den Rotorblättern können sich Mikropartikel ablösen, die unter anderem giftigen Chemikalien wie PFAS (Per- und polyfluorierte Alkylsubstanzen) und BPA (Bisphenol-A) enthalten. Pro Jahr können sich durch ein großes Windrad rund 100 Kilogramm in der direkten Umgebung der Anlage verteilen und die landwirtschaftliche Nutzung dadurch einschränken.
Falls der Pachtdeckel kommt und dadurch weniger noch verfügbare Flächen der Windkraft gewidmet werden, könnten diese uneingeschränkt für die landwirtschaftliche Nutzung erhalten bleiben.
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Fast 4 Milliarden Euro Entlastung durch Batteriespeicher pro Jahr


In Kürze:

  • Batteriespeicher sollen bei der deutschen Energiewende die Lösung für Hellbrisen darstellen.
  • Mehr Batteriespeicher könnten niedrige Marktwerte wieder anheben und Preisspitzen am Strommarkt dämpfen.
  • Laut dem Fraunhofer-Institut hätten 20 Gigawatt zusätzliche Speicherleistung im vergangenen Jahr 3,9 Milliarden Euro gespart.
  • Zuletzt legten Speicher deutlich zu, der Ausbau bleibt aber weit hinter dem ermittelten Bedarf der Studie zurück.
  • Einen möglichen Ausweg können Batteriespeicher an bestehenden Windkraft- und Solaranlagen darstellen. Sie kommen ohne neuen Netzanschluss aus.

 
Ein großes Problem bei der deutschen Energiewende ist die Wetterabhängigkeit von Windkraft und Photovoltaik. Für eine Entschärfung sollen der schnellere Ausbau netzdienlicher Batteriespeicher und mehr Flexibilität im Stromsystem sorgen.
Zu dieser Einschätzung kommt eine jüngst erschienene Analyse des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE im Auftrag des Bundesverbands Erneuerbare Energie e.V. (BEE), des Bundesverbands Solarwirtschaft und des Bundesverbands WindEnergie. Die Kurzstudie mit dem Titel „Die nächste Phase der Energiewende: Flexibilität“ verspricht eine finanzielle Milliardenentlastung für Verbraucher und Marktteilnehmer.

Ein Problem: Hellbrisen

Stromspeicher sind für sogenannte Hellbrisen gedacht. Bei einer Hellbrise – dem Gegenteil der Dunkelflaute – erzeugen Solaranlagen bei starker Sonneneinstrahlung viel Strom, während gleichzeitig auch Windräder bei viel Wind viel Strom erzeugen.
Angesichts dieses Phänomens treten in Stunden mit hoher Erzeugung „immer häufiger und immer stärkere Preisausschläge von negativen Börsenstrompreisen“ auf, wie aus der Analyse hervorgeht.
Hellbrisen führen häufig zu folgenden Problemen im Stromsystem und -markt:
  • Starke Abregelungen: Um die Netze nicht zu überlasten, müssen Netzbetreiber immer häufiger Windkraft- und Solaranlagen per Fernzugriff drosseln oder komplett abschalten. Diese Maßnahmen gehören zum sogenannten Redispatch.
  • Extreme Preise: Der Börsenstrompreis fällt auf oder sogar unter null Euro. Zu Sonnenuntergang entstehen häufig positive Preisspitzen durch Strommangel. Dadurch entsteht eine für Deutschland ungünstige Kostenbilanz beim Stromhandel mit dem Ausland.
  • Hohe Kosten: Die betriebswirtschaftliche Grundlage wird durch sinkende Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) zunehmend schwieriger.
  • Sinkende Marktwerte.
Als Ursache benennt das Fraunhofer-Institut die fehlende Flexibilität im Stromnetz. Dieser Umstand verhindere, dass Strom aus den „erneuerbaren“ Energiequellen zeitlich besser genutzt wird. Oder anders ausgedrückt: Diese erneuerbare, wetterabhängige Stromerzeugung weicht zu stark vom Strombedarf der Verbraucher ab.

Theoretische Verzehnfachung der Speicher

Im Fokus der Studie stand der 17-monatige Zeitraum von Januar 2025 bis Ende Mai 2026. Die Autoren untersuchten, was hier eine zusätzliche kurzfristige Flexibilität von 20 Gigawatt (GW) an Speicherleistung mit 4 Stunden Speicherkapazität, also rund 80 GWh, bewirkt hätte.
Ende Mai 2026 lag die gesamte Speicherleistung aller Batteriespeicher hierzulande bei 18,9 GW, also die Leistung, die sie maximal gleichzeitig abgeben können. Im Januar 2025 waren es noch 13 GW. Die Kapazität stieg im Beobachtungszeitraum von 19,2 auf 29,0 GWh. Dies umfasst Heim-, Gewerbe- und Großspeicher.
Heim- und Gewerbespeicher sind aktuell jedoch meist betreiberfreundlich, das heißt, sie können schon vormittags vollgeladen sein. Am späten Vormittag und frühen Nachmittag, wenn die Solarspitze am höchsten ist, können sie bereits nichts mehr aufnehmen. Für eine netzdienlichere Ladung fehlen meist die Anreize.
Wirklich systemdienlich sind damit nur die Großspeicher. Diese kommen heute auf eine Speicherleistung von 3,7 GW und 6,4 GWh Kapazität. Von Januar 2025 bis Mai 2026 wuchsen Leistung und Kapazität von 1,9 auf 3,4 GW, respektive 2,4 auf 5,6 GWh. Die Studie beruht somit auf etwa einer Verzehnfachung der netzdienlichen Speicher.
Diese Speichererweiterung hätte demnach die Probleme der Hellbrise ausgeglichen, die Marktwerte der erneuerbaren Energien erhöht und die EEG-Förderkosten gesenkt. Zugleich wären die Spotmarktpreise gedämpft und das Stromkosten-Saldo im europäischen Handel günstiger gewesen.
Aus volkswirtschaftlicher Sicht hätten die zusätzlichen 20 GW im Untersuchungszeitraum demnach Einsparungen von 5,6 Milliarden Euro ermöglicht. Auf ein Jahr gerechnet entspricht das rund 3,9 Milliarden Euro.

Niedriger Marktwert macht Solarstrom teuer

Den Effekt fehlender Speicher sieht man gut am Marktwert. Bei der Photovoltaik – und teils auch bei der Windkraft – fällt er gerade in den Sommermonaten unter die Einspeisevergütung. Diese lag 2025 bei der Photovoltaik für Neuanlagen bei rund 8 Cent pro Kilowattstunde (kWh).
Von März bis Oktober 2025 befand sich der solare Marktwert mit minimal knapp 2 Cent pro kWh jedoch teils deutlich darunter. Grund dafür ist das häufige Überangebot von Solarstrom, welches den Börsenstrompreis einbrechen lässt. Das bedeutet, dass diese Kraftwerksart ihre staatlich garantierten Kosten auf dem Markt nicht erwirtschaften kann. Solarstrom wird damit zum Zuschussgeschäft für die Bundesregierung.
Auch für 2026 sieht das Bild bisher ähnlich aus. Der monatliche Marktwert sank bereits im Februar unter die durchschnittliche Einspeisevergütung. Ebenso fiel der Marktwert im April auf ein neues Rekordtief von 1,3 Cent pro kWh. Je weiter der solare Marktwert unter dem Einspeisevergütungsbetrag liegt, desto teurer ist diese Energiequelle für den Steuerzahler.
Batteriespeicher können das zeitliche Überangebot der Photovoltaik, also die solaren Stromspitzen, senken. Das soll letztlich den solaren Marktwert wieder erhöhen. Gleichzeitig würden sich die extremen Ausschläge der Spotmarktpreise – sowohl mittags im negativen, als auch abends im positiven Bereich – reduzieren.

Was weitere Batteriespeicher noch bewirken

Nicht nur negative Börsenstrompreise, sondern auch marktliche Abregelungsmengen ließen sich laut Fraunhofer-Analyse reduzieren. Demnach seien bis zu 70 Prozent weniger negative Preise und um 3,3 Terawattstunden (TWh) und rund 55 Prozent weniger Abschaltungen möglich. Ersteres senkt die Zuzahlung zu produziertem Strom. Letzteres verringert die Strommenge, die nicht produziert, aber dennoch bezahlt werden muss.
Zugleich würden sich die Finanzierungsrisiken durch Paragraf 51 EEG deutlich verringern: bei Photovoltaik um rund 75 Prozent, bei Windenergie an Land um fast 55 Prozent und bei Offshore-Windenergie um fast 60 Prozent.
Für die kommenden Jahre sieht der BEE weiteren Handlungsbedarf. Um die von der Bundesregierung angestrebten Ausbauvolumina von jährlich 20 GW Photovoltaik und 15 GW Windenergie besser in das Stromsystem zu integrieren, sei ein stärkerer Speicherzubau erforderlich.
Die Analyse gibt einen zusätzlichen Bedarf von etwa 8 GW Speicherleistung beziehungsweise 32 Gigawattstunden Speicherkapazität pro Jahr an. Zum Vergleich: In den vergangenen zwölf Monaten entstand eine zusätzliche Speicherleistung von rund 4,4 GW – davon allerdings nur etwa 1,5 GW in Großspeichern. Ähnlich verhält es sich beim Kapazitätsausbau: Vom Gesamtplus in Höhe von 7,5 GWh entfallen lediglich 3,2 GWh auf Großspeicher.

