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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Laut 1KOMMA5° lag der durchschnittliche Negativpreis im aktuellen Jahr bis Ende Mai bei –28,65 Euro pro Megawattstunde. Das entspricht etwa –2,87 Cent pro Kilowattstunde vor Steuern und Abgaben. In Spitzenzeiten mussten Stromerzeuger bis über 500 Euro pro Megawattstunde zahlen.
Günstiger wird es dadurch allerdings nur für Stromkunden mit einem dynamischen Stromtarif. In Stunden mit Minuspreisen an der Strombörse können auch sie deutlich günstiger Strom beziehen, wenn auch aufgrund von Steuern, Abgaben und Netzentgelten im Regelfall nicht zu Preisen unter Null.
Wer in dieser Zeit sein E-Auto lädt, kocht oder die Waschmaschine laufen lässt, kann Geld sparen, hat aber oft einen insgesamt höheren Stromverbrauch. Hinzu kommt, dass nur wenige Verbraucher einen solchen Tarif haben und die entsprechende Nutzung zeitliche Flexibilität erfordert.
Zudem müssen diese Flex-Kunden, etwa bei Strommangel in den Abendstunden, wenn der Börsenstrompreis wieder steigt, entsprechend höhere Preise bezahlen. Stromkunden mit einem konstanten Arbeitspreis merken zunächst nichts von den Marktschwankungen.
Durch die niedrigen Preise entstehen allerdings auch für sie Kosten. Minuspreise sind ein Aufruf, besonders an Stromgroßkunden aus der Industrie, überschüssigen Strom abzunehmen, um das Netz stabil zu halten. Dafür erhalten sie eine Gutschrift vom Energieerzeuger, der sie wiederum zu gewissen Teilen vom Staat erstattet bekommt. Dazu kommen die staatlichen Ausgaben für die gesetzlich garantierten Vergütungen für Betreiber der Erneuerbaren-Energien-Anlagen aus dem EEG-Konto (Erneuerbare-Energien-Gesetz) sowie Kosten für Redispatch-Maßnahmen und Abschaltungen.
An manchen Extremtagen wie dem sonnenreichen 1. Mai 2026 kamen so Kosten von rund 150 Millionen Euro zusammen, die letztlich die Steuerzahler tragen müssen. Auch an den diesjährigen beiden Pfingstfeiertagen lagen die Kosten bei insgesamt 110 Millionen Euro.
Die Bundesnetzagentur will das System der Netzentgelte reformieren. - Foto: canva; Montage: Epoch Times
In Kürze:
Die Bundesnetzagentur hat ihr neues Reformkonzept für die Netzentgelte vorgestellt.
Es ist eine Neuverteilung von Kosten in Höhe von rund 37 Milliarden Euro pro Jahr – hin zu mehr Kostengerechtigkeit und Anreizen für netzdienliches Verhalten.
Für Privathaushalte ändert sich kaum etwas.
Betreiber von Solaranlagen werden jedoch stärker zur Kasse gebeten.
Bei Großverbrauchern soll es drastische Änderungen wie den Wegfall des heutigen Leistungspreises geben.
Mit der Energiewende verändert sich unsere Netzinfrastruktur grundlegend.
Das ist ein Grund, warum die Bundesnetzagentur intensiv über eine Neuausrichtung der Netzentgelte nachdenkt. Netzentgelte sind die Gebühren für die Nutzung, Wartung und den Ausbau der öffentlichen Stromnetze in Deutschland. Sie machen rund 30 Prozent der Stromkosten eines Haushalts aus.
Neuverteilung von 37 Milliarden Euro
Die Bundesnetzagentur hat am 27. Mai 2026 „nach intensiver Diskussion mit allen Netznutzergruppen“ ihren vorläufigen Zwischenstand zur Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) vorgestellt.
Klaus Müller, Präsident der Behörde mit Sitz in Bonn, erläutert die Pläne:
„Die Systematik der Netzentgelte wird der Energieversorgung der Gegenwart und Zukunft nicht mehr gerecht. Mit einer neuen Netzentgeltsystematik wollen wir die Kosteneffizienz stärken und eine faire Verteilung der Belastungen erreichen.
Haushalte und Unternehmen zahlen für Netzentgelte jedes Jahr rund 37 Milliarden Euro. Diese Kosten sollen ab 2029 nach einer neuen Systematik verteilt werden.
Bundesnetzagenturchef Klaus Müller.
Foto: Wolf von Dewitz/dpa-Zentralbild/dpa
Laut Müller plane die Bundesnetzagentur mit der Reform, die aufkommenden Kosten dort in Rechnung zu stellen, wo sie entstehen. Weitere Ziele lauten: „knappe Kapazitäten mit einem Preis versehen, Engpassmanagementkosten vermeiden, Flexibilität unterstützen und den Netzausbau dämpfen“.
Ein weiterer Grund für die Reform ist ein Urteil des Europäischen Gerichtshofs. Diese Entscheidung führt dazu, dass der Bundestag die bestehende Stromnetzentgeltverordnung zum 31. Dezember 2028 aufheben muss.
Für die rund 40 Millionen Haushalte in Deutschland soll sich nicht viel ändern. Ihre Stromrechnung besteht weiterhin aus einem Grundpreis in Euro pro Jahr und einem Arbeitspreis in Cent pro Kilowattstunde (kWh).
Allerdings gibt es voraussichtlich künftig verbindliche Vorgaben für die Grundpreise, da die Behörde plant, den Grundpreis zu deckeln. Bisher können die Netzbetreiber diese beliebig erheben, wodurch teils deutliche Preisunterschiede entstehen.
