Tag: Erneuerbare Energien

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Solarstrom auf Rekordniveau, doch abends droht die Versorgungslücke

Extremes Niedrigwasser auf dem Rhein: An der Festung Pfalzgrafenstein ist der Grund des Flusses sichtbar - Foto: Boris Roessler/dpa

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.
Mehr dazu
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.
Mehr dazu
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.
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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

Extremes Niedrigwasser auf dem Rhein: An der Festung Pfalzgrafenstein ist der Grund des Flusses sichtbar - Foto: Boris Roessler/dpa

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.
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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.
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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.
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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

Die EEG-Reform kann für Landwirte, die ihre Flächen bereits für Windkraftanlagen verpachten oder dies vorhaben, weitreichende Konsequenzen haben. - Foto: Jean-Francois Monier/AFP via Getty Images

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.
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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.
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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.
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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“.
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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.
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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.“
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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.
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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.
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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.
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Ein Mitarbeiter montiert Batterieeinheiten am 19. August 2025 am Produktionsstandort von Voltfang, einem Entwickler und Hersteller von Batteriespeichersystemen in Aachen.

Foto: Ina Fassbender/AFP via Getty Images

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.
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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.
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Marktwerte der Photovoltaikanlagen und die EEG-Vergütung für Anlagen bis 10 Kilowatt (kW) in Deutschland 2025.

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

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.
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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.
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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.“
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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.
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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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Brummton als Störfaktor: Investor baut Windkraftanlage wieder ab

In Sachsen wurde nun die größte Windkraftanlage wieder abgebaut. - Foto: Odd Andersen / AFP via Getty Images

In Kürze:

  • Anwohner der Gemeinde Oberwiera beklagen den Brummton einer Windkraftanlage.
  • Ein Getriebewechsel sowie nächtliche Abschaltungen brachten keine echten Erfolge.
  • Der ortsansässige Investor wies nun den Rückbau der Anlage an.
  • Solch einen Fall gab es vorher noch nie in Deutschland.
 
Bis vor Kurzem war sie die größte Windkraftanlage in Sachsen. Mit der 250 Meter hohen Anlage wollte die Gemeinde Oberwiera rechnerisch für rund 5.000 Haushalte grünen Strom bereitstellen.
Ebenso sollte das 10 Millionen Euro teure Windrad die Gemeindekasse aufbessern. Einnahmen von mindestens 15.000 Euro pro Jahr waren einkalkuliert.

Anwohner: Wie ein herumkreisendes Flugzeug

Doch die seit Ende 2023 laufende 6-Megawatt-Anlage hat sich zunehmend als Störfaktor für die Anwohner erwiesen. Es gab Beschwerden über eine zu hohe Geräuschentwicklung. Selbst bei geschlossenen Fenstern hätten Anwohner, deren Wohnhäuser sich rund 800 Meter vom Windrad befanden, noch einen tiefen, konstanten Brummton wahrgenommen.

Das Riesenwindrad der gemeinde Oberwiera stand bis vor Kurzem noch an der B180. Das nächste Wohngebiet war nur rund 75o Meter davon entfernt.

Foto: Bildschirmfoto Google Maps

„Das hörte sich an, als wenn ein Flugzeug hier herumkreist“, teilte ein Anwohner dem MDR mit.
Zunächst sahen die zuständigen Behörden jedoch keinen Handlungsbedarf. Die Geräuschpegel befanden sich noch innerhalb der gesetzlichen Grenzwerte.
Das Wohnhaus eines Ehepaares ist gut 1.000 Meter vom Windradstandort entfernt. „Ich bin keine Windrad-Gegnerin“, sagte die Frau der „Ostdeutschen Allgemeine“. „Doch die Geräusche haben einen wahnsinnig gemacht“.
Nach anhaltenden Beschwerden hat der Hersteller Vestas an der Anlage das Getriebe getauscht, in der Hoffnung, das Problem so lösen zu können. Auch nächtliche Abschaltungen waren eine Maßnahme. Allerdings brachte das den Anwohnern keine dauerhafte Verbesserung.
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Investor wies Rückbau an

Inzwischen befindet sich die Anlage nach einer Betriebszeit von nur gut 2,5 Jahren im Rückbau – zur Erleichterung der Anwohner. Die drei 81 Meter langen Rotorblätter sind bereits demontiert. Auch die Gondel mit dem Generator sollten bereits demontiert sein. Letzterer soll für das Störgeräusch verantwortlich sein.
Die Entscheidung zum Abbau traf der ortsansässige Investor, der auch Mitglied im Gemeinderat ist. Bürgermeister Holger Quellmalz (CDU) teilte dazu mit:
„Das Wichtige und Entscheidende war, dass der Investor hier aus dem Ort, aus der Gemeinde kommt, hier verwurzelt ist und hier auch die Verantwortung übernommen hat und sich am Ende mit dem Anlagenhersteller, der Firma Vestas, auf den Abriss geeinigt hat. Weil sie wohl andere Möglichkeiten nicht mehr gesehen haben.“
Als das Riesenwindrad noch in Betrieb war, habe Quellmalz eines Nachts selbst überprüft, wie laut die Anlage wirklich ist. „Es klingt, wie wenn man aus einem Flugzeug steigt und die Turbine läuft noch“, bestätigte er gegenüber lokalen Medien.
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Erster Fall in Deutschland

Inzwischen befinden sich hierzulande mehr als 29.200 Windräder an Land. Dabei rücken sie immer öfter auch in die Nähe von Wohngebieten. Entsprechend beschwerten sich in der jüngeren Vergangenheit Anwohner an verschiedenen Orten über die Geräuschkulisse der Turbinen.
Dass nun tatsächlich eine Windkraftanlage aufgrund von Störgeräuschen wieder abgebaut wird, ist bundesweit eine Premiere. Nach Medienangaben sind auch dem Bundesverband Windenergie keine Fälle bekannt, bei denen Lärmbelästigung zum Abbau einer Windkraftanlage geführt hat.
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Lautstarke Kritik über einen Brummton äußern bereits seit Monaten Anwohner von zwei Windkraftanlagen im baden-württembergischen Kreis Göppingen. Ein bereits erfolgter Getriebewechsel brachte auch dort keine Besserung. Ein Gutachten des Prüfinstituts DEKRA im Auftrag der Stadt brachte inzwischen Gewissheit. Tatsächlich seien die Anlagen bei nahezu allen Windgeschwindigkeiten „tonhaltig“.
Hier ist die Aussicht auf einen Abbau der Anlagen nicht so groß wie in Oberwiera. Die Betreiberfirma Uhl Windkraft ist mit den DEKRA-Messungen nicht einverstanden und stellt sich gegen die Forderungen einiger Anwohner und der Bürgerinitiative Pro Schurwald.
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Von der Leyen: „Europa zum 1. elektrifizierten Kontinent machen“

Die Präsidentin der Europäischen Kommission, Ursula von der Leyen, am 13. Juli 2026 in Brüssel. (Symbolbild) - Foto: John Thys/AFP via Getty Images

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.
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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.
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Die öffentliche Nettostromerzeugung der Europäischen Union von 2025. Über 70 Prozent des erzeugten Stroms stammt aus sauberen Energiequellen.