Der Markt steht bereit?

Ursula Heinen-Esser, Präsidentin des Bundesverbands Erneuerbare Energie erklärte: „Die Analyse zeigt: Speicher sind ein Sparprogramm für Stromkunden und Bundeshaushalt. Die Politik muss Speicher und Flexibilität jetzt schneller ermöglichen.“
Der BEE fordert vor allem, regulatorische Hemmnisse beim Speicherausbau rasch abzubauen. Dazu nannte der Verband unter anderem beschleunigte und standardisierte Netzanschlussverfahren, den stärkeren Einsatz von Speichern bei Redispatch-Maßnahmen und Netzengpässen sowie vereinfachte Anschlussregeln für Speicher an bestehenden Netzanschlüssen.
„Die Zahl der Netzanschluss-Anfragen seitens der EE-Branche zeigt: Der Markt steht bereit“, so Heinen-Esser. „Jetzt muss die Politik dafür sorgen, dass aus Anfragen auch Projekte werden.“
Im Allgemeinen begrüße die Bundesregierung den Hochlauf von Stromspeichern für das Energiesystem. „Stromspeicher sind wichtig für die Energiewende, da fluktuierende EE-Erzeugung über die Zeit geglättet wird. Neben der Marktintegration ist auch die Netzintegration wichtig“, teilte Tim-Niklas Wentzel, Pressesprecher im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie der Epoch Times auf Anfrage mit.
Die Bundesregierung befürwortet besonders die sogenannten co-located Batteriespeicher. Diese Speicher liegen direkt neben einem Solar- oder Windpark und somit ebenfalls hinter dem bestehenden Netzanschlusspunkt der Erzeugungsanlage. „Hierfür ist kein zusätzlicher Netzausbau erforderlich. Das zentrale Instrument sind flexible Netzanschlussvereinbarungen zwischen Speicher- und Netzbetreibern“, erklärte Wentzel.

Knapp 50 Euro für jedermann?

Konkrete Ziele für den Ausbau von Speichern gebe es allerdings nicht. Daher sind vonseiten der Regierung in Berlin aktuell auch „keine zusätzlichen Förderungen oder Anreize geplant. Der Zubau erfolgt marktgetrieben ohne staatliche Förderung“, so Wentzel weiter. „Das Marktumfeld für Stromspeicher ist aktuell äußerst günstig“, begründete er. Die Kosten für Batteriespeicher seien in den vergangenen Jahren stark gesunken.
Mit anderen Worten: Künftige Betreiber können derzeit nicht auf Fördermilliarden hoffen, wie sie Windkraft- und Solarstromerzeuger erhalten. Das ist zumindest für die Steuerzahler eine gute Nachricht, denn dann bliebe die mögliche Einsparung tatsächlich bestehen, statt lediglich in andere Fördertöpfe umgeleitet zu werden.
Dennoch ist kaum zu erwarten, dass das ersparte Geld in den Portemonnaies der Menschen landet. Immerhin wären das knapp 50 Euro pro Person – vom Baby bis zum Rentner – jedes Jahr. Wahrscheinlicher wäre ein Einfließen in den Bundeshaushalt oder den entsprechenden Fonds. Eine Anfrage der Epoch Times an den BEE, was mit möglichen Milliarden geschehen würde, blieb bis zum Zeitpunkt der Veröffentlichung unbeantwortet.
Mit Material von AFP
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Bundesnetzagentur richtet geheimen Notfallplan Strom ein


In Kürze:

  • Die „Sicherheitsplattform Strom“ der Bundesnetzagentur dient dem Krisenmanagement bei einer Strommangellage.
  • Betroffen sind Großkunden mit einem Jahresstromverbrauch von mindestens 8 Gigawattstunden.
  • Möglich sind verpflichtende Drosselungen für Tage oder Wochen.

 
Mit der Energiewende hat sich insbesondere in den Wintermonaten die sogenannte Dunkelflaute etabliert. Sie sorgt für Strommangel im deutschen Netz, wenn aufgrund von wenig Wind und Sonnenlicht unsere Hauptenergiequellen Windkraft und Photovoltaik kaum Strom bereitstellen.
Um künftig besser auf Engpässe im Stromsystem reagieren zu können, hat die Bundesnetzagentur nun im Hintergrund die „Sicherheitsplattform Strom“ aufgebaut. Aus dem Bereich der Gasversorgung sind bereits die „Sicherheitsplattform Gas“ sowie der „Notfallplan Gas“ bekannt.

Noch nicht öffentlich kommuniziert

Mit dieser zentralen Kommandostruktur plant die Energiebehörde, künftig bei Bedarf den Stromverbrauch speziell von energieintensiven Unternehmen zu drosseln. Das geht aus Unterlagen einer Informationsveranstaltung der Bundesnetzagentur vom 3. Juni 2026 hervor, die dem Portal „Apollo News“ vorliegen. Die Bundesnetzagentur bestätigte dies auf Nachfrage anderer Medien.
Die Sicherheitsplattform Strom ist bisher nicht auf der Website der dem Bundeswirtschaftsministerium unterstellten Behörde auffindbar. Auch anderweitig hat sie diese Pläne bisher nicht mit der Öffentlichkeit kommuniziert. Dabei sollen diese schon seit rund zwei Jahren bestehen.
Die Bundesnetzagentur habe die Geheimhaltung auf der Informationsveranstaltung damit begründet, „Verunsicherungen“ in der Bevölkerung aufgrund der sensiblen Thematik vermeiden zu wollen.

Was das für Unternehmen bedeutet

Das Konzept der Sicherheitsplattform Strom soll ähnlich ablaufen wie das der Sicherheitsplattform Gas. Demnach erfasse die Energiebehörde bei einer absehbaren Strommangellage die aktuellen Verbrauchsdaten und mögliche Einsparpotenziale von zuvor registrierten Großverbrauchern in Industrie und Gewerbe erfassen.
Betroffen sind bundesweit alle Stromkunden mit einem Jahresverbrauch von mindestens 8 Gigawattstunden. Konkret betrifft das alle energieintensiven Unternehmen, aber auch mittelgroße Industriebetriebe oder größere Gewerbebetriebe.
Im nächsten Schritt komme es zu einem Abgleich zwischen absehbarem Stromangebot und -nachfrage. Entsprechend der Differenz würde die Behörde den Unternehmen eine temporäre Verbrauchsgrenze vorschreiben. Dadurch beabsichtige sie, eine größere krisenhafte Situation wie einen Blackout, also einen unkontrollierten flächendeckenden Stromausfall, zu vermeiden.
Für die betroffenen Unternehmen bedeutet dies womöglich eine Drosselung der Produktion. Fällt die freigegebene Strommenge unter den Mindeststrombedarf des Betriebs, kann dies auch schon zum kompletten Stillstand führen.
Sollte ein Betrieb der Anweisung der Behörde nicht Folge leisten, kann die Bundesnetzagentur diesen Betrieb durch den lokalen Netzbetreiber vom Netz trennen lassen.

Wochenlange Strommangellage?

Im Stromsystem müssen sich Stromverbrauch und -erzeugung in jeder Sekunde die Waage halten, damit die Netzfrequenz konstant bei möglichst 50 Hertz (Hz) bleibt. Wenn die Stromerzeugung geringer ist als der Verbrauch, sinkt die Frequenz. Bereits bei einer Frequenz von 49,8 Hz müssen die Netzbetreiber Leistungsreserve, also Kraftwerke, die nur im Notfall zum Einsatz kommen, aktivieren.
Sinkt die Frequenz weiter auf 49 Hz, helfen nur noch Lastabwürfe, das sind die sogenannten Brownouts – kontrollierte Abschaltungen ganzer Regionen.
Eine auf der Informationsveranstaltung gezeigte Präsentationsfolie der Bundesnetzagentur soll dabei aufzeigen, wie lange eine mögliche Strommangellage andauern könnte. Die Rede sei hier von einer Dauer von „mehreren Tagen bis Wochen“.

Fehlen uns die Kraftwerke?

Dem Energieexperten Stefan Spiegelsperger fiel ein massiver Abbau der flexiblen Kraftwerksleistung in Deutschland über die vergangenen Jahre auf. Am 26. Juni dieses Jahres lag die gesamte installierte Leistung ohne Windkraft, Solar, Pump- und Stromspeicher bei 89,8 Gigawatt (GW), einschließlich Netzreserve. Laut seiner Kraftwerksliste waren es im Jahr 2016 noch 22,8 GW mehr.
„Nur zum Vergleich: Alle Haushalte verbrauchen nur 18 bis 20 Gigawatt. Das heißt, wir haben Kraftwerke abgeschaltet, die alle Haushalte sicher mit Strom versorgen könnten“, sagte er auf seinem YouTube-Kanal. Die Abschaltungen beinhalten auch die der letzten Kernkraftwerke sowie vieler Kohlekraftwerke, um den bis spätestens 2038 angestrebten Kohleausstieg umzusetzen.
Noch ist diese Kraftwerksleistung aber ausreichend. In der Spitze hat die Bundesrepublik in diesem Jahr am 3. Februar mit 83,2 GW am meisten verbraucht. An diesem Tag stand zudem viel Windkraft zur Verfügung.
Mit weiterer Stilllegung grundlastfähiger Kohlekraftwerke und möglicherweise steigendem Strombedarf durch die Elektrifizierung unserer Gesellschaft, immer mehr Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge und Rechenzentren wird jedoch ein Engpass nicht unwahrscheinlicher.
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Von der Leyen: „Europa zum 1. elektrifizierten Kontinent machen“


In Kürze:

  • Die EU-Kommission will die fossile Abhängigkeit von Europa verringern.
  • Nach dem EU-Elektrifizierungsplan sollen saubere Energiequellen die gesamte Wirtschaft betreiben.
  • Das bedeutet mehr Elektrifizierung der Industrie, mehr Elektromobilität und mehr Heizen mit Strom.
  • Die Strompreise für Haushalte sollen unter das 2,5-Fache der Gaspreise fallen.