Mehrkosten für Betreiber von Solaranlagen
Betroffen wären durch die geplante Veränderung insbesondere Verbraucher, die auch eine Stromerzeugungsanlage – etwa eine Solaranlage – betreiben. Diese sogenannten Prosumer speisen je nach Wetterlage Strom ein und beziehen diesen zu anderen Zeiten aus dem Netz.
Solaranlagen auf Wohnhäusern speisen ihren Überschussstrom in das öffentliche Stromnetz ein.
Foto: Joe Morris/iStock
Durch einen höheren Grundpreis sollen sie sich wieder stärker an der Netzfinanzierung beteiligen. Das sei sachgerecht, da sie sich auf eine jederzeitige Versorgung aus dem Netz verlassen können.
„Wer seinen Strom selbst erzeugt, trägt bisher weniger zur Finanzierung des Netzes bei“, erklärte Müller. „Aber auch er verlässt sich auf das Netz, wenn die Sonne nicht scheint und der Speicher leer ist. Wir wollen Stromerzeuger deswegen ein wenig stärker an den Kosten beteiligen. Das ist ein Gebot der Fairness. Sonst würden zunehmend nur Verbraucher ohne eigene Erzeugung die steigenden Kosten tragen.“
Die Prosumer müssen mit voraussichtlich unter 100 Euro Mehrkosten im Jahr rechnen. Die Höhe soll lokal variieren.
Nutzer mit Steckersolaranlagen, also etwa Balkonkraftwerken, die nur über einen Schuko-Stecker mit dem Hausstromnetz verbunden werden, zahlen diesen erhöhten Grundpreis nicht.
Ein Schlüsselelement der Energiewende sind Speichersysteme. Sie sollen überschüssigen Strom von Solar- und Windkraftanlagen aufnehmen und ihn in sonnen- und windärmeren Stunden bei Strommangel dem Netz wieder abgeben. Das entlastet die Netze.
Noch im vergangenen Jahr hatte die Bundesnetzagentur überlegt, die bestehende Befreiung der Netzentgelte für Batteriesysteme zu kippen. Kritik dazu kam vom Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES). „Schon die unnötige Diskussion darüber hat enormen Schaden verursacht“, teilte der Verband mit.
Die aktuelle Überarbeitung der Energiebehörde begrüßt der BVES hingegen. „Die Bundesnetzagentur hat sich am Ende für das einzig Richtige entschieden: Rechtssicherheit, Investitionssicherheit und Planungssicherheit“, erklärte Thomas Speidel, Präsident des BVES. Laut dem Verband ordnet die Bundesnetzagentur Stromspeicher nun klar als „Flexibilitätsoption“ und nicht als klassische Verbraucher ein.
„Speicher sind elementar für das Energiesystem der Zukunft und die Steigerung der Versorgungssicherheit. Wir brauchen noch viel mehr davon“, so die Energiebehörde.
Nach dem derzeitigen Stand der AgNes-Reform müssen Betreiber von Heimstromspeichern auch künftig keine Netzentgelte bezahlen. Dieses Privileg gilt 20 Jahre lang, auch für große Speicherprojekte, die noch bis zum 4. August 2029 in Betrieb gehen.
Speicheranlagen, die später in Betrieb gehen, zahlen einen „moderaten Kapazitätspreis“. Hierbei handelt es sich um die Gebühr für die Bereitstellung oder beanspruchte Maximalleistung eines Stromanschlusses.
Wie bei Stromerzeugern soll dieses Einspeiseentgelt zwischen 4 und 7 Euro pro Kilowatt (kW) pro Jahr liegen. Arbeitspreise fallen für Speicherprojekte nicht an.
Drastische Änderungen soll es für Verbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch, wie Industriebetriebe, geben. Bei ihnen soll der heutige Leistungspreis wegfallen. Stattdessen sind ein Kapazitätspreis in Euro pro kW pro Jahr sowie ein Preisaufschlag in Cent pro kWh bei Überschreitung der Bestellkapazität angedacht.
Der Arbeitspreis in Cent pro kWh für den Verbrauch bis zur Höhe der bestellten Kapazität soll bestehen bleiben. Ziel der Bundesnetzagentur ist hier, die Flexibilität der Großverbraucher zu fördern.
Produktion in einem Betrieb für Maschinen- und Anlagentechnik. Diese Fertigungsstätten gelten meist als Großverbraucher.
Foto: picture alliance/dpa
„Wir ermöglichen gewerblichen und industriellen Verbrauchern mehr Flexibilität beim Stromverbrauch. Darin liegen große Chancen, stärker auf niedrige Strompreise zu reagieren. Davon profitieren Großverbraucher und Stromsystem in gleicher Weise“, sagte Klaus Müller.
Bisher werden Betriebe begünstigt, die einen durchgehend gleichmäßigen Stromverbrauch haben. Aktuell erhalten sie hohe Rabatte auf Netzentgelte. Diese Regelung zur sogenannten Bandlast gilt für Bestandskunden noch bis maximal Ende 2031. Die Energiebehörde berät noch über die konkrete Ausgestaltung der zukünftigen Regelungen für industrielle Verbraucher. Ein Konzept wird Anfang 2027 erwartet.
Sonderbehandlung für Elektrolyseure
Elektrolyseure gelten ebenfalls als Schlüsseltechnologie für die Energiewende. Sie spalten mit Strom chemische Verbindungen auf. Dadurch lässt sich etwa Wasserstoff gewinnen.