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

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.
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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.
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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).
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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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Ende der Silizium-Ära? Perowskit als nächste Solar-Revolution

Ein Schweizer Forschungsteam hat eine Perowskit-Silizium-Solarzelle mit einem Wirkungsgrad von 30 Prozent entwickelt. - Foto: EPFL, The triple-junction solar cell (54 cm2). © Kerem Artuk; CC BY-SA 4.0

In Kürze:

  • Geschichtete Perowskitsolarzellen versprechen leichtere, kompaktere und günstigere Solarzellen.
  • Durch die Schichtung mehrerer Zellen übereinander steigt der Wirkungsgrad um 50 bis 100 Prozent gegenüber einfachen Siliziumzellen.
  • Großer Nachteil sind Stabilität und Haltbarkeit des Materials, woran noch geforscht wird.
  • Eine erste Auslieferung der neuartigen Solarmodule hat ein deutsches Solarunternehmen bereits getätigt.
 
Der Solar-Boom setzt sich sowohl in Deutschland als auch in anderen Ländern weiter fort. Silizium ist hierbei das dominierende Material, das das Sonnenlicht in elektrischen Strom umwandeln kann.
Doch das Element könnte schon bald Konkurrenz bekommen und sogar abgelöst werden. Denn bei der Suche nach immer höheren Wirkungsgraden stehen Forscher mit Perowskitsolarzellen vor einer der vielversprechendsten Effizienzsteigerungen in der Photovoltaik.

Was ist Perowskit?

Perowskit ist ein natürliches Mineral. Chemisch gesehen handelt es sich um ein Calcium-Titan-Oxid beziehungsweise Calciumtitanat. Dieses Mineral selbst hat nichts mit Photovoltaik zu tun.
Seine Kristallgitterstruktur dient jedoch als Vorbild für das künstlich hergestellte Material, das letztlich für Perowskitsolarzellen zum Einsatz kommt. Die Forscher verwenden dafür Stoffe wie Blei, Zinn, Methylammonium, Caesium sowie Chlor, Brom oder Jod. Diese können in Kombination mit der Kristallgitterstruktur Sonnenlicht besonders effektiv in Strom umwandeln.
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Im Gegensatz zum Halbleitermaterial Silizium ist die Herstellung von Perowskitsolarzellen deutlich einfacher.Silizium muss bei Temperaturen von rund 1.400 Grad Celsius geschlozen werden. Anschließend entstehen bei der Weiterverarbeitung in aufwendigen Schritten die bekannten Solarwafer, die gut 150 Mikrometer (µm) dick sind.
Für die Verarbeitung von Perowskit sind hingegen weniger als 200 Grad Celsius erforderlich. Zudem ist die aufgetragene Perowskitschicht nur rund 0,5 µm dick. Das birgt das Potenzial, bei der Herstellung viel Energie und Material einsparen zu können.

Fortschritt beim Wirkungsgrad

Heutige gängige Solarmodule erreichen je nach Herstellungsart einen Wirkungsgrad von 10 bis 22 Prozent erreichen – nur selten liegt dieser darüber. Die theoretische Obergrenze des Wirkungsgrads von Silizium liegt bei 29,3 Prozent.
Eine Möglichkeit, diesen Wert zu erhöhen, ist der Einsatz von sogenannten Mehrschichtsolarzellen. Dabei legen die Entwickler zwei oder mehr Schichten unterschiedlicher Wafer übereinander, die verschiedene Bereiche des Lichtspektrums in Strom umwandeln können.

Grafische Darstellung des Aufbaus einer Einzelsolarzelle und einer Tandemsolarzelle sowie deren Lichtspektrennutzung.

Foto: Epoch Times; erstellt nach UCL NEWS und gemeinfrei

Erst im Frühling dieses Jahres haben Schweizer Forscher auf diese Art eine neue Solarzelle entwickelt, die eine hohe Effizienz und skalierbare Fertigung kombiniert. Der Zellaufbau ist dreiteilig. Die untere Zelle besteht aus Silizium. Darauf sind als mittlere und obere Zellschicht dünne Perowskitfilme aufgetragen.
Die beiden oberen Perowskitschichten, nutzen sie das kurzwellige Licht, also eher die Blau- und Grünanteile. Das Silizium hingegen verwendet eher die langwelligen roten Lichtanteile.

Fast die Hälfte des Sonnenlichts in Strom umgewandelt

Die neue Zelle erreicht laut dem entsprechenden Papier beim Wissenschaftsportal „Nature“ einen zertifizierten Wirkungsgrad von 30,02 Prozent. Damit übertrifft es den früheren Rekordwert für jene Anordnung von 27,1 Prozent. Zugleich besteht noch Luft nach oben. Theoretisch wäre mit solchen Zellen ein Wirkungsgrad von bis zu 40 Prozent möglich.
Der bisherige Wirkungsgradweltrekord liegt sogar bei 47,6 Prozent – aufgestellt von Forschern des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE.
Im Mai 2022 haben sie diese hohe Effizienz unter optimierten Bedingung im Labor mit einer Vierfachsolarzelle, über 600-facher Konzentration des Sonnenlichtes und einer neuen Antireflexbeschichtung erreichen können. Dennoch ist der Wert beachtenswert. Das bedeutet, dass diese Zellen 1.000 Watt Lichtleistung in 476 Watt elektrische Leistung umwandeln können.

Dank verbesserter Antireflexionsschichten erzielten Forscher des Fraunhofer ISE den bisher höchsten Wirkungsgrad einer Solarzelle in Höhe von 47,6 Prozent.