Seit Beginn des Ukrainekriegs im Jahr 2022 sind die Gas- und Ölpreise zeitweise regelrecht explodiert. Auch im Rahmen des aktuellen Irankriegs befinden sich die Preise für die fossilen Brennstoffe erneut auf hohem Niveau. Nach Ansicht der Europäischen Kommission zeigt das, wie anfällig die EU für geopolitische Schocks ist.
In Europa ist der Großteil der Menschen noch auf diese Energieträger angewiesen. Sie spüren somit diese Preissteigerungen somit unmittelbar – ob an der Tankstelle, beim Nachfüllen des Öltanks für die Ölheizung oder bei der nächsten Gasabrechnung. Ebenso verteuern sich teilweise Lebensmittel und andere Waren, die meist mit dieselbetriebenen Lkw transportiert werden. Die Händler geben die Preissteigerungen im Normalfall direkt an die Endverbraucher weiter.
Den Bedarf an fossilen Brennstoffen deckt die Europäische Union – einschließlich Deutschlands – zum Großteil über Importe aus Staaten außerhalb der Union. Im Jahr 2024 lag die allgemeine Energieimportabhängigkeit in der EU bei 57 Prozent. Speziell bei Rohöl und Erdgas liegen die Abhängigkeitsraten sogar bei 89 bis 97 Prozent. Zu den Hauptlieferanten zählen unter anderem Norwegen, die USA, Katar, Algerien und zu einem geringen Umfang Russland.

Was hat die EU-Kommission vor?

Die EU-Kommission will ebendiese Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen verringern. Das damit verbundene klimapolitische Ziel ist die Dekarbonisierung der EU. Gleichzeitig beabsichtigt die Kommission, die Wettbewerbsfähigkeit Europas zu stärken.
Zu diesem Zweck hat die überstaatliche Behörde am Freitag, 17. Juli, den EU-Elektrifizierungsplan veröffentlicht, der auch die Überarbeitung des Emissionshandelssystems (ETS) beinhaltet.
Der Gedanke der Kommission ist: Je höher der Elektrifizierungsgrad der Gesellschaft ist, desto geringer der Bedarf an Kohle, Erdgas und Erdöl. EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen teilt hierzu mit:
„Der beste Weg, Europas Abhängigkeit von fossilen Energieträgern zu verringern, besteht darin, unsere Wirtschaft mit Strom aus sauberen, heimischen Quellen zu versorgen. Heute schlagen wir vor, Europa zum weltweit ersten elektrifizierten Kontinent zu machen.“
Im Bereich der Stromerzeugung hatten heimische Energiequellen in der EU im vergangenen Jahr bereits einen Anteil von über 70 Prozent. In diesem Jahr sind es bis dato gut 72 Prozent. Das beinhaltet „erneuerbare“ Energien und die Kernkraft.

Industrie: Mehr Prozesse elektrifizieren

Allerdings stagniert der Elektrifizierungsgrad des Energiebedarfs in der EU seit zehn Jahren bei 23 Prozent. Die Kommission plant daher, die Elektrifizierung der energieverbrauchenden Sektoren, insbesondere Industrie, Verkehr und Gebäude, zu beschleunigen. Hier dominieren weiterhin die fossilen Brennstoffe. Bis 2030 versucht die EU-Kommission, die Verstromung auf 32 Prozent zu erhöhen, bis 2040 sollen es 46 Prozent sein.
In der Industrie sollen somit noch mehr Prozesse automatisiert ablaufen. Ebenso können Hochtemperaturprozesse bis 500 Grad Celsius teilweise vermehrt elektrisch statt fossil betrieben werden. Dies wäre mit Elektrodenkesseln, Großwärmepumpen und Elektroheizungen realisierbar.
Damit verbunden will die EU-Kommission auch Investitionen in die Elektrifizierung der Industrie fördern. Als Instrumente sind hierfür ein überarbeiteter Rahmen des Emissionshandelssystems (ETS) sowie die Bank zur Dekarbonisierung der Industrie und ein mit 30 Milliarden Euro dotierter ETS-Investment-Booster angedacht.

Verkehr: Elektromobilität ausweiten

Der Verkehrssektor ist für rund 25 Prozent aller menschengemachten Treibhausgasemissionen verantwortlich. Rund 90 bis 95 Prozent des Energieverbrauchs im Transportsektor stammt aus fossilen Brennstoffen. Den mit Abstand größten Anteil an diesem Verbrauch stellt der Straßenverkehr dar, gefolgt von der Luftfahrt und der Seefahrt.
Auf der Straße sollen mehr Menschen auf E-Fahrzeuge umsteigen. Laut der Kommission kann das Fahren eines batterieelektrischen Fahrzeugs bis zu 78 Prozent der Betriebskosten gegenüber einem gleichwertigen Fahrzeug mit Verbrennungsmotor einsparen.
Dass dieser Schritt gelingen kann, hat das Nicht-EU-Land Norwegen gezeigt. Fast 99 Prozent der Neuwagen sind inzwischen reine E-Autos. Das verändert mit der Zeit auch den Gesamtbestand. Allerdings gelang dieser Wandel nur durch jahrzehntelange staatliche Förderung und verstärkte Investitionen in das Ladenetz. Die hohe Besteuerung von Verbrennerfahrzeugen hat ihr Übriges getan.
Bis zum Jahr 2030 will die EU 400.000 Lkw mit Null-Emissionen – überwiegend werden das E-Lkw sein – in Umlauf bringen. Dafür müssen jedoch die Netzkapazitäten für die Ladeinfrastruktur vorhanden sein. In Baden-Württemberg sprach ein Energieversorger bereits von einem Netzengpass. Dadurch könne er Anträge für neue E-Lkw-Ladepunkte nicht genehmigen. Ebenso bestehen Engpässe in den Niederlanden.

Gebäude: Fokus auf elektrische Wärmepumpen

In den Heizungskellern sollen nach dem Willen der EU-Kommission nach und nach Öl- und Gasheizungen verschwinden. Stattdessen sind hier die dekarbonisierte Fernwärme und insbesondere Wärmepumpen vorgesehen.
Der Umstieg von Gaskesseln auf Wärmepumpen senkt laut der Behörde die Heizkostenrechnung des durchschnittlichen EU-Haushalts um bis zu 60 Prozent und unterstützt gleichzeitig die Klimaanpassung.
Um diese Wärmewende zu beschleunigen, will die Kommission die Einführung eines Marktmechanismus für saubere Wärme prüfen. Dieser soll Anreize für einen steigenden Anteil von Wärmepumpen im Absatz der Hersteller schaffen. Zudem ist ein Aktionsplan für Kühlung und Heizung im Gespräch, um dem wachsenden Bedarf an effizienter Kühlung gerecht zu werden. Viele Wärmepumpen können auch als Kühlgerät dienen.

Status Quo verschiedener Energiekennwerte und die Ziele der EU-Kommission.

Foto: mf/Epoch Times; Daten: Cleanthinking, Bundesnetzagentur

Kommission will Strompreise senken

Im Rahmen ihres Plans spricht die Behörde auch von „der Senkung der Strompreise“. Wie diese Senkung erfolgen soll, verrät sie allerdings nicht.
Bis 2030 will sie jedoch sicherstellen, dass die Strompreise für Haushalte das 2-Fache der Gaspreise und für die Industrie das 2,5-Fache der Gaspreise nicht überschreiten. Derzeit zahlen Haushalte in der EU im Durchschnitt rund 2,64-mal so hohe Strom- wie Gaspreise. Während Gas rund 11 Cent pro Kilowattstunde (kWh) kostet, liegt der Preis für Strom bei rund 29 Cent. In Deutschland zahlen Bestandskunden im Schnitt sogar rund 38 Cent pro kWh.
Da die Behörde jedoch keine konkrete Grenze für den Strompreis nennt, lässt sich das genannte Verhältnis theoretisch auch durch einen höheren Gaspreis erreichen.
Im Rahmen ihrer Preispolitik will die Kommission zudem EU-weit die steuerlichen Unterschiede zwischen Strom und Gas beseitigen. Das soll Anreize für strombasierte Technologien wie Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge und Batterien in ganz Europa schaffen.
Als weiteren Schritt möchte die EU-Kommission die bestehenden Subventionen für fossile Brennstoffe nach 2030 schrittweise abbauen. Ebenso will sie die Mitgliedstaaten befähigen, die Netzentgelte für bestimmte Verbrauchergruppen und die Steuern für energieintensive Unternehmen zu senken.