Die Behörde plant bei Elektrolyseuren für grünen und kohlenstoffarmen Wasserstoff ein Netzentgelt, dessen Höhe sich an den Kapazitätsentgelten für Speicher und Einspeiser orientiert. Gleichzeitig wird auf Arbeitsentgelte verzichtet.
Der vollständige Entwurf für die Reform der Netzentgelte soll im Sommer 2026 veröffentlicht und die Rahmenfestlegung nach einer förmlichen Konsultation Ende 2026 abgeschlossen werden.
Auf den Punkt gebracht:
Privatkunden: Grund- und Arbeitspreis bleiben bestehen, Deckel für den Grundpreis
Solaranlagenbetreiber: Höherer Grundpreis, unter 100 Euro Mehrkosten im Jahr, Steckersolaranlagen nicht betroffen
Speicherbetreiber: Netzentgeltbefreiung für Heimspeicher bleibt bestehen, Kapazitätspreis von 4 bis 7 Euro pro kW pro Jahr geplant, kein Arbeitspreis
Großverbraucher: Leistungspreis fällt weg, stattdessen ein Kapazitätspreis und ein Preisaufschlag bei höherer Bestellkapazität, Arbeitspreis bleibt, Bundesnetzagentur will mehr Flexibilität fördern, Bandlastprivileg noch bis Ende 2031
Elektrolyseure: Netzentgelte vorgesehen, keine Arbeitsentgelte
Noch im vergangenen Jahr dachte die Behörde über dynamische Netzentgelte nach. Demnach hätte bei hohem Stromverbrauch und weniger Stromangebot die Gebühr für die Verbraucher höher, bei wenig Verbrauch und mehr Angebot deutlich niedriger ausfallen sollen. Die Änderung hätte im 15-Minuten-Takt erfolgen sollen. Das sollte den Stromkunden einen Anreiz schaffen, ihren Verbrauch in „netzdienliche“ Zeiten zu verschieben.
Allerdings hagelte es breite Kritik aus der Energiebranche. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft äußerte im Februar dieses Jahres: „Das von der BNetzA [Bundesnetzagentur] vorgeschlagene Modell zu dynamischen Netzentgelten ist […] nicht geeignet […] für eine optimiert netzdienliche Netznutzung.“
Der Berliner Ökoenergieanbieter Statkraft veröffentlichte im April eine Untersuchung der Auswirkungen dynamischer Netzentgelte. Laut dem Erzeuger würde in allen untersuchten Varianten die Einspeisung „erneuerbarer“ Energien sinken, während die thermische Erzeugung und Importe zunehmen. Die Konsequenz wären höhere Strompreise und ein Anstieg der CO₂-Emissionen. Ebenso entstünden ausgeprägte regionale Verteilungseffekte.
Nach Ansicht des Erneuerbaren-Verbands BEE sei die Reform laut „Ingenieur.de“ „Gift für den Markt“. Schwankende Preise und die Unklarheit über das tatsächliche Nutzerverhalten machten Investitionen in Solar- und Windkraftanlagen damit unkalkulierbar.
Trotz dieser Kritik gibt die Bundesnetzagentur das Konzept flexibler Preise nicht auf. So überlegt sie, mit dynamischen Preissignalen den Redispatchbedarf zu reduzieren. Im vergangenen Jahr lagen die Kosten hierfür bei gut 3 Milliarden Euro.
Darin sind auch die Vorhaltekosten für Reservekraftwerke enthalten. „Diesen Gesamtkostenblock wollen wir reduzieren“, so die Behörde. Ein erstes Konzept mit dynamischen Netzentgelten plant sie, 2027 zu entwickeln und zu untersuchen.
Bremst die Photovoltaik den Windkraftertrag aus? - Foto: zhengzaishuru/iStock
In Kürze:
Seit 2020 hat der Ausbau der Windkraft die Stromerzeugung nicht signifikant erhöht.
Das bestätigt nun auch das Leibniz-Institut.
Ein Bereichsleiter sieht den Grund in der Kannibalisierung durch Solarstrom.
Auch Abschaltsysteme und Betriebsauflagen bremsen den Windstromertrag.
Wie die Epoch Times bereits am 20. Mai berichtete, scheint der Stromertrag der Windkraft zu stagnieren. Zwar stieg die installierte Leistung laut den verfügbaren Daten von 2020 bis 2025 um 25,2 Prozent, die tatsächliche Einspeisung jedoch nur um 1,2 Prozent.
Demnach hätten der massive Ausbau von Windrädern sowie das Repowering, bei dem ältere Windräder durch größere und leistungsstärkere ersetzt werden, nicht den erwarteten Mehrertrag erzielt.
Bringen 2.600 neue Windräder den erwarteten Ertrag?
Wie die „WELT“ in ihrem Artikel über das „Windstrom-Rätsel“ berichtet, stieg die Turbinenleistung aller Windkraftanlagen an Land zwischen 2020 und 2025 um 14 Gigawatt (GW). Laut den Daten des Fraunhofer-Energieportals „Energy Charts“ entwickelte sich hier die Nennleistung von 54,4 auf 68,2 GW. Fügt man auch die Windkraft auf See hinzu, liegt der gesamte Zuwachs bei 15,7 GW.
Laut dem Nachrichtenportal seien allein für den Zuwachs an Land „rechnerisch fast 2.600 neue Windräder […] in die Landschaft gesetzt“ worden. Inzwischen hat Deutschland rund 31.000 Windkraftanlagen an Land und auf See. Der Großteil davon steht an Land. Ende 2025 waren es laut dem Bundesverband Windenergie 29.226 in Betrieb befindliche Windturbinen.