Foto: Fraunhofer ISE

Einen ähnlich hohen Wirkungsgrad mit 46 Prozent erreichte das Fraunhofer-Institut bereits im Jahr 2014. Auch hier verwendeten die Forscher Mehrfachsolarzellen, jedoch ohne Perowskitstruktur. Es handelte sich um eine Vierfachsolarzelle, wobei jede Teilzelle exakt ein Viertel der Lichtphotonen im Wellenlängenbereich zwischen 200 und 1750 nm in elektrische Energie umwandelte. Der damalige Rekordwert wurde bei einer rund 500-fachen Konzentration erzielt.
Darüber hinaus schafften die Forscher in den vergangenen Jahren weitere Rekordwirkungsgrade unter der 40-Prozent-Marke. So etwa 2021 mit einer Dreischichtsolarzelle mit einer Effizienz von 35,9 Prozent, allerdings ebenfalls ausschließlich auf Siliziumbasis.
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Noch niedrigere Preise möglich

Auch bei der Kostenfrage soll Perowskit gegenüber Silizium einen Vorteil haben. Bei herkömmlichen Standard-Siliziummodulen kostet das Watt an Nennleistung (Wp) 0,13 bis 0,22 Euro.
Aktuell sind Tandemzellen noch 10 bis 30 Prozent teurer pro Wp. Allerdings ist praktisch jede neue Technologie vom Übergang von der Entwicklungs- zur Marktphase vergleichsweise teuer.
Durch einfachere Herstellung und günstigen Materialaufwand dürften sie aber auf lange Sicht die Siliziummodule im Preis deutlich unterbieten. Das sollte spätestens mit der Serienproduktion und weiteren technischen Fortschritten erfolgen. Die Stromgestehungskosten können dadurch nochmals günstiger werden.

Herausforderung Haltbarkeit

Doch bei den Perowskitmodulen gibt es noch technische Probleme zu lösen, besonders was Materialstabiliät und Haltbarkeit angeht. Als Schwachstellen sind hier verschiedene Wettereinflüsse wie Feuchtigkeit, Oxidation – sprich die Reaktion mit Sauerstoff –, UV-Strahlung und Hitze zu nennen.
Der Grund für das Stabilitätsproblem liegt in der Atomstruktur des Perowskitkristalls. Der organisch-anorganische Aufbau, der diesem Material seine starken elektronischen Eigenschaften verleiht, ist auch die Erklärung seiner Zerbrechlichkeit.
So hat das ursprüngliche Material – Methylammonium-Blei-Iodid – eine entscheidende Schwäche: Das Methylammonium-Kation ist flüchtig und entweicht dem Kristallgitter bei höheren Temperaturen. Das führt zu einem schnellen Leistungsrückgang.
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Ein weiterer Nachteil ist der giftige Bleigehalt. Aus diesem Grund suchen Forscher bereits nach ungiftigen Alternativen. Bisher am weitesten fortgeschritten ist diesbezüglich die Zinnhalogenid-Perowskit-Familie. Ebenso konnten Forscher die Schichtung verbessern.
Mit den bisher erreichten Verbesserungen und weiteren Optimierungen strebt das deutsche Solarunternehmen Oxford PV eine 25-jährige Betriebsgarantie für seine Tandemmodule an. Dies entspricht der heute üblichen Lebensdauer von Siliziummodulen.

Wann können wir sie kaufen?

Perowskit-Silizium-Tandemsolarzellen haben bereits den Sprung vom Labor auf den Markt geschafft – zumindest in einem ersten Schritt. Im September 2024 hat Oxford PV die ersten Tandemsolarmodule mit einem Wirkungsgrad von 24,5 Prozent an US-Versorgerkunden ausgeliefert.
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Weitere Großproduktionen und Auslieferungen stehen noch aus. Bisher haben sich nur rund ein Dutzend Marktakteure mit der neuartigen Perowskittechnologie beschäftigt. Neben dem Versand von Oxford PV gibt es vereinzelte Produktionen, Forschungen und Partnerschaften. Erste Pilotlinien laufen.
Somit befindet sich der Marktanteil von Perowskitsolarmodulen noch bei nahezu 0 Prozent. Bis 2031 soll dieser allerdings schon auf rund 31 Prozent anwachsen. Im vergangenen Jahr dominierten Solarmodule mit monokristallinem Silizium mit einem Marktanteil von 86,1 Prozent. Der Rest entfällt vor allem auf Module auf Basis von polykristallinem Silizium.

Vorteile und Nachteile von Perowskitsolarzellen im Vergleich zu Siliziumsolarzellen

Vorteile:
    • Leichtere und kompaktere Module, somit bessere Integrationsmöglichkeiten in Gebäuden und Fahrzeugen denkbar.
    • Materialbedingt hat Perowskit einen niedrigeren Wirkungsgrad als Silizium. Dank der Schichtung können Perowskitmehrfachzellen aber eine höhere Gesamteffizienz erzielen.
    • Hohes Lichtabsorptionsvermögen. Die Zellen reflektieren weniger Sonnenlicht, sodass ein höherer Anteil des Lichts zur Umwandlung in Strom zur Verfügung steht.
    • Einsparung von Energie und Material, dadurch günstigere Herstellung absehbar.
Nachteile:
    • Erste Materialien waren empfindlich gegen Feuchtigkeit, Sauerstoff, UV-Strahlung und Hitze. Hier ist weitere Entwicklungsarbeit nötig.
    • Effizienzverlust von bis zu 10 Prozent in den ersten Monaten.
    • Giftige und umweltschädliche Bestandteile wie Blei erfordern mehr Forschung hinsichtlich alternativer Elemente und bleifreier Varianten.
    • Bisher kaum auf dem regulären Markt vorhanden, in der Raumfahrt aber bereits etabliert.
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Reiche plant Kürzung der Pacht – zum Ärger für Landwirte

Landwirte, die ihr Land für Windkraftanlagen verpachten, müssen nach den Plänen der Regierung künftig mit deutlich weniger Einnahmen rechnen. - Foto: Sina Schuldt/dpa

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.
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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.
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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“

Evonik-CEO Christian Kullmann hadert mit der Energiewende. (Symbolbild) - Foto: Oliver Berg/dpa

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.
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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.
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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.
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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.
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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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Solar-Boom im 1. Halbjahr durch Irankrieg und Berliner Sparpläne

Modul um Modul, Gigawatt um Gigawatt: Der Boom der Photovoltaik in Deutschland läuft ungebremst weiter. - Foto: Jan Woitas/dpa

In Kürze:

  • Der Solarenergie-Ausbau in Deutschland legt im ersten Halbjahr 2026 stärker zu als im Vorjahreszeitraum.
  • Laut dem Bundesverband Solarwirtschaft ist die Entwicklung unter anderem auf internationale Energiekrisen und politische Rahmenbedingungen in Berlin zurückzuführen.
  • Der Verband warnt vor einer Verlangsamung des weiteren Ausbaus.
  • Die Netzbetreiber weisen jedoch verstärkt auf begrenzte Netzkapazitäten hin.
 