Wie der höhere Strombedarf gedeckt werden soll

Eine Steigerung der Anzahl von E-Fahrzeugen auf den Straßen, Wärmepumpen in den Heizungskellern und Elektroheizungen in der Industrie treibt den Strombedarf massiv nach oben.
Hierzu sieht die EU-Kommission insbesondere den weiteren Zubau der Erneuerbaren vor.
Laut dem EU-Energiekommissar Dan Jørgensen sei auch die Kernenergie hierfür eine wichtige Ergänzung. In einem Gastbeitrag im „Handelsblatt“ erwähnte er , dass in Staaten mit Kernenergie die nächste Generation von Kernkraftwerken und Technologien entwickelt werden sollte. Die Kernkraft kann also bei der Dekarbonisierung helfen und dient der Versorgungssicherheit. Mehrere Staaten arbeiten aktuell an der Entwicklung Kleiner Modularer Reaktoren (SMR).
Um die Elektrifizierung voranzutreiben, betont die EU-Behörde aber auch, wie wichtig der Ausbau der Stromnetze ist. Dieser müsse beschleunigt werden. Durch die Energiewende und die Elektrifizierung der genannten Sektoren fließen deutlich höhere Ströme durch die Netze – und das nicht nur in eine, sondern teilweise in zwei Richtungen. Das erfordert eine massive Steigerung der Netzkapazitäten, sprich: Es müssen zusätzliche und dickere Leitungen verlegt werden.
„Die europäischen Stromnetze gehören zu den größten und zuverlässigsten der Welt“, teilte die Kommission mit. „Allerdings gibt es lange Wartelisten für neue Anschlüsse, und das bestehende Netz wird nicht so effizient genutzt, wie es möglich wäre.“
Dieser Herausforderung begegnet die Kommission mit dem im vergangenen Jahr vorgeschlagenen Europäischen Netzpaket. Die rasche Verabschiedung dieses Netzpakets bis Ende des Jahres wird entscheidend dafür sein, dass Europa die Elektrifizierung beschleunigen kann.

„Den Schalter umlegen“

Von der Leyen erklärte: „Von der Senkung der Strompreise bis hin zur Anpassung unseres CO₂-Marktes an die sich wandelnden globalen Gegebenheiten ist dies [der EU-Elektrifizierungsplan] auch ein Investitions- und Unabhängigkeitsplan.“
„Um den Übergang zu sauberer Energie auf Kurs zu halten, unserer Industrie Erleichterung zu verschaffen und die Dekarbonisierung zu unterstützen. Lasst uns den Schalter umlegen“, ergänzte sie.
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„Kein herkömmliches Feuer“: Brand an Stromspeicher in Bautzen


In Kürze:

  • In Bautzen hat sich bundesweit erstmalig ein Batteriecontainer entzündet.
  • Es dauerte über 30 Stunden, bis die Einsatzkräfte das Feuer löschen konnten.
  • Die Container müssen weiter überwacht werden, um auf eine mögliche Neuentzündung reagieren zu können.
  • Die Forschung hat bereits Methoden zur Senkung des Brandrisikos entwickelt.

 
In der ostsächsischen Stadt Bautzen sorgten am Dienstagnachmittag, den 21. Juli, plötzlich emporsteigende Rauchwolken für einen Ausnahmezustand. Auf dem Schliebenparkplatz entzündete sich eine Batteriespeicheranlage.
Was folgte, war ein Großeinsatz. Rund 250 Einsatzkräfte von Feuerwehr, Polizei, Technischem Hilfswerk und weiteren Rettungsdiensten waren am Ort des Geschehens. Aus Sicherheitsgründen mussten 42 Anwohner in direkter Umgebung ihre Wohnungen verlassen. Es bestand die Gefahr des Austritts giftiger Gase. Zudem gab es eine Sperrzone von 500 Metern.
Es gelang den Einsatzkräften erst in der Nacht von Mittwoch auf Donnerstag, den außergewöhnlichen Brand zu löschen, also nach über 30 Stunden. Am Donnerstagnachmittag durften die Anwohner wieder zurück in ihre Wohnungen. Luft- und Wassermessungen der Feuerwehr ließen keine Auffälligkeiten erkennen.

Brand eines Batteriespeichers am Schliebenparkplatz in Bautzen am 22. Juli 2026.

Foto: Stadt Bautzen

Warum der Brand so lange loderte

Bei einer Löschaktion ist der Feuerwehr klar, dass ein Feuer drei Dinge benötigt: Brennstoff, Sauerstoff und hohe Temperaturen. Wenn eines davon fehlt, kann kein Feuer brennen.
Ein Batteriebrand verlangt von den Einsatzkräften jedoch ein anderes Vorgehen als ein normaler Gebäudebrand. „Man kann ihn nicht löschen wie ein herkömmliches Feuer“, sagte der Oberbürgermeister Karsten Vogt. Da das Feuer in geschlossenen Containern lodert, kann die Feuerwehr das Feuer zunächst gar nicht direkt löschen. Das ist der eine Grund.
Daher hat sie anfangs die Container mit sechs Wasserwerfern abgekühlt. Dafür benötigte sie zunächst rund 3.000 Liter Wasser pro Minute, später waren es sogar 5.000 Liter pro Minute. Die Ziele der Abkühlung waren, eine weitere Erwärmung zu verhindern und eine mögliche Explosion zu vermeiden. Diese Option besteht bei brennenden Batterien.
Am späten Mittwochabend setzten sie schließlich weitere technische Geräte ein. Zunächst öffnete ein Bagger den brennenden Container. Anschließend brachte ein ferngesteuertes Löschunterstützungsfahrzeug gezielt Löschwasser hinein. Der Brandherd konnte dadurch eingedämmt und letztlich gelöscht werden.

Das Löschunterstützungsfahrzeug LUF 60 der Berufsfeuerwehr Dresden ist am 22. Juli 2026 am brennenden Batteriespeicher von Bautzen im Einsatz.

Foto: Feuerwehr Bautzen, Stadt Bautzen

Nur vier Container

Was gebrannt hat, ist kein riesiger Batteriepark mit dutzenden Containern. Die besagte Batteriespeicheranlage mit einer Leistung von 1,5 Megawatt (MW) besteht lediglich aus vier kleinen Überseecontainern. Darin befinden sich Lithium-Ionen-Akkus, die verbreitetste Form von Batteriesystemen.
Somit nimmt die Anlage in etwa so viel Platz in Anspruch wie vier nebeneinander parkende, größere Autos. Große Batterieparks haben oft eine Leistung von mehr als 100 MW. Dennoch hat diese eher kleine Batterieanlage solch einen Großeinsatz ausgelöst.
Eine Speicheranlage soll Über- und Untererzeugungen im Stromnetz ausgleichen. Wenn vor allem Solar- und Windkraftanlagen in der Region mehr Strom produzieren als gerade benötigt wird, fließt der Überschuss oder ein Teil davon in die Riesenakkus. Bei Strommangel, der oftmals abends und nachts auftritt, geben die Batterien den Strom wieder ab.

Brandursache noch unklar

Was genau den Brand ausgelöst hat, haben die Ermittler bisher nicht herausfinden können. Sie gehen jedoch von einem technischen Defekt aus. Eine Fremdeinwirkung wie Brandstiftung schließen sie aus. Dafür gebe es keinerlei Hinweise.
Am wahrscheinlichsten ist, dass ein sogenannter Thermal Runaway, also ein „thermisches Durchgehen“ aufgetreten ist. Dabei nimmt eine einzelne Speicherzelle einer Batterie durch zu hohe mechanische, thermische oder elektrische Belastung Schaden. Es entsteht eine sich selbst verstärkende Reaktion, wobei brennbare, sogenannte Venting-Gase austreten.
Zudem kommt es zu einer starken Erwärmung. Dieser Thermal Runaway ist der zweite Grund, warum ein Batteriebrand kein gewöhnlicher Brand ist, den die Feuerwehr auf normale Art löschen kann. Er produziert alle nötigen Faktoren selbst.
Nach Aussage der Stadtverwaltung von Bautzen sollte die Batterieanlage direkt nach der Löschung des Feuers aus Sicherheitsgründen nicht unbeaufsichtigt bleiben. Für weitere fünf Tage, also bis Dienstag, 28. Juli, soll eine Überwachung stattfinden. So soll schnell reagiert werden können, falls sich die Anlage erneut entzünden sollte.

Kann so etwas öfter passieren?

Wie der MDR unter Berufung auf die Feuerwehr berichtet, war der Speicherbrand in Bautzen der erste Stromspeicherbrand hierzulande in dieser Größenordnung. Dabei hängen in der Bundesrepublik bereits Großspeicher mit insgesamt mehr als 3.800 MW am Netz. Addiert man die Gewerbe- und Heimspeicher noch hinzu, beläuft sich die gesamtdeutsche Speicherleistung auf 19.600 MW.
Die Bundesregierung hat kein konkretes Ausbauziel genannt, befürwortet jedoch den Speicherzubau. Der Bundesverband Solarwirtschaft fordert hingegen, dass die Speicherkapazität von aktuell 30,2 Gigawattstunden (GWh) bis zum Jahr 2030 auf 100 GWh ansteigen soll. Mit dem fortschreitenden Ausbau der Stromspeicherleistungen und -kapazitäten sind häufiger werdende Brände dieser Art nicht auszuschließen.
Bundesverband Solarwirtschaft Ausbauziel Batteriepark Bautzen

Der Bundesverband Solarwirtschaft fordert ein verbindliches Ausbauziel bis 2030.