Dieser Zubau führte jedoch nur zu einer minimalen Gesamtertragssteigerung von 129,6 Terawattstunden (TWh) im Jahr 2020 auf 131,2 TWh im vergangenen Jahr, also nur 1,2 Prozent mehr.
In den vergangenen Jahren entstanden zahlreiche neue große Windkraftanlagen in Deutschland.
Foto: J-Picture/iStock
Kannibalisierung durch Photovoltaik
In dem „WELT“-Bericht gab Manuel Frondel, Leiter des Bereichs „Umwelt und Ressourcen“ am RWI Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung, eine Analyse zur Entwicklung ab. Er bestätigte: „Ab 2020 gibt es keinen statistisch signifikanten Zusammenhang mehr zwischen Windstromerzeugung und installierter Windkraftkapazität.“
Als möglichen Grund nannte Frondel die Einspeisung von Solarstrom ins Netz. Dies könnte zu einer Konkurrenz von Sonnen- und Windstrom geführt haben. „Ab 2022 hat es einen neuen Solarboom gegeben, das dürfte zur Kannibalisierung beigetragen haben“, sagte er.
An fast allen sonnigen Tagen werde inzwischen „viel zu viel Solarstrom produziert“. Zugleich schränkte der Experte ein, dass eine Zeitreihe über fünf Jahre hinweg noch keine ausreichende Datengrundlage für eine abschließende Analyse liefere.
Hierbei ist zu erwähnen, dass bei der Windkraft alle Anlagen steuerbar sein müssen. Die Netzbetreiber können somit bei Bedarf deren Leistung beliebig herunterfahren, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Denn die Stromproduktion muss zu jedem Zeitpunkt dem Stromverbrauch entsprechen.
Bei der Photovoltaik ist diese Steuerbarkeit bei einer Vielzahl von Anlagen nicht gegeben. Von den aktuell installierten 123,4 GW an Solarleistung sind rund 50 GW nicht steuerbar. Wenn die Sonne scheint, speisen diese Anlagen ihren Strom ungebremst ins Netz ein. Um einen Stromüberschuss und daraus folgende Störungen im Netz zu vermeiden, müssen die Netzbetreiber stattdessen die übrigen Energieerzeuger – einschließlich Windkraftanlagen – drosseln.
Zunehmend windschwache Standorte
Neben dem netztechnisch erzwungenen Solarvorrang stehen jedoch weitere mögliche Gründe im Raum, warum der Windstrom stagniert.
Einer ist die Standortverfügbarkeit. In Deutschland sind manche Standorte besser und manche weniger gut für Windkraft geeignet. Die Betreiber der ersten Windkraftanlagen haben sich noch die besten Standorte aussuchen können.
Nach jahrzehntelangem Ausbau müssen Betreiber neuer Anlagen zunehmend windschwächere Standorte wählen. Die geeignetsten Flächen sind weitgehend vergeben.
Hinzu kommt, dass immer mehr Windkraftanlagen wegen des Platzproblems in der Nähe von Wohngebieten entstehen. Viele dieser Anlagen unterliegen dort jedoch Lärmschutzauflagen und müssen teilweise über Nacht abschalten, weil sie zu laut sind. Windkraftanlagen emittieren im Betrieb häufig mehr als 100 Dezibel.
Weitere Abschaltmechanismen existieren bei neueren Anlagen auch teilweise im Zusammenhang mit dem Vogelschutz. Erfassen Kameras einen Vogel, berechnet ein integriertes KI-System, ob eine für den Vogel meist tödliche Kollision mit dem Windrad droht. Falls ja, schaltet die KI die Anlage ab.
Ein weiterer diskutierter Aspekt sind die Windkraftanlagen selbst. Sie entziehen dem Wind einen Teil seiner kinetischen Energie und wandeln diese in elektrischen Strom um. Dieser Effekt lässt sich mit dem Energieerhaltungssatz beschreiben. Dadurch wird Windenergie lokal in Strom umgewandelt. Je mehr Windräder es gibt, desto stärker können lokale Strömungseffekte auftreten.
Haushalte mit PV-Anlagen sollen sich künftig stärker an der Netzfinanzierung beteiligen. (Symbolbild) - Foto: Frank Molter/dpa
Bei den Gebühren für die Nutzung der Stromnetze sollen Haushalte mit einer eigenen Erzeugungsanlage künftig einen höheren Grundpreis bezahlen. Dies plant die Bundesnetzagentur bei der anstehenden Reform der sogenannten Netzentgeltsystematik Strom, wie die Behörde in Bonn mitteilte.
„Die zusätzlichen Kosten für diese Verbraucher werden lokal unterschiedlich sein und voraussichtlich unter 100 Euro im Jahr betragen“, so die Netzagentur. Die Reform soll ab 2029 gelten.
Die Neuregelung würde etwa Besitzer von Photovoltaik-Anlagen betreffen – mit einer Einschränkung: Wer nur ein Balkonkraftwerk betreibt, auch Steckersolaranlage genannt, soll diesen erhöhten Grundpreis nicht bezahlen.
„Prosumer“ sollen sich stärker an Netzfinanzierung beteiligen
Mit dem höheren Grundpreis würden sich die sogenannten Prosumenten stärker an der Netzfinanzierung beteiligen, hieß es. Der Begriff „Prosument“ ist ein Kofferwort aus „Produzent“ und „Konsument“.