In der ersten Jahreshälfte 2026 setzte sich der Ausbau der Photovoltaik in Deutschland weiter fort.
Nach Angaben des Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW-Solar) ist die Entwicklung unter anderem auf den gestiegenen Wunsch vieler Haushalte nach mehr Energieunabhängigkeit infolge internationaler Energiekrisen zurückzuführen.
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Zusätzlich hätten die angekündigten Pläne des Bundeswirtschaftsministeriums, die EEG-Förderung für neue Solaranlagen ab 2027 weitgehend abzuschaffen, in den vergangenen Wochen zu Vorzieheffekten geführt.

Zahl der Solaranlagen steigt weiter

BSW-Solar gibt für den Zeitraum von Januar bis Ende Juni dieses Jahres einen Zuwachs der installierten Solarleistung von rund 7,4 Gigawatt (GW) an. Im Vorjahreszeitraum waren es rund 6,8 GW, was einem Plus von rund 9 Prozent entspricht.
Der Verband orientierte sich dabei am Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur. Das Energieportal „Energy Charts“ gibt für die erste Jahreshälfte 2026 ebenfalls einen Zubau von 7,8 GW an.
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Die installierte Solarleistung in Deutschland stieg laut Daten des Energieportals „Energy Charts“ von 118 GW Ende Dezember auf 125,8 GW Ende Juni.

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

Nach aktuellem Stand gibt es in Deutschland mehr als 6 Millionen Photovoltaikanlagen mit einer installierten Gesamtleistung von 126,2 GW. Zusammen mit rund 2,7 Millionen stationären Batteriespeichern decken sie inzwischen rund ein Fünftel des deutschen Stromverbrauchs. Gemäß den gesetzlichen Ausbauzielen soll die installierte Solarleistung bis 2030 auf 215 Gigawatt steigen.
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BSW-Solar: Ausbau nicht einbremsen

Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des BSW-Solar, warnte Mitte Juli jedoch davor, dass das aktuelle Ausbautempo nicht ausreiche, um das Ausbauziel für 2030 dauerhaft zu erreichen. Er sagte:
„Derzeit befinden wir uns zwar noch auf dem gesetzlichen Ausbaupfad. Das ist jedoch vor allem Sondereffekten zu verdanken. Die kommenden Jahre sind kein Selbstläufer.“

Carsten Körnig ist Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes Solarwirtschaft.

Foto: BSW-Solar

Körnig begründete dies mit dem wachsenden Strombedarf durch mehr E-Autos, Wärmepumpen, Rechenzentren und Klimaanlagen. Daher dürfe die Politik den Ausbau von Solaranlagen nicht verlangsamen.
Dabei blickte der Verband auf die geplanten Änderungen im Rahmen der EEG-Reform und des sogenannten Netzpakets. Nach Einschätzung des BSW-Solar könnten insbesondere die vorgesehene Streichung der EEG-Förderung für neue Anlagen, die Direktvermarktungspflicht für kleinere Gebäudesolaranlagen sowie der Wegfall von Entschädigungen bei netzbedingten Einspeisebeschränkungen den Solarausbau verlangsamen.
Kurz darauf, am 18. Juli, wurde bekannt, dass Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) ihre Pläne für Änderungen bei der Solarförderung abgemildert hat. Demnach soll für Anlagenbetreiber übergangsweise eine abgesenkte Einspeisevergütung für bis zu 36 Monate gelten. Erst danach müssten sie auf die Direktvermarktung umsteigen.
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Netzausbau mit höherer Priorität?

Erst kürzlich gab jedoch 50Hertz-Chef Stefan Kapferer zu bedenken, dass Deutschlands Stromnetz nach seiner Einschätzung nicht ausreichend auf die wachsenden Mengen an Solarstrom vorbereitet sei. Er empfiehlt eine Änderung der Prioritäten.
Anstatt den weiteren Ausbau von Solarparks zu forcieren, sei laut Kapferer für „fünf oder sechs Jahre“ unter anderem ein stärkerer Netzausbau notwendig. Dabei verwies er auf regionale Unterschiede. Zugleich betonte er, dass er den Ausbau erneuerbarer Energiequellen nicht bremsen wolle.
Dass die Netzkapazitäten regional begrenzt sind, zeigen mehrere Beispiele. So wollte der Chemiekonzern BASF an seinem Hauptsitz im rheinland-pfälzischen Ludwigshafen einen großen Solarpark errichten. Der zuständige Netzbetreiber konnte das Vorhaben jedoch nicht genehmigen, da die notwendige Netzinfrastruktur fehlte.
Auch die Verkehrswende wird durch begrenzte Netzkapazitäten beeinflusst. So wurde ein Tankstellenbetreiber aus Baden-Württemberg, der neue Ladesäulen für E-Lkw errichten will, eigenen Angaben zufolge auf einen Netzengpass in der Region Mittelbaden hingewiesen. Das teilte der lokale Energieversorger mit. Demnach sei das Stromnetz bislang nicht für die zusätzlichen Strommengen ausgelegt.
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Mehr Strom: EU will Länder schneller elektrifizieren

Die Ausweitung der Elektromobilität ist ein Teil des EU-Elektrifizierungsplans. - Foto: Tartezy/iStock

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.
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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.
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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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Strombilanz 1. Halbjahr: Solar mit neuem Rekord

Der Stromertrag der „Erneuerbaren“ ist im ersten Halbjahr leicht gestiegen. - Foto: zhengzaishuru/iStock

In Kürze:

  • Das erste Halbjahr 2026 verzeichnet einen neuen Rekord beim Strom aus erneuerbaren Energien.
    Windkraft und Solarenergie verzeichnen erneut eine Steigerung.
  • Allerdings ist auch der fossile Anteil leicht gestiegen.
  • Ein Bundesverband fordert von der Bundesregierung die zügige Realisierung zweier Gesetzesnovellen.
 