Bei Heimspeichern in Deutschland kam es in den vergangenen Jahren hingegen schon mehrfach zu Bränden. Zwischen 2022 und 2024 entzündeten sich Speicher des Herstellers Senec in mehreren Kellern von Wohnhäusern an verschiedenen Standorten. Doch auch Speicher von LG, Marstec oder Zendure sollen sich schon entzündet haben oder explodiert sein.
Das Portal pvsafety.de listet zahlreiche Störereignisse von Heimspeichern auf. Der erste Brand in Deutschland trat demnach im Jahr 2013 auf. Danach folgten mindestens ein paar Dutzend weitere Brand- oder Explosionsvorfälle. In Anbetracht der Tatsache, dass es hierzulande inzwischen mehr als 2,5 Millionen Heimspeicher gibt, ist die Zahl der Vorfälle aber noch niedrig.
Wenn die Speicher explodieren, können sie das Gebäude massiv beschädigen. Im Februar 2025 hat ein explodierter Heimspeicher in Schönberg bei Hamburg fast eine komplette Hauswand weggesprengt.

Wie lässt sich so ein Brand verhindern?

Um die Wahrscheinlichkeit solcher Brände künftig weiter zu reduzieren, haben Forscher das Projekt SUVEREN2use erschaffen. Seit Ende 2025 führen sie Brandversuche in einem realistischen Szenario durch, um neue Erkenntnisse in der Brandbekämpfung und -prävention zu gewinnen.
Hierbei haben sie bereits verschiedene Methoden entwickelt. Eine davon ist der Einsatz von Gasdetektoren in den Containern. Sie sollen austretende Venting-Gase erkennen und Alarm schlagen, bevor der Thermal Runaway eintrit, sich die Zellen erhitzen und die Gase entzünden.
Eine sinnvolle Ergänzung dazu seien Hochdruck-Wassernebel-Anlagen im Container. Wenn ein Gasdetektor anschlägt, können sich diese aktivieren und die Zellen ihrerseits kühlen.
Zusätzlich bestünde die Möglichkeit, Speicher mit Metallbarrieren in einzelne Brandabschnitte aufzuteilen. Das hätte den Effekt, dass ein entstehender Brand eine viel geringere Ausbreitungsmöglichkeit hätte.
In Deutschland fehlen jedoch bisher einheitliche, bundesweite Brandschutzrichtlinien für Großspeicher. Die Anforderungen der Behörden variieren je nach Anlage und Region. Oftmals genügt ein einfacher Brandschutznachweis oder ein projektspezifisches Brandschutzkonzept. Der Speicherbrand in Bautzen könnte diesbezüglich die Aufmerksamkeit und Anforderungen erhöhen.
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Reiche plant Kürzung der Pacht – zum Ärger für Landwirte


In Kürze:

  • Der Bund plant einen Pachtpreisdeckel für Windkraftanlagen.
  • Das Ziel ist die Reduzierung von EEG-Förderkosten.
  • Mehrere Verbände kritisieren die Pläne, weil sie einen Nachteil für Landwirte darstellen.
  • Nach einer neuen Anpassung des Entwurfs soll aber der Zuschlag für Agri-PV bleiben.

 
Das Bundeswirtschaftsministerium unter Katherina Reiche (CDU) will einen Pachtpreisdeckel für Windkraftanlagen einführen. Das trifft besonders Landwirte, die ihre Agrar- und Forstflächen Windradbetreibern zur Verfügung stellen.
Laut dem aktuellen Entwurf zum Erneuerbare-Energien-Gesetz, kurz EEG-Entwurf, des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie sollen diese künftig deutlich weniger Pachterlöse bekommen.
Der „Entwurf eines Gesetzes für einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor“ soll am 1. Januar 2027 in Kraft treten. Zuvor muss er noch durch das Bundeskabinett gehen, was am 29. Juli geschehen soll. Daraufhin müssen Bundestag und Bundesrat die Gesetzesreform beschließen. Aktuell liegt er den Ländern und Verbänden zur Anhörung vor.

Was will der Bund damit erreichen?

Nach Paragraf 36d dürfen die Pachterträge dann nur noch höchstens 2,5 Prozent des Produkts aus dem jährlichen erzielbaren Standortertrag der Anlage und dem anzulegenden Wert betragen. Momentan sind hier Werte zwischen 7 und 12 Prozent üblich. Die Änderung entspricht somit einer Reduzierung um bis zu 80 Prozent. Die derzeit überdurchschnittlich vergütete Verpachtung von Flächen an Windradbetreiber wird somit für den Landwirt deutlich weniger lukrativ. Pachten für andere Zwecke sind davon nicht betroffen.
Das Ministerium will mit dieser Maßnahme Kosten reduzieren. „Die Pachtkosten bieten erhebliches Potenzial zur Reduktion der EEG-Förderkosten bei der Windenergienutzung an Land und damit zur Entlastung des Bundeshaushalts“, heißt es im Entwurf. „Im Koalitionsvertrag wurde daher vereinbart, die zulässige Höhe der Flächenpachten für im EEG geförderte, ausschreibungspflichtige Windenergieanlagen an Land zu begrenzen.“
Welchen Anteil Pachten an den EEG-Vergütungen letztlich haben, bleibt offen. Fakt ist, der Bund zahlt jedes Jahr Milliarden aus Steuergeldern in das EEG-Konto ein, um dieses zu stabilisieren. Aus diesem Konto fließen unter anderem die Gelder, um Betreibern von Erneuerbare-Energie-Anlagen die gesetzliche Einspeisevergütung pro eingespeister Kilowattstunde zu vergüten. Im vergangenen Jahr lagen die Kosten für den Bund bei knapp 16,5 Milliarden Euro. Im ersten Halbjahr 2026 waren es gut 7,5 Milliarden Euro.

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU).

Foto: Michael Kappeler/dpa

Kritik von Verbänden

Über die Pläne der Bundesregierung sind mehrere Verbände alles andere als erfreut. Laut dem Portal „Agrar Heute“ kritisieren die Forstverbände AGDW und Familienbetriebe Land und Forst den Ansatz, den Strompreis reduzieren zu wollen. Sie wiesen darauf hin, dass sich dieser hauptsächlich am Strommarkt bilde.
AGDW-Präsident Andreas Bitter teilte hierzu mit: „Es wäre wirtschafts- und gesellschaftspolitisch töricht, solche Entwicklungen auszubremsen.“ Aus der Sicht des Deutschen Bauernverbands bedeute die Reform eine neue Hürde, um hier Investitionen zu tätigen. Demnach fordern diese Verbände die Streichung des geplanten Pachtdeckels. Zu ergänzen ist, mit Flächen für Solaranlagen und Windrädern ließen sich in der Vergangenheit erheblich höhere Pachten erzielen als für landwirtschaftliche Nutzung. Derart bebaute Flächen stehen jedoch mittelfristig nicht mehr für die ursprüngliche Nutzung zur Verfügung.

Zuschlag für Agri-PV bleibt

Das Ministerium hatte mit der EEG-Reform zunächst geplant, den Sonderzuschlag für das sogenannte Agri-PV um 0,5 Cent pro Kilowattstunde zu kürzen. Da dieser selbst nur 0,5 Cent beträgt, ist damit eine Streichung gemeint. Bei Agri-PV handelt es sich um Photovoltaik(PV)-Anlagen über landwirtschaftlich genutzten Flächen.
Der Sonderzuschlag soll nach einer erneuten Änderung erhalten bleiben. Der Anlagenbetreiber erhält ihn für hochaufgeständerte Anlagen mit einer Höhe von mindestens 2,10 Meter oder 0,80 Meter bei senkrechter Ausrichtung.
Ebenso muss der Betreiber nachweisen, dass die Fläche unter dem erhöhten Modulfeld tatsächlich landwirtschaftlich betrieben wird. Ist dies nicht der Fall, gleicht die Anlage einer einfachen Freiflächenanlage und erhält keinen Zuschlag.
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Evonik-Chef Kullmann über Energiewende: „1.000 Milliarden Euro gekostet – und nichts gebracht“


In Kürze:

  • Evonik-CEO Christian Kullmann kritisiert die Energiewende als teuer und wirtschaftlich schädlich und fordert einen späteren Kohleausstieg in Nordrhein-Westfalen.
  • Das Fachmagazin „Cleanthinking“ widerspricht und verweist auf Fortschritte bei Versorgungssicherheit, erneuerbaren Energien und geringerer Importabhängigkeit.
  • Im Mittelpunkt der Debatte stehen die Zukunft des Emissionshandels, die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie und die Folgen der Energiewende für Unternehmen und Verbraucher.

Zwischen Evonik-CEO Christian Kullmann und Martin Jendrischik, dem Herausgeber des Magazins für erneuerbare Energien, „Cleanthinking“, ist eine Kontroverse entbrannt. Anlass sind Aussagen Kullmanns in einem Interview mit der „Rheinischen Post“ (RP). In diesem hat er sich kritisch über die Bilanz der Energiewende geäußert und eine Verschiebung des Kohleausstiegs in NRW gefordert.