Prosumenten stärker an der Netzfinanzierung zu beteiligen sei „sachgerecht, da sie sich auf eine jederzeitige Versorgung aus dem Netz verlassen können“, erklärte die Bundesnetzagentur. Nähere Einzelheiten zu den Plänen teilte die Behörde noch nicht mit.
Es sind zahlreiche Neuregelungen bei den Netzentgelten geplant. Sie betreffen alle Stromverbraucher und erstmals auch Stromerzeuger. Sie sind nötig, weil die bisherigen Regelungen Ende 2028 auslaufen.
Mit einer neuen Systematik wolle man die Kosteneffizienz stärken und eine faire Verteilung der Belastungen erreichen, sagte Behördenpräsident Klaus Müller laut einer Mitteilung.
„Unsere Ziele: Kosten da veranschlagen, wo sie entstehen. Knappe Kapazitäten mit einem Preis versehen. Engpassmanagementkosten vermeiden. Flexibilität unterstützen und den Netzausbau dämpfen.“
Für die rund 40 Millionen Haushaltskunden werde sich systematisch nicht viel ändern, betonte die Behörde weiter. „Ihr Netzentgelt besteht weiterhin aus einem Grundpreis in Euro pro Jahr und einem Arbeitspreis in Cent je Kilowattstunde“, hieß es.
Künftig solle es aber verbindliche Vorgaben für die Grundpreise geben.
Deutsche Stromnetze kosten jährlich rund 37 Milliarden Euro
Die Netzgebühren machen für Haushalte ein gutes Drittel des Strompreises aus. Mit dem Geld werden Betrieb, Wartung, Erneuerung und Ausbau des Stromnetzes finanziert.
Jährlich kommen laut Netzagentur insgesamt rund 37 Milliarden Euro zusammen. Um das Stromnetz in Deutschland kümmern sich vier Übertragungsnetzbetreiber und weitere rund 860 Verteilnetzbetreiber.
In der Branche wird die Reform kurz „Agnes“ genannt, was für „Allgemeine Netzentgeltsystematik Strom“ steht. Bis zur Jahresmitte will die Bundesnetzagentur nun einen ausgearbeiteten Entwurf vorlegen, der dann ausführlich von allen Beteiligten diskutiert wird.
Die daraufhin überarbeitete, endgültige Fassung will die Behörde Ende 2026 festlegen, also zwei Jahre vor Inkrafttreten der neuen Regeln. (dpa/red)
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.
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).
Bei hoher Solarstromproduktion fallen die Strompreise erneut deutlich ins Negative. Bereits am teils bewölkten Pfingstsonntag sinkt der Börsenstrompreis in der sogenannten Day-Ahead-Auktion auf bis zu minus 86,71 Euro pro Megawattstunde (MWh). Das bedeutet: Stromabnehmer erhalten rechnerisch bis zu 8,67 Cent pro verbrauchter Kilowattstunde, um überschüssigen Strom aus dem Netz aufzunehmen.
Am Pfingstmontag dürfte der Preis erneut im dreistelligen Minusbereich pro MWh liegen. Der technische Spitzenwert von minus 500 Euro pro MWh trat erstmals am 1. Mai auf.
Diese zunehmenden negativen Strompreise sind jedoch kein Zeichen dafür, dass die Energiewende den Strom grundsätzlich günstiger macht. Vielmehr seien sie „ein deutliches Warnsignal“, wie die FAZ-Wirtschaftsjournalistin Hanna Decker betont. Sie nennt dafür zwei Gründe:
„Erstens: Der Staat verbrennt Geld. Denn alle bis Ende Februar vergangenen Jahres installierten Solaranlagen erhalten auch in jenen Stunden die Erneuerbaren-Einspeisevergütung nach dem EEG, in denen ihr Strom dem System überhaupt nichts nützt oder ihm sogar schadet.“
Der Energieexperte Stefan Spiegelsperger berechnete die Kosten für die Steuerzahler allein für den 1. Mai 2026 im Bereich der Stromversorgung auf rund 150 Millionen Euro.
Als zweiten Grund nannte Decker die Problematik für Netzbetreiber an solch sonnenreichen Tagen mit wenig Strombedarf „Einspeisung und Verbrauch im Gleichgewicht zu halten“. Auch das Solarspitzengesetz, das eine Vergütung bei Negativstrompreisen untersagt, löse das Problem nicht. „Denn der Großteil der Anlagen hat leider weiterhin keinen Mechanismus, die Einspeisung zu drosseln, läuft bei negativen Strompreisen also einfach durch“, schrieb sie.
Was die Netzbetreiber tun können
Um Stromangebot und -nachfrage im Gleichgewicht und somit die Netze stabil zu halten, haben die Netzbetreiber einige Möglichkeiten. Eine davon sind Pumpspeicherkraftwerke. Bei Stromüberproduktion befördern Pumpen Wasser in ihre höher gelegenen Speicherseen. Dazu verbrauchen sie netzdienlich den Überschussstrom. Bei Bedarf, meist in den Abend- oder Nachtstunden, fließt das Wasser wieder hinab und Turbinen erzeugen Strom.
Zudem gibt es den grenzüberschreitenden Stromhandel mit den Nachbarländern. Diese können überschüssigen Strom zu den aktuellen Börsenstrompreisen abnehmen. Allerdings ist dies nur in begrenztem Umfang von einigen Gigawatt (GW) möglich.