Im ersten Halbjahr 2026 konnten „erneuerbare“ Energien 58 Prozent des Stromverbrauchs in Deutschland decken. Das bedeutet ein Plus von fast drei Prozentpunkten im Vergleich zum Vorjahreszeitraum und stellt einen neuen Rekordwert dar.
Damit liegt die Quote im ersten Halbjahr 2026 auch über dem Gesamtjahreswert von 55,8 Prozent aus dem Jahr 2025. Das zeigen vorläufige Berechnungen des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW).
Diese Steigerung ist vor allem auf den fortlaufenden Ausbau von Windkraft- und Photovoltaikanlagen (PV) in Deutschland zurückzuführen. Aktuell verfügt die Bundesrepublik über eine installierte Windkraftleistung von 80,9 Gigawatt (GW).
Bei der Solarenergie sind es bereits 125,3 GW. Der Bruttozubau bei der Windkraft lag im ersten Halbjahr bei 2,5 GW und damit um 0,3 GW höher als im ersten Halbjahr 2025; bei der Solarenergie kamen 8,3 GW hinzu, also 0,5 GW mehr als im Vorjahreszeitraum.
Zu den Erneuerbare-Energien-(EE)-Anlagen zählen Windkraft- und Solaranlagen sowie Biogas-, Wasser- und Geothermiekraftwerke. Diese erzeugten von Januar bis einschließlich Juni 152,2 Terawattstunden (TWh) Strom.
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Entwicklung der Windkraft

Der größte Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien entfällt mit insgesamt 67,4 TWh auf die Windkraft, die hierzulande die dominierende Kraftwerksart bleibt. Im ersten Halbjahr 2025 lag dieser Wert laut Daten des Fraunhofer-Energieportals „Energy Charts“ bei 60,1 TWh.
Die Steigerung erklärt sich einerseits durch den verstärkten Ausbau von Windkraftanlagen auf See, andererseits waren die Windbedingungen im Vergleich zum Vorjahreszeitraum günstiger.
Dennoch ist bei einer langjährigen Betrachtung der ersten Halbjahre eine Stagnation zu beobachten. Während sich der Stromertrag von 2015 bis 2020 jeweils von Jahr zu Jahr steigerte, verläuft die Entwicklung seitdem insgesamt leicht rückläufig. Dabei wurde der Ausbau kontinuierlich fortgesetzt. Im ersten Halbjahr 2020 wurden 72,9 TWh erzeugt, das sind 5,5 TWh mehr als im aktuellen Jahr.

Die Entwicklung der Stromerzeugung der 1. Halbjahre aus Windkraftanlagen an Land und auf See kombiniert in Deutschland seit 2015.

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

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Solar hält den Aufwärtstrend

Einen deutlich stabileren Aufwärtstrend weisen hingegen die solaren Kraftwerke auf. Im aktuellen ersten Halbjahr leisteten sie 43,2 TWh, was einem Plus von 9,9 Prozent gegenüber dem ersten Halbjahr 2025 entspricht.

Die Entwicklung der Stromerzeugung aus Solaranlagen in Deutschland in den ersten Halbjahren seit 2015.

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

Aufgrund der Pläne der Bundesregierung ist jedoch mit einer Verlangsamung des aktuellen Ausbautempos zu rechnen. Das Wirtschaftsministerium hat angekündigt, dass die garantierte Einspeisevergütung für kleine Solaranlagen entfallen soll.
Dann müssen Betreiber neuer Anlagen ihren Strom selbst vermarkten. Aus Branchenkreisen heißt es, dass diese Regelung Anfang des kommenden Jahres in Kraft treten soll.
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Fossile Energieträger bleiben wichtig

Laut dem BDEW spielen auch konventionelle Energieträger – vor allem Kohle und Erdgas – weiterhin eine relevante Rolle bei der Stromerzeugung in Deutschland. Diese Reserve erzeugte im ersten Halbjahr 2026 insgesamt 111,3 TWh. Im Vorjahreszeitraum waren es 109,3 TWh.
Die Steigerung des Anteils erneuerbarer und fossiler Energien erklärt sich durch einen Rückgang des Importstroms im Saldo. Dieser sank von 3,8 Prozent im ersten Halbjahr des Vorjahres auf 0,5 Prozent im ersten Halbjahr dieses Jahres.
Von den BDEW-Daten weichen die Daten des Fraunhofer-Instituts leicht ab, zeigen jedoch ebenfalls einen leichten Anstieg gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Demnach haben alle fossilen Energieträger im ersten Halbjahr 2026 insgesamt 104,3 TWh erzeugt; in der ersten Hälfte des Jahres 2025 waren es 101,2 TWh. Der langfristige Trend ist allerdings überwiegend rückläufig. So lag die fossile Stromerzeugung im ersten Halbjahr 2017 noch bei 173,3 TWh.

Die Entwicklung der Stromerzeugung aus Solaranlagen in Deutschland in den ersten Halbjahren seit 2015.

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

Aufgrund der Wetterabhängigkeit von Windkraft und Photovoltaik müssen fossile Energieträger regelmäßig einspringen. Wenn bei Wind- oder Sonnenmangel kaum Strom aus erneuerbaren Energien verfügbar ist, fahren Netzbetreiber Kohle-, Erdgas- und Ölkraftwerke hoch. Zudem werden Versorgungslücken teilweise durch Stromimporte geschlossen.
Gleichzeitig liefern die Turbinen der Großkraftwerke die für das Stromnetz notwendige Momentanreserve und tragen damit zur Stabilität bei. Wenn im europäischen Verbundnetz sehr viele Wind- und Solaranlagen und vergleichsweise wenige netzstabilisierende Komponenten aktiv sind, kann es zu Instabilitäten bis hin zu großflächigem Stromausfall (Blackout) kommen.
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BDEW: Politik soll Gesetzesvorhaben schnell umsetzen

Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, zeigte sich bei der Vorstellung der Zahlen insgesamt zuversichtlich. „Diese positiven Zahlen sind nur möglich durch die massiven Investitionen der Energiewirtschaft“, sagte sie mit Blick auf den jüngsten EE-Ertragszuwachs. „Damit diese positive Dynamik anhält, braucht es jetzt mehr Tempo bei den relevanten Gesetzesvorhaben, konkret beim EEG und beim WindSee-Gesetz.“
Andreae forderte von der Bundesregierung, beide Gesetzesnovellen noch in diesem Jahr zu beschließen und von der EU genehmigen zu lassen. „Die Zeit drängt. Investitionen fließen nur dort, wo verlässliche Regeln gelten“, fügte sie hinzu.
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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.
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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.

Foto: TUBS; CC BY-SA 3.0,

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.
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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.“
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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.
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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.
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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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Deutschlands Strompreise steuern auf neuen Rekord zu

Besonders Solarstrom treibt den Börsenstrompreis regelmäßig in den Keller. - Foto: Lightstar59/iStock

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.
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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.
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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.
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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?