Evonik-Chef fordert Ende der „Greta-Hörigkeit“

Kullmann sprach gegenüber der RP von einer Energiewende, die „1.000 Milliarden Euro gekostet – und nichts gebracht“ habe. Die Nutzung der Braunkohle im einwohnerstärksten Bundesland werde „mindestens bis 2033“ erforderlich sein, so der Manager des Chemieunternehmens – voraussichtlich sogar noch länger.
Im schwarz-grünen Koalitionsvertrag ist ein Ausstieg bis 2030 vorgesehen, was deutlich vor 2038 als Bundesvorgabe liegt. Ministerpräsident Hendrik Wüst hatte jedoch stets einen Vorbehalt geäußert: Ein vorzeitiger Ausstieg sei nur dann gesichert, wenn rechtzeitig neue wasserstofffähige Gaskraftwerke und andere sichere Optionen für den Backup-Betrieb bereitgestellt würden.
Kullmann forderte auch ein Ende der „Greta-Hörigkeit“ der Politik und eine Verschiebung des Klimaneutralitätsziels von 2045 auf 2050. Der Manager kritisierte eine „Netzinfrastruktur wie in Albanien“, die Deutschland aufweise. Der deutsche Anteil an den globalen CO₂-Emissionen betrage gerade mal 1,6 Prozent. Deshalb sei es für das Weltklima „unerheblich, wann wir klimaneutral werden“. Für das Überleben der deutschen Chemie sei es das aber nicht.

Kullmann hadert mit Kosten, Bürokratie und Energiewende

Der Evonik-CEO hatte bereits im Oktober des Vorjahres eine „Radikalreform“ des europäischen Emissionshandels (ETS) gefordert. Der CO₂-Preis zerstöre die Wettbewerbsfähigkeit der Unternehmen, insbesondere in den energieintensiven Branchen. Im Juni hatte Kullmann beim „Werkstattgespräch“ der CDU zur Industrie- und Klimapolitik zudem auch die Belastungen durch Verpflichtungen der Taxonomie kritisiert. Dies ist das Klassifikationssystem der Europäischen Union, das festlegt, welche wirtschaftlichen Aktivitäten als ökologisch nachhaltig gelten. Kullmann soll dazu laut dem Geschäftsführer der Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft, Thorsten Alsleben , folgendes gesagt haben:
„Ein elementarer Nachteil bei uns sind die Kosten für Energie. Zusätzlich haben wir irre Belastungen durch Taxonomie, durch reine Bürokratie, die kein Gramm CO₂ spart. Ich beschäftige einige Hundert Mitarbeiter nur für diese Bürokratie.“
Der Chemiekonzern wird eigenen Angaben zufolge von 2027 bis 2029 etwa 3.200 Arbeitsplätze einsparen. Zudem solle das Polyestergeschäft des Konzerns in Deutschland enden. Der Standort Witten wird voraussichtlich schließen.
In seinem Magazin „Cleanthinking“ übt Martin Jendrischik deutliche Kritik an den Aussagen des Chemiemanagers. Diesem wirft er eine einseitige und verkürzte Darstellung vor und spricht von den bisherigen Kosten der Energiewende als „Investition in ein unabhängiges Energiesystem“. Auf 25 Jahre hochgerechnet kosteten Importe fossiler Energieträger Deutschland das Doppelte, so „Cleanthinking“. Pro Jahr seien es derzeit 81 Milliarden Euro.

„Cleanthinking“ sieht deutsches Stromnetz als stabil

Jendrischik tritt auch der Einschätzung entgegen, die Energiewende habe „nichts gebracht“. Im ersten Halbjahr 2026 hätten die Erneuerbaren 58 Prozent des Stromverbrauchs gedeckt. Deutschland habe mit einem durchschnittlichen Ausfall von 11,7 Minuten pro Kunde im Jahr 2024 eines der stabilsten Stromnetze. In den USA seien es im Schnitt 78 Minuten pro Jahr. In Europa sei die Versorgung nur in der Schweiz zuverlässiger.
Speziell die Importabhängigkeit von Russland sei durch die Energiewende in kürzester Zeit von 35 auf 0,1 Prozent gesunken, schrieb „Cleanthinking“ weiter. Mitte 2026 gebe es außerdem dem Bundesverband der Solarwirtschaft zufolge eine installierte Batteriespeicherkapazität von rund 28 Gigawattstunden.
Der Kohleausstieg 2030, so heißt es weiter, sei im Rheinischen Revier gesetzlich verankert, eine Reserveoption gebe es bis 2033 für einzelne Blöcke. Eine Verschiebung bisheriger Wegmarken entwerte bereits getätigte Investitionen. Das ETS sei zudem ein „marktwirtschaftliches Instrument“, das Innovation belohne. Andere Länder wie China, Südkorea oder Kalifornien verwenden ebenfalls ein Emissionshandelssystem.

Zentrale Fragen zur Energiewende bleiben offen

Befürworter sehen den ETS als „marktwirtschaftlich“, weil ein Gut, nämlich CO₂-Zertifikate, wie auf einem Markt gehandelt werden soll. Kritiker hingegen betrachten ihn als Gebühr – denn für die Zertifikate existiere nur deshalb eine Nachfrage, weil die Politik diese vorschreibe.
„Cleanthinking“ verweist auf Beispiele wie Salzgitter, das ab 2026 grünen Stahl für die Autoindustrie produziere, und Covestro. Dessen Chef Markus Steilemann habe dem ETS einen „Bombenjob“ attestiert. Covestro wird Milliarden Euro in neue Standorte investieren – allerdings in China und den Vereinigten Arabischen Emiraten, weil Europa zu teuer ist.
Jendrischik unterscheidet in seiner Analyse zwischen dem kurzfristigen, quartalsorientierten Denken von Managern und dem langfristigen von Unternehmern. Allerdings lässt auch er Antworten auf Fragen offen, die Unternehmen und Verbraucher im Kontext der Energiewende gleichermaßen beschäftigen. Eine davon lautet, wie energieintensive Branchen kurzfristig auf die Kostennachteile im globalen Wettbewerb reagieren sollen. Eine andere ist, wann der Verbraucher durch die Energiewende nicht nur mit stabileren, sondern auch mit niedrigeren Energiepreisen rechnen könne.
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Netz am Limit: Kein Anschluss für neue E-Lkw-Ladesäulen


In Kürze:

  • Ein Tankstellenbetreiber im baden-württembergischen Lahr möchte neue Ladesäulen für E-Lkw einrichten.
  • Obwohl ausreichend Netzinfrastruktur vorhanden ist, vergibt der Energieversorger keine Genehmigung für einen Anschluss.
  • Laut dem Energieversorger kann der Netzausbau mit den zunehmenden Anschlussbegehren nicht mithalten.

 
Baden-Württemberg möchte die Verkehrswende voranbringen. Das süddeutsche Bundesland benötigt dafür nach eigener Berechnung bis 2035 mehr als 13.800 öffentliche Ladepunkte für E-Lkw. Im Februar dieses Jahres gab es erst 50 dieser Ladepunkte. Bis zum anvisierten Ziel ist es also noch ein langer Weg.

Keine Genehmigung für weitere Ladepunkte

Umso verwunderlicher ist nun der Fall des Unternehmers Niklas Günther. An seiner Tankstelle in Lahr im Ortenaukreis versucht er den Ausbau seiner E-Ladesäulen umzusetzen. Das Gelände dafür besitzt er bereits. Erfahrung hat er ebenfalls: Er betreibt bereits sieben E-Auto-Ladepunkte. Nun sollen noch zehn bis 15 leistungsstarke Ladesäulen für E-Lkw dazukommen.
Im vergangenen Jahr beantragte Günther den entsprechenden Netzanschluss beim zuständigen Elektrizitätswerk, kurz E-Werk, Mittelbaden. Die geplante Ladekapazität der E-Lkw-Ladepunkte belief sich auf 8 Megawatt.
Anschließend erhielt Günther jedoch eine Absage. Zwei weitere Anträge mit jeweils geringeren Kapazitäten lehnte der Energieversorger ebenfalls ab, ein vierter Antrag ist noch unbeantwortet.

Genügend Netzinfrastruktur vorhanden?

Dabei ist ausreichend Netzinfrastruktur in der näheren Umgebung von Günthers Tankstelle vorhanden. Direkt neben seiner Tankstelle befindet sich eine Trafostation, die den Strom vom nahegelegenen Mittelspannungsnetz mit 20 Kilovolt (kV) in 400 Volt umwandelt.
Knapp 2 Kilometer (km) westlich befinden sich drei Hochspannungsleitungen und knapp 4 km entfernt sogar eine Höchstspannungsleitung mit 380 kV.
Ebenfalls in lokaler Umgebung in östlicher Richtung befinden sich ein Ölkraftwerk sowie zwei Blockheizkraftwerke. Zudem gibt es in der Region bereits zahlreiche Solaranlagen, die tagsüber bei guten Wetterbedingungen Strom erzeugen.