Eine Harmonisierung der Netze können auch Stromspeichersysteme erzielen. In Deutschland entstehen derzeit zunehmend Batterieparks. Deren Ausbau wird jedoch durch den hinterherhinkenden Netzausbau eingebremst. Für die vielen Antragsteller bestehen Wartezeiten von teils mehreren Jahren. Ein weiterer Ansatz kommt aus Berlin. Dort soll ein riesiger Tauchsieder künftig Stromüberschüsse netzdienlich in nützliche Wärme umwandeln.
In der aktuellen Situation sind die Netzbetreiber allerdings häufig zu den genannten Abschaltungen und Redispatch-Maßnahmen gezwungen.
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).
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.
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.
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.
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.
Die installierte Leistung bei der Photovoltaik in Deutschland 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.
Sowohl bei Windkraft- als auch bei Solaranlagen stellt sich die Frage nach einer Erklärung der Differenz zwischen Zubau und Ertragszuwachs. Oder anders formuliert: Wo sind die fehlenden Prozente der zu erwartenden Energieerzeugung?
Ein wesentlicher Punkt ist der Standort. Nachdem zunächst die windstärksten und sonnenreichsten Standorte bebaut wurden, müssen sich Betreiber nun weniger geeigneten Flächen zuwenden. Entsprechend niedriger fallen die Strommengen pro Gigawatt neu installierter Leistung aus. Das lässt auch den Durchschnitt aller Anlagen sinken.
Wie viel Strom ein Windrad oder eine Solaranlage letztlich einspeisen kann, hängt jedoch nicht von Durchschnittswerten ab, sondern von den tatsächlichen Bedingungen vor Ort. Gerade für die Jahre 2024 und 2025 haben Forscher „außergewöhnlich windarme Witterungen“ registriert. Davon betroffen sind sowohl Windkraftanlagen an Land als auch auf See.
Energieumwandlung im Windschatten
Auch eine Beeinflussung des Windes durch die hierzulande inzwischen rund 31.000 Windkraftanlagen selbst ist nicht ausgeschlossen, sondern geradezu wahrscheinlich. Nach dem Energieerhaltungssatz kann Energie weder erzeugt werden noch verloren gehen. Windräder wandeln dabei die lineare Bewegung der Luft zunächst in die Drehbewegung der Rotorblätter und diese wiederum in elektrischen Strom um. Somit bleibt in der Atmosphäre letztlich weniger Windenergie zurück. Das bedeutet: Je mehr Windräder es gibt, umso weniger Wind weht, und damit ist letztlich weniger Windenergie vorhanden.
Das hat zur Folge, dass sich hintereinanderstehende Windkraftanlagen, vor allem aber Windparks, gegenseitig den Wind wegnehmen. Die erste Windkraftanlage, auf die der Wind ungebremst trifft, kann noch die meiste Energie aus dem Wind ziehen. Alle dahinterliegenden Anlagen stehen im Windschatten der ersten Anlage und sind ihren Turbulenzen ausgesetzt. Insgesamt steht ihnen somit weniger Wind zur Verfügung. Dadurch sinkt letztlich deren Stromertrag. Entsprechende Simulationen kamen auf einen Ertragsverlust von insgesamt 34,1 bis 38,2 Prozent.
„Windkraftanlagen sind Wettermacher. An immer mehr Standorten und daher in immer mehr regionalen und globalen Windsystemen fehlt Wind“, fasst der ehemalige Wirtschaftsredakteur und Ressortleiter der FAZ, Klaus Peter Krause, dieses Phänomen zusammen. Auch der Physiker Dieter Böhme bestätigte diese Energieverschiebung schon vor rund vier Jahren. Seiner Aussage nach würden allein die deutschen Windräder der Atmosphäre jeden Tag eine Energiemenge von umgerechnet 20 Hiroshima-Atombomben entziehen.
Ein ähnlicher, wetterwirksamer Zusammenhang existiert bezüglich Photovoltaikanlagen, die sich deutlich stärker aufheizen als ihre Umgebung. Das hat zwei Folgen. Einerseits sinkt der Wirkungsgrad von Solarzellen aufgrund thermischer Verluste mit steigenden Temperaturen. Zugleich führen höhere Temperaturen zu höherer Verdunstung und damit unter anderem zu mehr Wolken.
Solar kontra Windkraft
Der vielleicht wichtigste Faktor ist jedoch technischer Natur: In Zeiten von besonders günstigen Bedingungen oder geringem Stromverbrauch müssen Solar- und Windkraftanlagen zunehmend abgeschaltet werden, um das Stromnetz zu stabilisieren. Konkrete Daten, welche Strommengen Drosselungen zum Opfer fallen, liegen nicht vor.
Windräder sind im Vergleich zu Solaranlagen in diesem Punkt im Nachteil, weil alle Turbinen steuerbar sein müssen. Das ist bei Solaranlagen unter 25 Kilowatt Spitzenleistung (kWp) nicht der Fall und hat dazu geführt, dass aktuell rund 50 GW an installierter Solarleistung nicht steuerbar sind. Das heißt, der Netzbetreiber kann sie bei Bedarf nicht drosseln. Wenn die Sonne scheint, schieben sie ihren Strom ungebremst in die Netze.
Um einen Stromüberschuss und daraus folgende Störungen im Netz zu vermeiden, drosselt der Netzbetreiber stattdessen die übrigen Energieerzeuger, einschließlich Windkraftanlagen. Dieser Effekt ist regelmäßig in den Stromdaten zu erkennen. Vormittags sinkt der Windkraftertrag, ist zur Solarspitze am Mittag vergleichsweise niedrig und steigt am späten Nachmittag wieder an, um am nächsten Morgen wieder zu sinken.