Mit einem neuen strategischen Fahrplan will die EU-Wettbewerbskommissarin Teresa Ribera die Digitalisierung des Energiesystems vorantreiben. - Foto: Johannes Neudecker/dpa

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.
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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.
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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.
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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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Bundesnetzagentur erhöht die Netzreserve – was das über unsere Netzsicherheit aussagt

In Deutschland zählen Kraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 4.742 Megawatt zur inländischen Netzreserve. - Foto: schulzhattingen/iStock

In Kürze:

  • Die Bundesnetzagentur bestätigt die neuen Netzreservekapazitäten von 7.407 Megawatt und 8.274 MW für 2028/2029.
  • Auffällig ist ein Anstieg, der allerdings noch im Rahmen der vergangenen Jahre liegt.
  • Die Energiebehörde begründet die Anstiege mit den immer höheren Strommengen, die die Netze transportieren müssen.
  • Die Kraftwerksreserve ist für Netzengpässe und Phasen mit Strommangel gedacht.
  • Mehr als ein Drittel der Reservekraftwerke befindet sich im Ausland.
 
Deutschland benötigt im kommenden Winter wieder mehr Reservekraftwerke. In ihrem neuen Bericht „Versorgungssicherheit Strom“ hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) eine nötige bundesweite Kapazität im Umfang von 7.407 Megawatt (MW) ausgerufen.
Der Zeithorizont dafür läuft seit dem 1. April 2026 bis zum 31. März 2027. Damit hat die Energiebehörde die jüngste Empfehlung der Übertragungsnetzbetreiber bestätigt. Diese Netzreserve dient der Stabilität im deutschen Stromnetz – besonders im Winter, wenn der Strombedarf höher ist.
Zum Vergleich: Im vergangenen Winter lag dieser Reservebedarf bei 6.493 MW. Somit entspricht die Anpassung einem Anstieg von gut 14 Prozent. Ebenso legte die Behörde den Reservebedarf für den späteren Zeitraum 2028/2029 auf 8.274 MW fest, wodurch sich eine Steigerung von weiteren 11,7 Prozent ergibt.
Wie hoch die Kraftwerksreserve im dazwischenliegenden Zeithorizont 2027/2028 sein wird, teilte sie nicht mit. Diese hat die BNetzA hingegen im Vorjahresbericht auf 6.525 MW kalkuliert und würde ab April kommenden Jahres somit wieder leicht über den Wert von 2025/2026 sinken.

Reserve steigt, aber keine Rekordwerte

Wie sind die neuen Reservebedarfe einzuordnen? Aufschluss dazu gibt ein Blick auf die Werte der vorangegangenen Winter oder Zeithorizonte. Dabei fällt auf, dass sich der Reservebedarf stets im Bereich zwischen rund 4.600 MW und 10.400 MW befand.
Der bisherige absolute Spitzenwert wurde 2017/2018 erreicht. Gründe dafür waren die Abschaltung von Kernkraftwerken, vor allem in Süddeutschland, sowie ein weniger fortgeschrittener Netzausbau als heute.
Bundesnetzagentur, Netzreserve

Verlauf des deutschen Netzreservebedarfs seit dem Zeitraum 2016/2017.

Foto: mf/Epoch Times

Somit sind die Reservebedarfe vom vergangenen und vom kommenden Winter noch im normalen Bereich. Allerdings stellen die 7.407 MW den dritthöchsten Wert der vergangenen zehn Jahre dar. Die für in zwei Jahren prognostizierten 8.274 MW wären der zweithöchste Wert der Zeitreihe.

Wann die Reserve nötig ist

Die Kraftwerksreserve springt etwa bei Netzengpässen ein, die entstehen, wenn das Übertragungsnetz überlastet ist. Die Netzreserve soll das verhindern. Dazu reduzieren die Netzbetreiber bei drohender lokaler Netzüberlastung die Erzeugung vor einem Engpass und erhöhen gleichzeitig die Erzeugung dahinter.
Ebenso springt die Reserve bei allgemeinem Strommangel ein. Dieser tritt auf, wenn besonders Windkraft- und Solaranlagen nicht genügend Strom liefern wie bei einer Dunkelflaute. Diese kann vor allem im Herbst und im Winter auftreten und mehrere Tage andauern.
Bei der Dunkelflaute vom 3. bis 5. Dezember 2025 fehlten bis zu 19.000 MW. Hierfür hätte weder die damalige noch die derzeitige Reservekapazität gereicht. Stattdessen mussten zusätzliche Stromimporte aus dem Ausland den Bedarf decken. Das liegt auch daran, dass der Atomausstieg im Jahr 2023 und der fortschreitende Kohleausstieg die Grundlast hierzulande bereits deutlich reduziert haben.
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Netzausbau schleift

Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur, benennt den hinterherhinkenden Netzausbau als Grund für die nun erhöhte Reservekapazität. „Bis wir die Netze besser ausgebaut haben, ist die Netzreserve erforderlich, um die sichere Stromversorgung zu gewährleisten. Der Bedarf für das kommende Winterhalbjahr ist leicht höher als im vergangenen Jahr“, sagte er.

Bundesnetzagentur-Chef Klaus Müller.

Foto: Wolf von Dewitz/dpa-Zentralbild/dpa

Laut der Energiebehörde steigen die Transportaufgaben im Stromnetz. Das ist auch der Grund für den Anstieg der Reserve vom Zeitraum 2026/2027 zu 2028/2029. Dass die Netze immer größere Strommengen transportieren müssen, liege unter anderem am kontinuierlichen Ausbau der „erneuerbaren“ Energien und an ihrer diskontinuierlichen Einspeisung.
An sonnigen oder windigen Tagen produzieren die rund 6 Millionen Photovoltaik- und rund 31.000 Windkraftanlagen der Bundesrepublik hohe Strommengen. Der überschüssige norddeutsche Windstrom kann wegen fehlender Leitungen jedoch nicht in den verbrauchsintensiven Süden fließen. Diese „Stromautobahnen“ befinden sich noch im Bau.
Ein weiterer Grund ist die notwendige Ausweitung der grenzüberschreitenden Handelskapazitäten. Erst mit ausreichend Stromleitungen sind eine vollständige Nutzung der Erneuerbaren und die für die sichere Stromversorgung wichtigen Stromexporte und -importe möglich.
Bis dahin müssen die Netzbetreiber bei Stromüberproduktion durch Windkraft und Solar weiterhin zunehmend Redispatch-Maßnahmen anwenden. Dabei schalten sie im genannten Fall Windkraftanlagen im Norden des Landes ab, um dort die Netze nicht zu überlasten – der negative Redispatch. Im Süden hingegen fahren sie bestehende Marktkraftwerke – meist Gaskraftwerke – und bei Bedarf noch die entsprechenden Reservekraftwerke hoch – der positive Redispatch.
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Reserve teils im Ausland