Nachfrage vorhanden

Das E-Werk Mittelbaden hat Günther inzwischen den Hauptgrund für die wiederholten Absagen genannt: ein Netzengpass in der Region. Anders ausgedrückt ist das Stromnetz bisher nicht bereit für diese zusätzlichen Ströme, die an seiner Tankstelle E-Lkw aufladen sollen. Eine Überlastung wäre zu Hochlastzeiten möglich.
Dabei wäre eine solche Ladestation für viele Lkw-Fahrer praktisch, da Günthers Tankstelle nur rund 1 km von der Autobahnabfahrt Lahr an der A5 entfernt liegt. Die Nachfrage nach weiteren E-Lkw-Ladepunkten ist zudem vorhanden. Angesichts der inzwischen teils deutlich gestiegenen Dieselpreise überlegen einige Spediteure, auf elektrisch betriebene Transportfahrzeuge umzusteigen. Diese Rückmeldung erhielt Günther auch von seinen Kunden.
Kurz nach Beginn des Irankrieges Ende Februar 2026 kletterte der Preis für einen Liter Diesel von rund 1,60 Euro auf über 2 Euro. In Spitzenzeiten waren es fast 2,50 Euro – eine spürbare Mehrbelastung für die Unternehmen, die am Ende die Verbraucher tragen müssen.

Energieversorger warnte schon im April

Abgesehen von wettbewerbsfähigen Preisen ist für den erfolgreichen Umstieg auf E-Antriebe der Ausbau der Ladeinfrastruktur zwingend erforderlich, damit die Fahrzeuge auf ihren Routen ausreichend Lademöglichkeiten vorfinden.
Über den aktuellen Netzengpass hat das E-Werk Mittelbad ausreichend Lademöglichkeitenen bereits im April dieses Jahres informiert. Der Versorger verwies auf die durch die Energie- und Verkehrswende wachsende Zahl an Netzakteuren, die Strom aus dem Netz beziehen oder selbst einspeisen. Hierzu zählen unter anderem Betreiber von Photovoltaik- und Windkraftanlagen sowie von Biogas- oder Blockheizkraftwerken.
„Der Netzausbau ist ein mehrjähriger Prozess, der Planungs-, Genehmigungs- und Bauzeiten umfasst“, schrieb das E-Werk Mittelbaden. „Daher kommt es zum Engpass im Stromnetz, der sich deutschlandweit abzeichnet.“ Davon seien auch die Region Mittelbaden mit den Ballungsgebieten Hausach, Kehl, Lahr und Offenburg betroffen. Der Versorger sieht die Netzbetreiber aller Spannungsebenen angesichts der seit 2024 sprunghaft gestiegenen Elektrifizierung in allen Lebensbereichen vor enormen Herausforderungen. Auch im Ortenaukreis sei die Anzahl der Netzanschlussanfragen stark angestiegen.
„Die Auswirkungen für das Netz bedeuten, dass das derzeitige Tempo des Netzausbaus mit der ansteigenden Dynamik der Netzanschlussbegehren nicht mithalten kann“, so das E-Werk Mittelbaden im April.
Weiter hieß es: „Bei energieintensiven Betrieben oder Anlagen wie beispielsweise Großbatteriespeicher oder Schnellladeparks können keine zusätzlichen Leistungen mehr im Ortenaukreis bereitgestellt werden.“
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Mehr Strom: EU will Länder schneller elektrifizieren


In Kürze:

  • Die EU-Kommission will den Anteil an Strom beim gesamten Endenergieverbrauch deutlich erhöhen.
  • In den nächsten 4 Jahren soll dieser von 23 auf 32 Prozent ansteigen.
  • Die EU plant, ihren Elektrifizierungsplan voraussichtlich in den nächsten Tagen vorzustellen.
  • Der EU-Energiekommissar spricht von einer Elektrifizierungsrevolution und fordert unter anderem mehr Wind- und Solarparks.

 
Die EU-Kommission strebt in den Mitgliedsländern in allen verschiedenen Sektoren eine Erhöhung des Anteils von Strom aus „erneuerbaren“ Energiequellen an. Damit soll sichergestellt werden, dass die EU ihre Klima- und Energieziele erreicht.
Der Fortschritt ist aktuell jedoch langsam. Im vergangenen Jahr stammten 47,3 Prozent des in der Europäischen Union erzeugten Stroms von den Erneuerbaren. Dies entspricht nur einem minimalen Anstieg gegenüber 2024, wo der Anteil bei 47,2 Prozent lag. Zu den Erneuerbaren zählen vor allem die Windkraft und die Solarenergie, aber auch Wasserkraft, Biomasse und Geothermie.

Von 23 auf 32 Prozent in vier Jahren?

Beim Endenergieverbrauch, also der gesamten Energie, die private Haushalte, Industrie und Gewerbe sowie Verkehr für Heizung, Strom oder Kraftstoffe beziehen, dominieren weiterhin fossile Brennstoffe. Hier beträgt die Verstromung insgesamt 23 Prozent.
Statt mit Strom in Form von Elektrofahrzeugen fahren die meisten Fahrzeuge in der EU noch mit Benzin oder Diesel. Bei der Wärmeerzeugung dominieren im Bestand weiterhin Gas- und Ölheizungen. Auch im Stromerzeugungssektor selbst füllen die fossilen Quellen die Lücken, wenn die wetterabhängigen Stromquellen Windkraft und Solar zu wenig Energie bereitstellen.
Milliarden-Misere durch Erneuerbare: So teuer war die EEG-Vergütungen für den Steuerzahler

Windkraft und Photovoltaik spielen beim EU-Elektrifizierungsplan weiterhin eine wichtige Rolle.

Foto: lovelyday12/iStock

Schon bis 2030 plant die EU diesen Verstromungsanteil auf 32 Prozent zu erhöhen. Das will die EU vor allem mit dem Deal für eine saubere Industrie und dem Aktionsplan für erschwingliche Energie erreichen. Ersterer hat zum Ziel die Industrie der EU auf möglichst saubere Energien umzustellen und zu dekarbonisieren sowie ihre Wettbewerbsfähigkeit zu erhöhen. Der Aktionsplan für erschwingliche Energie dient als Ergänzung und soll die Energiewende beschleunigen und die Energiepreise senken.

Neue internationale Plattform gegründet

Die EU-Kommission hat zusammen mit nicht-europäischen Staaten, der Internationalen Energieagentur und der Internationalen Agentur für erneuerbare Energien am 23. Juni 2026 die weltweite Initiative „Electrify Now“ gestartet.
Dabei handelt es sich um eine globale Plattform mit dem Ziel, die Elektrifizierung an die Spitze der internationalen Agenda zu bringen. Das tangiert die Klimafrage, aber ebenso die Energiesicherheit, die Wettbewerbsstrategie und die wirtschaftlichen Potenziale.
Das Ziel der teilnehmenden Staaten ist die Erhöhung der Elektrifizierung auf 35 Prozent des Endenergiebedarfs bis zum Jahr 2035. Dabei stellt sich die Frage, inwiefern eine höhere Elektrifizierung den Bedarf an fossilen Energiequellen tatsächlich reduzieren kann. Denn ein höherer Strombedarf kann eine höhere Verstromungsintensität von Kohle und Erdgas bedeuten, sofern die Erneuerbaren nicht in höherem Maß zulegen.

Wie kann die Umsetzung aussehen?

Die EU plant, ihren Elektrifizierungsplan voraussichtlich in den nächsten Tagen vorzustellen. Wie genau die Umsetzung aussieht, soll wohl dann ersichtlicher werden.
In der Praxis bedeutet der EU-Elektrifizierungsplan die Ausweitung von Wärmepumpen und E-Fahrzeugen. Zwar sind ihre Absatzzahlen inzwischen auf konkurrenzfähigem Niveau mit fossilen Varianten, im Gesamtbestand spielen sie allerdings noch eine Nebenrolle.
Im Weiteren ist für die EU-Kommission auch das Preisverhältnis zwischen Strom und Gas ein Thema. Aktuell ist die Stromsteuer pro Kilowattstunde (kWh) in den meisten EU-Mitgliedsländern höher als die Gassteuer. So auch in Deutschland: Beim Gas beträgt die Energiesteuer oder Gassteuer 0,55 Cent pro kWh, die Stromsteuer liegt hingegen bei 2,05 Cent, also rund dem 3,7-Fachen.
Unklar ist zudem, in welchem Bereich sich der Stromanteil bis 2040 befinden soll.

EU-Energiekommissar spricht von Elektrifizierungsrevolution

„Es ist an der Zeit, dass Europa seinen Kurs ändert“, schrieb EU-Energiekommissar Dan Jørgensen in einem Gastbeitrag im „Handelsblatt“. „Wenn es eine Lehre aus der derzeitigen Krise zu ziehen gibt, dann die, dass Europa ohne Energieunabhängigkeit nicht wirklich unabhängig sein kann.“ Damit meinte er die durch den Irankrieg und die damit verbundene Sperrung der Straße von Hormus gestiegenen Energiepreise.
Einen entscheidenden Anteil auf dem Weg zu einer Energieunabhängigkeit sprach er der europäischen Bevölkerung zu. Durch ihre Entscheidung zu einem E-Auto oder einer Wärmepumpe sinke der direkte Bedarf an fossilen Brennstoffen.
„In ganz Europa sehen wir die ersten Anzeichen einer Elektrifizierungsrevolution“, sagte er. Dabei verwies er darauf, dass im ersten Quartal 2026 EU-weit mehr als 500.000 Elektroautos zugelassen wurden. Im selben Zeitraum lag allein in Frankreich, Deutschland und Polen der Absatz von Wärmepumpen bei über 400.000.
Als konkrete Schritte fordert er den Bau weiterer Wind- und Solarparks und in Ländern mit Kernenergie die Entwicklung der nächsten Generation von Kernkraftwerken. Darüber hinaus müsste es laut dem Energiekommissar Investitionen für den Ausbau der Stromnetze sowie Stromspeichersysteme geben.
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Bundestag debattiert über Zukunft der deutschen Autoindustrie


In Kürze:

  • Der Bundestag debattiert auf Antrag von CDU/CSU und SPD über die Zukunft der deutschen Autoindustrie.
  • Die Bundesregierung sieht hohe Standortkosten als zentrales Problem und fordert mehr Technologieoffenheit.
  • Die Opposition streitet über die Ursachen der Krise – von Energiewende bis Transformation zur Elektromobilität.
  • Einigkeit besteht darin, dass die Branche vor tiefgreifenden wirtschaftlichen Herausforderungen steht.