Die Daten zur Stromerzeugung Deutschlands der Woche vom 6. bis 12. April 2026 zeigen deutlich, wie die Einspeisung aus Windkraft (blaugrau) sinkt, wenn die Einspeisung aus Solaranlagen (gelb) tagsüber steigt.
Dennoch sind auch Solaranlagen von den Abschaltungen betroffen. Die Netzbetreiber können zwar nicht auf alle Anlagen zugreifen, größere Anlagen und damit ein Großteil der installierten Leistung sind aber ebenfalls regelbar. Das dürfte der Grund dafür sein, dass auch die Stromerzeugung aus Photovoltaik über 60 Prozentpunkte hinter dem Zubau zurückbleibt.
Minuspreise sorgen für hohe Ausgaben
Die Folgen für die Verbraucher durch diese zunehmend wetterabhängige Stromerzeugung sind Minuspreise an den Strombörsen. Wie bei allen Produkten entscheiden auch bei der Stromerzeugung Angebot und Nachfrage über den Preis. Um das Netz aufrecht und stabil zu halten, müssen jedoch Stromerzeugung und -verbrauch stets auf demselben Niveau sein. Hinzu kommt, dass Strom „leicht verderblich“ ist, denn er kann bisher kaum gespeichert werden.
Wenn Windkraft und Solar bei der sogenannten Hellbrise viel Strom erzeugen, ist das aufgrund der hohen installierten Leistung mittlerweile häufig schon zu viel. Dieses Überangebot sorgt für niedrige Preise, die immer öfter deutlich unter null fallen. Normalerweise bietet ein Händler seine Ware nicht zu einem Minuspreis an, weil er dem „Käufer“ dann Geld geben muss. In der Wirtschaft kommt das in der Regel bei Abfall vor, den man loswerden will.
Die Anzahl der Stunden mit Null- oder Minuspreisen stieg in den vergangenen 16 Jahren dabei stark an. Während es im gesamten Jahr 2010 nur 12 Stunden gab, waren es im vergangenen Jahr 652 Stunden – ein neuer Rekordwert, wie der Datenexperte Rolf Schuster von der Bundesinitiative Vernunftkraft ermittelte. Damit einher ging auch die Entwicklung der Höhe der negativen Preise.
Das Ausmaß dieser zeigte der 1. Mai 2026. Hier traf der feiertagsbedingt niedrige Stromverbrauch auf hohe Einspeisung einer Hellbrise. Zugleich hatten auch die Nachbarländer zu viel Strom aus Wind und Solar und ihrerseits bereits negative Preise. In der Folge fiel der Börsenstrompreis in Deutschland an den Spotmärkten auf die technische Untergrenze von –499,99 Euro pro Megawattstunde. Das sind 49,99 Cent pro Kilowattstunde, die der Stromkunde für den in dieser Zeit von ihm verbrauchten Strom erhält.
Was zunächst nach günstigem Strom klingt, ist es jedoch nur bedingt, denn es sind Großkunden, oft aus dem Ausland, die Strom und Geld von Deutschland erhalten. Der normale Stromkunde profitiert ohne besondere Tarife davon nicht. Im Gegenteil, er muss über Abgaben und Steuern die aus dem Bundeshaushalt finanzierte „EEG-Umlage“ zahlen. Die Aufwendungen für einen Tag Hellbrise liegen dabei regelmäßig im neunstelligen Bereich. Die „Kugel Eis“ für die Energiewende zahlen wir somit nicht mehr monatlich, wie im Jahr 2004 gesagt wurde, sondern täglich.
BASF will in Ludwigshafen einen Solarpark mit 130 Megawatt-Peak errichten. - Foto: helivideo/iStock
In Kürze:
BASF plant den Bau eines riesigen Solarparks in Ludwigshafen.
Der Netzbetreiber kann das Projekt aber nicht ans Netz anschließen.
Der Grund sind zu geringe Netzkapazitäten.
Die Bundesregierung kennt das Problem, hat aber noch keine Speicherstrategie entwickelt.
Die bisherigen Speicherprojekte sind marktwirtschaftlich entstanden.
Der Chemiekonzern BASF plant einen bis zu 120 Hektar großen Solarpark an seinem Hauptsitz im rheinland-pfälzischen Ludwigshafen. Damit will das Unternehmen grünen Strom aus der Region für die Region bereitstellen und zugleich die CO₂-Bilanz seiner Werke verbessern.
Der Solarpark soll eine installierte Leistung von bis zu 130 Megawatt (MW) erreichen. Damit könnte die Anlage laut Werksangaben rund 140.000 Megawattstunden (MWh) Strom pro Jahr erzeugen.
Um die Klimaziele zu erfüllen, arbeitet der Konzern an der Reduktion seiner Treibhausgasemissionen. Ein zentraler Schritt dabei ist die Umstellung von fossilen auf erneuerbare Energiequellen. Um den dadurch entstehenden Bedarf an grünem Strom zu decken, investiert die BASF in eigene Anlagen für erneuerbare Energien und schließt zudem Verträge mit externen Partnern ab, etwa für Beteiligungen an Offshore-Windparks.
Direkt am Standort der firmeneigenen Kläranlage in Ludwigshafen soll der Solarpark (schwarze Linien) entstehen.
Das Solarprojekt passt grundsätzlich zur Energiewende, in deren Rahmen der Ausbau erneuerbarer Energien in den vergangenen Jahren deutlich vorangeschritten ist. Allein im Jahr 2025 gingen bundesweit neue Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 17.100 MW in Betrieb.