Die Reservekraftwerke für den kommenden Winter stehen allerdings nicht alle in der Bundesrepublik. Das trifft nur auf 4.742 MW der veranschlagten 7.407 MW zu. Wie bereits in den vergangenen Jahren sollen Kraftwerke im benachbarten Ausland den verbleibenden Bedarf abdecken. Dieses Mal liegt er bei 2.665 MW, also bei mehr als einem Drittel der Gesamtreserve.
Die Behörde schrieb hierzu: „Der Netzreservebedarf kann im kommenden Winter nicht ausschließlich aus inländischen Netzreservekraftwerken gedeckt werden. Die Beschaffung zusätzlicher Netzreserveleistung aus ausländischen Kraftwerken ist daher erforderlich.“
Für die in der Bundesrepublik stehende Reserve stehen meist stillgelegte, aber systemrelevante Anlagen bereit. Bei Bedarf können die Übertragungsnetzbetreiber diese Anlagen hochfahren.
Die ausländische Reserve bilden Kraftwerke, deren Betreiber sich vertraglich gegenüber den deutschen Übertragungsnetzbetreibern verpflichten, für den Redispatch Strom ins Netz einzuspeisen. Die Kosten für die Bereitschaft der Kraftwerke und deren Abrufung finanzieren sich über die Netzentgelte. Diese Kraftwerke stehen unter anderem in Österreich, der Schweiz, Frankreich, oder den Niederlanden.
Der ausländische Kraftwerksanteil ist dabei im Vergleich zu den Vorjahren deutlich gestiegen. Im Zeitraum 2025/2026 war dieser mit 1.344 MW (von insgesamt 6.493 MW) nur gut halb so hoch wie aktuell. Auch im Zeitraum 2024/2025 lag dieser Anteil bei 1.367 MW (von 6.947 MW). In den Jahren zuvor befand sich der Anteil aus dem Ausland ebenfalls grob in dieser Größenordnung.
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Deutschland nicht autark?

Nun könnte man annehmen, dass Deutschland sich aufgrund der ausländischen Netzreserve und der hauptsächlich bei Dunkelflaute nötigen Stromimporte nicht autark mit Strom versorgen kann.
Allerdings beträgt die installierte Leistung aller nicht wetterabhängigen Kraftwerke in Deutschland rund 85.000 MW. Da der Bedarf normalerweise nie die 80.000 MW erreicht, ist das ausreichend. Windkraft und Solar sollen den fossilen Anteil in der Stromversorgung senken.
Das Miteinplanen von ausländischer Reserve und Stromimporten habe oft wirtschaftliche Gründe und ist somit von staatlicher Seite kalkuliert. Technisch wäre die Autarkie möglich, aber teuer, da Strom aus dem Ausland oftmals günstiger ist als der aus vielen inländischen Öl- oder Gaskraftwerken.
Zu erwähnen ist allerdings, dass Kraftwerke, die nur gelegentlich Strom produzieren, teilweise gerade deswegen kostspielig sind. Der zeitweise Stillstand verteuert die Kosten pro erzeugter Megawattstunde im Vergleich zu einem Dauerbetrieb.
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So können Sie Solarstrom mit den Nachbarn teilen

In Kürze:

  • Ab 1. Juni können Solaranlagenbesitzer ihren Überschussstrom an Nachbarn abgeben.
  • Das „Energy Sharing“ stellt eine weitere Vermarktungsmethode dar.
  • Es gibt aber Hindernisse wie die noch geringe Verbreitung der dafür nötigen Smart Meter.
  • Für Strombezieher ist diese Variante eine Ergänzung, aber kein Ersatz zum bestehenden Stromvertrag.
 
Hohe Stromüberschüsse durch den Betrieb von Solaranlagen, speziell in den Mittagsstunden, sind eine zunehmende Belastung für das deutsche Stromnetz. Eine Reform des Energiewirtschaftsgesetzes könnte nun für Entlastung sorgen und helfen, den Geldbeutel zu füllen.
Ab sofort können Betreiber einer Photovoltaikanlage in Deutschland den zu viel produzierten Strom einfacher an ihre Nachbarn weitergeben.

Überschussmanagement durch „Energy Sharing“

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

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

Welche Hindernisse gibt es?

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

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

Wer profitiert wie stark davon?

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

Nur eine Ergänzung

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

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

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

Besonders Hausdachanlagen unter 25 kWp belasten häufig das Stromnetz zu Solarspitzenzeiten. - Foto: U. J. Alexander/iStock

In Kürze:

  • Am Pfingstmontag erwartet die Netzbetreiber erneut viel Sonne bei wenig Stromverbrauch.
  • Über die Mittagszeit muss ein Großteil der Solaranlagen abgeregelt werden.
  • Es werden erneut Kosten für den Steuerzahler im Hundert-Millionen-Bereich erwartet.
  • Die Netzbetreiber haben nur begrenzte Handlungsmöglichkeiten.
 
Die Menschen in Deutschland dürfen sich über sonnige Pfingstfeiertage freuen. Während laut Wetterprognosen am Pfingstsonntag noch vereinzelt Wolken die Sonne verdecken, soll sie am Pfingstmontag bundesweit nahezu ungehindert scheinen.
Das stellt die Netzbetreiber erneut vor Herausforderungen. Denn Solaranlagen mit einer installierten Leistung von rund 50 Gigawatt (GW) sind bislang kaum steuerbar – Tendenz steigend. Sie speisen ihren erzeugten Strom unabhängig vom tatsächlichen Bedarf ins Netz ein.

Großteil der Solaranlagen werden kurzfristig abgeschaltet

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

Die Stromerzeugungsdaten vom 18. bis24. Mai 2026.

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

Wenn zu viel Strom zum Problem wird

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

Was die Netzbetreiber tun können

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

Der Stromertrag der Windkraft wächst seit Jahren nicht so schnell wie die installierte Leistung. - Foto: elxeneize/iStock

In Kürze:

  • Der rasche Zubau bei Windkraft und Solar macht sich bemerkbar.
  • Ihre Stromerzeugung bleibt dennoch hinter dem Zuwachs zurück.
  • Windkraft scheint zu stagnieren: Von 2020 bis 2025 stieg ihre Nennleistung um 25,2 Prozent, die Einspeisung nur um 1,2 Prozent.
  • Ursachen liegen im Wind selbst sowie an Abschaltungen durch die Netzbetreiber aufgrund Tausender Solaranlagen.
  • Das Überangebot an Strom führt immer häufiger zu Minuspreisen an der Strombörse.
 