 
Am Donnerstag, 9. Juli, hat der Bundestag in einer Aktuellen Stunde über die Situation der deutschen Autoindustrie debattiert. Die Koalitionsfraktionen CDU/CSU und SPD hatten diese beantragt. Das Thema lautete „Zukunft deutscher Automobilindustrie gestalten – erfolgreiche Reformschritte für Wettbewerbsfähigkeit, Beschäftigung und Innovation“ und die Parlamentarische Staatssekretärin im Bundeswirtschaftsministerium, Gitta Connemann (CDU), eröffnete die Aussprache.

Autoindustrie investiert dreistellige Milliardensummen in Forschung und Standorte

Connemann machte deutlich, dass Deutschland ein „Autoland“ sei. Die Branche sichere Arbeitsplätze und sei ungebrochen innovationsstark. Deutsche Autokonzerne und Zulieferer hätten eine immense Zahl an Patentanmeldungen zu verzeichnen.
Bis 2029 werde die Autoindustrie weltweit etwa 320 Milliarden Euro in die Forschung und Entwicklung investieren und weitere 220 Milliarden in neue Werke und moderne Produktion. Deutschland sei bei der Elektromobilität inzwischen der weltweit zweitgrößte Standort.
Allerdings drohten viele der Investitionen ins Ausland abzuwandern. Hohe Energiepreise, Steuern, Abgaben und Bürokratie belasteten den Standort. Die Krise der Automobilindustrie sei deshalb vorwiegend eine Standortkrise. Angesichts drohender Werksschließungen gehe es nicht nur um die Unternehmen selbst, sondern auch um die Schicksale vieler Beschäftigter und ihrer Familien.
Connemann, die auch Vorsitzende der Mittelstandsvereinigung der CDU ist, forderte vor diesem Hintergrund einen politischen Kurswechsel. Deutschland brauche offene Märkte – auch, wenn China inzwischen der weltweit größte Automarkt sei und Fahrzeuge teilweise unter Dumpingbedingungen exportiere. Unternehmen müssten ihre Kosten senken, zugleich müsse der Staat seine „Hausaufgaben“ erledigen.

Gitta Connemann (CDU), Parlamentarische Staatssekretärin im Bundeswirtschaftsministerium. (Archiv)

Foto: via dts Nachrichtenagentur

AfD: Energiewende ist „Standortpolitik für China“

Der von der Bundesregierung beschlossene Abbau von Berichts- und Dokumentationspflichten sei ein Schritt in die richtige Richtung, betonte die Staatssekretärin weiter. Zudem müsse die deutsche Bundesregierung auch auf EU-Ebene die Technologieoffenheit gegen ideologische Vorgaben verteidigen. Ein striktes Verbrennerverbot sei deshalb abzulehnen. Der Plug-in-Hybrid müsse eine Zukunft haben.
Die Mittelstandspolitikerin bezeichnete den Industriestrompreis und die Strompreiskompensation als richtige Schritte. Auch neue Gaskraftwerke und der Ausbau der Stromnetze müssten dafür sorgen, dass die Autoindustrie auf ausreichende und günstige Energie zählen könne.
Für die AfD erklärte Raimond Scheirich, der Stellenabbau bei VW und Insolvenzen zahlreicher Zulieferer seien Folgen einer nachteiligen Wettbewerbssituation, mit der die Branche zu kämpfen habe. Warnungen habe man lange ignoriert.
Scheirich machte die Mobilitätswende und die Energiewende für die Schwächung des Standorts verantwortlich. Diese seien eine „Standortpolitik für China“.
Der Fokus auf die E-Mobilität schaffe eine neue Abhängigkeit – von Seltenen Erden. Der AfD-Politiker forderte eine „180-Grad-Wende“, ein Ende der Energiewende sowie die Abschaffung der EU-Flottenregulierung, welche vorschreibt, wie viel CO₂, die von einem Autokonzern verkauften Pkw ausstoßen dürfen.

SPD für „maßvolle“ Anpassung der EU-Flottenregeln – Grüne: „Verbrenner hat keine Bedeutung mehr“

Der SPD-Abgeordnete Sebastian Roloff verwies auf aktuelle Herausforderungen wie Gewinnwarnungen bei BMW, Krisengespräche bei Volkswagen, die Absatzschwäche in China und Belastungen durch US-Zölle.
Er betonte, es seien hohe Investitionen erforderlich, um die Wettbewerbsfähigkeit zu sichern. Roloff hob Maßnahmen der Bundesregierung hervor, die der deutschen Autoindustrie Luft verschaffen sollten.
Dazu gehörten ein steuerliches Investitionssofortprogramm vom Sommer 2025, genannt Wachstumsbooster, die neuen Kaufanreize für E-Autos sowie die Mautbefreiung für E-Lkw. Auf EU-Ebene sprach sich Roloff für maßvolle Anpassungen der CO₂-Flottenregeln und der ab 2035 geltenden EU-Vorgaben aus, ab wann nur noch emissionsfreie Neuwagen erlaubt sind. Neben der Politik seien aber auch die Unternehmensleitungen gefordert, nicht an Zukunftsinvestitionen zu sparen, betonte der SPD-Politiker. Standortreformen seien auch ohne Entlassungen möglich.
Sandra Detzer von Bündnis 90/Die Grünen warb für eine „sachliche Analyse der Herausforderungen“. Die langjährigen Exporterfolge deutscher Autobauer in China hätten bestehende Schwächen der Autoindustrie verdeckt. Das Auto bleibe ein „Kulturgut“, es müssten jedoch die „Fahrzeuge der Zukunft“ in Deutschland entwickelt und produziert werden.
Dunkle Wolken über Wolfsburg: Der VW-Konzen hat 2025 einen drastischen Gewinneinbruch erlitten.

Dunkle Wolken über Wolfsburg. Der VW-Konzen hat 2025 einen drastischen Gewinneinbruch erlitten.

Foto: Julian Stratenschulte/dpa

Linke für Ausbau der Landesbeteiligung an VW

Detzer wies dabei die Darstellung zurück, der Verbrennermotor werde weiterhin eine Rolle spielen. Der elektrische Antrieb sei der „Megatrend“. Dies belegten auch die deutlich gestiegenen Verkaufszahlen von Elektrofahrzeugen in Deutschland und Europa insgesamt. Es sei jetzt an der Zeit, den Ausbau der Ladeinfrastruktur zu forcieren. Außerdem sei es erforderlich, Förderprogramme für in Europa produzierte Fahrzeuge sowie einen wirksamen Handelsschutz auf EU-Ebene zu gewährleisten.
Für die Linksfraktion sprach der frühere VW-Mitarbeiter Cem Ince. Er betonte, die Beschäftigten der Automobilindustrie hätten bereits nach dem Dieselskandal und dem Chipmangel erhebliche Lasten für Managementfehler getragen. Nun seien sie erneut mit der Gefahr von Werksschließungen und dem Abbau von rund 100.000 Arbeitsplätzen bei Volkswagen konfrontiert.
Die Unternehmensführung habe versagt, während die Konzerne weiterhin Gewinne erwirtschafteten, so Ince. Deshalb sprach sich der Linkspolitiker gegen Änderungen am VW-Gesetz aus und regte notfalls einen Ausbau der Beteiligung des Landes Niedersachsen an. Öffentliche Fördergelder müssten zudem künftig stärker an Beschäftigungs- und Standortgarantien geknüpft werden.

Union will Technologieoffenheit für Autoindustrie bewahren

Tilman Kuban von der Unionsfraktion betonte die lange Tradition des deutschen Automobilbaus. Er kündigte an, die Koalition werde alles dafür tun, dass Deutschland auch künftig ein führender Automobilstandort bleibe. Angesichts nachlassender Exportmärkte müsse man neue Absatzmärkte erschließen und die Produktionskosten senken. Zugleich sei es nötig, den europäischen Automarkt wieder zu stärken und Regulierungen zurückzufahren.
Elektromobilität werde eine wichtige Rolle spielen, so der Unionspolitiker, dürfe jedoch nicht politisch erzwungen werden. Stattdessen plädierte Kuban für einen technologieoffenen Antriebsmix.
Da Verbrennermodelle weiterhin höhere Gewinnmargen erzielten, müssten unterschiedliche Antriebstechnologien parallel bestehen können. Entscheidend sei ein gemeinsames Vorgehen von Unternehmen und Gewerkschaften.
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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.

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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.

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„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.