Doch für die BASF gab es einen Rückschlag: Der Netzbetreiber, die Pfalzwerke Netze AG, erteilte dem Vorhaben eine Absage. Laut dem Energieunternehmen sei ein Anschluss dieser Größenordnung in den bestehenden Netzstrukturen „nicht realisierbar“. Dazu wäre zuvor ein „massiver Netzausbau“ nötig. Oder anders gesagt: Bei sonnigem Wetter würde der Solarpark so viel Strom in die umliegende Netzinfrastruktur abgeben, dass diese zusammenbrechen könnte.
Die Pfalzwerke könnten die Anlage lediglich an einen einzigen Netzanschlusspunkt anbinden – technisch jedoch nicht in dieser Größenordnung. Nach Angaben des Unternehmens müsste die erforderliche Netzanschlussleistung sogar rund 50 Prozent höher sein als die der nahe gelegenen Großstadt Kaiserslautern, die wiederum über mehrere Umspannwerke versorgt wird.
Auch würde die Stromproduktion der Anlage bei intensiver Sonneneinstrahlung den Bedarf der Region deutlich übersteigen. Der überschüssige Strom müsste laut Pfalzwerken über das Hoch- oder Höchstspannungsnetz abtransportiert werden. Dadurch erhöhe sich das Risiko für Netzstörungen und Versorgungsunterbrechungen, zumal bei hoher Sonneneinstrahlung auch in anderen Regionen Deutschlands zunehmend Stromüberschüsse ausgeglichen werden müssen.
Trotz dieser technischen Hürden will die BASF das Solarprojekt dennoch realisieren. In welcher Größe und mit welcher Verzögerung dies möglich sein wird, ist derzeit noch unklar.
BMWE: Netzausbau „zwingend erforderlich“
Auch das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) sprach bereits im vergangenen Herbst von fehlenden Netzkapazitäten. Den Netzausbau im Transport- und Verteilnetz bezeichnete die Behörde daher als eine „zwingend erforderliche“ Maßnahme der Energiewende. Erst dadurch werde die Netzintegration erneuerbarer Energiequellen möglich.
In den vergangenen Jahren kam es immer wieder zu Verzögerungen. Der Netzausbau verläuft nicht durchgängig planmäßig. Dennoch gehen die Institute, die den Monitoringbericht für das BMWE erstellt haben, von deutlichen Fortschritten bis zum Jahr 2030 aus.
Die Kosten des Netzentwicklungsplans der Übertragungsnetzbetreiber sind inzwischen auf rund 440 Milliarden Euro gestiegen – allein im Übertragungsnetz. Hinzu kommen weitere Kosten für die Verteilnetze. Hier belaufen sich die Kosten auf deutlich über 235 Milliarden Euro bis 2045.
Da bis zu 25 Prozent der Niederspannungs- und Mittelspannungsebene in den bisherigen Ausbauplänen nicht berücksichtigt sind, gelten weitere Kostensteigerungen als wahrscheinlich.
Insgesamt könnten die Kosten für den Netzausbau sogar deutlich über 1 Billion Euro steigen. So ermittelte im vergangenen Jahr eine Studie im Auftrag der Deutschen Industrie- und Handelskammer (DIHK) für diese Sparte 1,2 Billionen Euro bis 2049. Die gesamte Energiewende komme demnach auf bis zu 5,4 Billionen Euro.
Wie bereits erwähnt, erzeugen die zahlreichen Photovoltaikanlagen in Deutschland tagsüber schon deutlich mehr Strom, als direkt verbraucht werden kann. Diesen Überschuss müssen die Netzbetreiber entweder abführen oder abregeln. Dieses Überangebot führt zunehmend zu Minuspreisen an der Strombörse, was als Alarmsignal gilt.
Eine oft genannte Lösung und Forderung ist daher der schnellere Ausbau von Batterieparks, um die temporären Stromüberschüsse aufzunehmen. In den Abendstunden, in denen von deutschen Kraftwerken häufig zu wenig Strom kommt, könnten die Speichersysteme den überschüssigen Strom wieder ins Netz einspeisen. So könnten sie die Stromnetze harmonisieren und stabilisieren.
Allerdings unterliegen Batterieparks demselben Problem wie die von der BASF geplante Großsolaranlage. Aufgrund der fehlenden Netzkapazitäten können Energieunternehmen neue Speicherprojekte vielerorts nicht realisieren. Das führt zu einem erheblichen Anschlussstau mit langen Wartezeiten für die Antragsteller. Das Energieversorgungsunternehmen Westenergie spricht in diesem Zusammenhang teilweise von bis zu zehn Jahren.
Befürworter des schnelleren Batterieausbaus finden sich auch in der Branche der erneuerbaren Energien. So fordert der Bundesverband Solarwirtschaft ein verbindliches Ausbauziel von 100 Gigawattstunden (GWh) bis 2030. Aktuell beträgt die gesamte Speicherkapazität Deutschlands 28,1 GWh und die Speicherleistung liegt bei 18,4 Gigawatt (GW).
Der Bundesverband Solarwirtschaft fordert ein verbindliches Ausbauziel bis 2030.
Die Bundesregierung bremst den Ausbau der Stromspeicher zwar nicht, verfügt jedoch derzeit über keine klare Speicherstrategie. Im Gegensatz zu Photovoltaik und Windkraft erfährt die Speicherbranche keine staatliche Förderung. Batterieprojekte entwickeln sich daher eigenständig und marktwirtschaftlich. Ein Batteriepark kann sich je nach Rahmenbedingungen in wenigen Jahren finanziell amortisieren.