In der Nordsee, in der Ostsee, vor allem in Norddeutschland, aber auch zunehmend in Süddeutschland: An immer mehr Orten entstehen Windkraftanlagen. Gleichzeitig findet vielerorts das sogenannte Repowering statt, bei dem die Betreiber ältere Windräder durch neuere und immer größere und leistungsstärkere ersetzen.
Das alles hat dazu geführt, dass die installierte Leistung der Windkraft in den vergangenen Jahren stetig zugenommen hat. Der Blick auf die tatsächlich erzeugte Jahresleistung der Windkraft überrascht jedoch. Hier ist kein entsprechender Anstieg erkennbar.

Zubau bei „Erneuerbaren“

Zu den „erneuerbaren“ Energiequellen zählen neben der Windkraft auch Photovoltaikanlagen, Wasserkraftwerke, Biogasanlagen und die Geothermie. Die Energieerzeugung der drei letztgenannten Kraftwerksarten blieb in den vergangenen Jahren weitestgehend konstant. Wasserkraft und Geothermie können aufgrund der Geografie nur bedingt ausgebaut werden. Biomasse steht im Flächenkonflikt mit der Nahrungsmittelerzeugung, weshalb sich hier nur geringe Veränderungen zeigen. Sie gehören jedoch zu den grundlastfähigen Kraftwerken, die unabhängig vom Wetter konstant Strom liefern. 2025 kamen sie zusammen auf 51,7 Terawattstunden (TWh).
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Stärkere Veränderungen waren hingegen bei Wind und Solar zu beobachten. Vor allem der Gesamtertrag bei den Solaranlagen legte kräftig zu. Von 2015 bis 2025 hat er sich auf zuletzt 70,1 TWh nahezu verdoppelt. Der größte Anstieg ereignete sich mit 10,4 TWh im vergangenen Jahr. Wesentlicher Grund dafür ist der stetige Zubau von Solaranlagen.
Trotz dieser Steigerung ging die Gesamtjahresleistung der „Erneuerbaren“ im Vorjahresvergleich zuletzt minimal um 0,7 auf 252,9 TWh zurück. Das deckt sich mit Meldungen über leicht rückläufige Stromeinspeisungsanteile.
 
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Jährliche Nettostromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen seit 2002.

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

Überraschung bei der Windkraft

Neben Rückgängen bei Wasserkraft und Biogas sank vor allem der Ertrag bei der Windkraft um 5,1 auf 131,2 TWh im Jahr 2025. Die Windkraft erlebte damit den zweiten Jahresrückgang in Folge. Zuvor ging es sichtbar bergauf, auch wenn während der Corona-Zeit in den Jahren 2021 und 2022 die Stromerträge generell niedriger waren.
Im Jahr 2020 war der Ertrag mit 129,6 TWh fast auf dem Niveau von 2025. Der Zuwachs beim Vergleich dieser beiden Jahre liegt lediglich bei 1,2 Prozent. Das überrascht.
Durch den konstanten Zubau kletterte die installierte Leistung aller Windkraftanlagen in Deutschland von 62,3 Gigawatt (GW) im Jahr 2020 auf 78,0 GW im Jahr 2025. Hier beträgt der Anstieg 25,2 Prozent.
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Die jährliche Nettostromerzeugung von Windkraft seit 2002.

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

 
Die Unterscheidung der Windkraftanlagen an Land und auf See ist dabei gering. Während die Anlagen an Land im genannten Vergleichszeitraum einen Zuwachs von 25,4 Prozent hatten, war er bei den Anlagen auf See mit 24,4 Prozent nur geringfügig weniger. Erstere speisten 2025 ihrerseits lediglich 2,3 Prozent mehr Strom ins Netz ein als fünf Jahre zuvor. Windkraft auf See verzeichnete im selben Zeitraum sogar einen leichten Rückgang in Höhe von 0,3 Prozent.
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Große Erzeugungslücke auch bei Solar

Dass die „Erneuerbaren“ eine immer zentralere Rolle in der Stromerzeugung einnehmen, zeigt sich an der installierten Leistung. Von 116,8 GW im Jahr 2020 stieg die Nennleistung auf inzwischen 202,8 GW an.
Das entspricht innerhalb von knapp 5,5 Jahren einem Anstieg um 73,6 Prozent. Gleichzeitig liegt der Zuwachs bei der Erzeugung von 2020 bis 2025 bei Wind und Solar nur bei knapp 15 Prozent, womit die Lücke der „erwarteten Erzeugung“ hier noch größer als bei der Windkraft allein ist. Der enorme Zubau geht vor allem auf (kleine) Solaranlagen zurück, die „Lücke“ auch. Dazu später mehr.
Während die installierte Leistung von Photovoltaikanlagen zwischen 2020 und 2025 um 116,3 Prozent anstieg, wuchs ihre Einspeisung „nur“ um 54,4 Prozent. Das bedeutet, dass auch bei Solar ein erhebliches Manko herrscht. Es ist nur weniger sichtbar.
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Die jährliche Nettostromerzeugung von Windkraft seit 2002.

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

Während immer mehr Anlagen Energie aus Sonne und Wind gewinnen sollen, sinkt die installierte Leistung im Bereich der fossilen Kraftwerke, vor allem beim Kohlestrom. Hintergrund davon ist der gesetzlich festgelegte Ausstieg aus der Kohleverstromung bis spätestens 2038.
Im Jahr 2020 hatte die Bundesrepublik noch Braun- und Steinkohlekraftwerke im Umfang von 44,6 GW Nennleistung. 2025 waren es nur noch insgesamt 30,1 GW. Das entspricht einem Rückgang von 32,5 Prozent. Die Stromerzeugung aus Stein- und Braunkohle sank im selben Zeitraum dennoch nur um 20,7 Prozent von 117,6 auf 93,3 TWh.
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Eine Frage von Standort und Wetter

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

Energieumwandlung im Windschatten

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

Solar kontra Windkraft

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

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

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

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

Minuspreise sorgen für hohe Ausgaben

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

Berlin baut einen 120-MW-Tauchsieder, um Überschussstrom in Wärme umzuwandeln. - Foto: jotil/iStock

In Kürze:

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

Ein einfacher Tauchsieder in einer Teetasse.

Foto: Yuriy Gluzhetsky/iStock

Überschussstrom durch Windkraft und Solar

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

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

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

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

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

Saisonales Problem nicht gelöst

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

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

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

Entschärfung von Netzengpässen

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