WIND + SONNE = STROM: Trends und Entwicklungen im Stromsektor

Die jüngsten Quartale waren geprägt von starken Ausbauzahlen, tiefgreifenden regulatorischen Anpassungen und einem Strommarkt, der durch neue Rekordwerte bei negativen Preisen, steigenden Flexibilitätsbedarfen und wachsenden Wettbewerb in einzelnen Ausschreibungen dynamischer ist als je zuvor.

Im ersten Teil wird die aktuelle Entwicklung der Erneuerbaren Energien und Batteriespeicher beleuchtet, gefolgt von einem Blick auf die Marktpreise und negative Preisstunden. Anschließend folgt eine Einordnung der EEG-Ausschreibungsergebnisse der Bundesnetzagentur. Abschließend wird ein Überblick über aktuelle politische Entwicklungen gegeben: Von der EnWG-Novelle, die Diskussion um Speicher-Netzentgelte und –Netzanschlussverfahren, dem Industriestrompreis sowie die geplante Kraftwerksstrategie. Kurz gesagt: Dieses Update zeigt, wie sich Markt, Regulierung und Technologie in den letzten Monaten verschoben haben – und was dies für Projektierer, Betreiber, Investoren und Vermarkter bedeutet.¹

Entwicklung EE-Ausbau / Batteriespeicher

Die gesamte inländische Nettostromerzeugung belief sich im Jahr 2025 auf 481 Terrawattstunden (TWh) (2024: 471 TWh). Zusätzlich wurden im Saldo 21 TWh importiert, rund 5 TWh weniger als im Vorjahr. Die Erneuerbaren Energien (EE) hatten einen Anteil von 58,7 % an der gesamten Nettostromerzeugung und lagen damit prozentual auf dem Niveau von 2024, verzeichneten jedoch in absoluten Zahlen einen Zuwachs von rund 6 TWh. Der EE-Anteil an der öffentlichen Stromerzeugung (im Vergleich zur gesamten Nettostromerzeugung keine Berücksichtigung der industriellen und gewerblichen Eigenerzeugung und des PV-Eigenverbrauchs) betrug 62 % bzw. 260,2 TWh (2024: 63 % bzw. 259,8 TWh) und lag damit insgesamt auf einem vergleichbaren Niveau wie im Vorjahr.²

Erneut stellte die Windenergie nicht nur die bedeutendste erneuerbare Energiequelle dar, sondern auch den wichtigsten Energieträger insgesamt: Mit einem Anteil von 27,4 % bzw. 132 TWh an der gesamten Nettostromerzeugung. Aufgrund schwacher Windverhältnisse, insbesondere im ersten Halbjahr 2025, sank die Stromerzeugung gegenüber 2024 um ca. 4 TWh (2024: 28,9 % bzw. 136 TWh). Die von der Photovoltaik (PV) erzielten Rekorde in der monatlichen Stromerzeugung spiegeln sich auch in der Jahresbetrachtung wider: Die Photovoltaik liegt hinter der Windenergie auf Platz zwei der erneuerbaren Energiequellen und der wichtigsten Energieträger, vor Gas und Braunkohle. Auf die Photovoltaik entfielen 18,2 % bzw. 87,5 TWh der gesamten Nettostromerzeugung (2024: 15,3 % bzw. 72 TWh); davon 17 TWh Eigenverbrauch, was einem Anstieg von 5 TWh gegenüber 2024 entspricht.³

Die installierte PV-Leistung (DC) lag Ende 2025 bei 117,4 GW, bei einem Nettozubau von 16,8 GW (2024: 17,4 GW). Zur Erreichung des Ausbauziels von 128 GW bis Ende 2026 fehlen damit noch rund 11 GW. Bei vergleichbarer Ausbaugeschwindigkeit könnte dieses Ziel bereits Ende dieses Jahres erreicht werden. Der Nettozubau der Windenergie belief sich 2025 auf 4,6 GW und lag damit deutlich über dem Vorjahreswert von 2,6 GW. Die installierte Nettoleistung erreichte Ende 2025 68,2 GW; zum Zwischenziel von 84 GW bis Ende 2026 verbleiben somit noch etwa 16 GW.⁴

Die Batteriespeicher verzeichnen einen Zubau von 6,4 GWh bzw. 4 GW (2024: 6,1 GWh bzw. 4,3 GW). Damit belief sich die gesamte Speicherkapazität Ende 2025 auf 24,9 GWh bei einer installierten Leistung von 16,6 GW.³

2025 blieb der Anteil erneuerbarer Energien stabil, während ihre absolute Erzeugung weiter stieg. Photovoltaik legte besonders stark zu, Windenergie schwächelte witterungsbedingt leicht, wächst aber im Ausbau wieder stärker. Die Batteriespeicher verzeichneten erneut ein kräftiges Plus und stärken damit die Systemflexibilität. Es bleibt zudem abzuwarten, wie sich die ab April entfallenden chinesischen Steuervergünstigungen für PV‑Exporte auf Preise und Lieferketten auswirken und damit den weiteren PV‑Zubau beeinflussen. Für Batteriespeicher gilt zunächst eine Reduzierung der steuerlichen Exportvergünstigung von 9 % auf 6 %, bevor diese ab 2027 vollständig abgeschafft werden soll.⁵

Entwicklungen am Strommarkt

Mit 575 Stunden mit negativen Preisen wurde im Jahr 2025 ein neuer Rekord erreicht (2024: 475). Auffällig ist, dass wie bereits im Vorjahr die meisten Stunden mit negativen Preisen in den Sommermonaten aufgetreten sind – der Zeitraum, in dem am meisten PV-Strom erzeugt und in das Netz der öffentlichen Versorgung eingespeist wird (vgl. auch nachfolgende Abbildung 1). Während der Jahresmarktwert Solar 2025 bei 4,508 ct/kWh lag und sich somit im Vergleich zum Vorjahr weiter reduziert hat (4,624 ct/kWh), stieg der Jahresmarktwert Wind an Land auf 7,441 ct/kWh (2024: 6,293 ct/kWh). Ebenfalls gestiegen ist der durchschnittliche Spotmarktpreis (2025: 8,932 ct/kWh; 2024: 7,946 ct/kWh).⁶

Entwicklung des durchschnittlichen Spotmarktpreises, der Marktwerte und der Anzahl der Stunden mit negativen Preisen (Quelle: eigene Darstellung auf Basis von Daten von Netztransparenz.de⁷)

Der Auftritt von negativen Preisen hat eine Auswirkung auf die Wirtschaftlichkeit insbesondere von neuen PV- und Windenergieanlagen in der geförderten Direktvermarktung. Grund hierfür ist, dass Anlagenbetreiber nur für die Strommenge eine Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) erhalten, welche zu Zeiten von Nicht-Negativen-Preisen eingespeist wurde. Im jeweiligen Business Case sollte somit auch die Vermarktungsmenge berücksichtigt werden – die Strommenge, die zu Zeiten von Nicht-Negativen-Preisen eingespeist werden kann.

Die PV-Vermarktungsmenge lag im Jahr 2025 bei 75 % und ist somit weiter gesunken (2024: 81 %). Die Wind-an-Land-Vermarktungsmenge betrug hingegen 90 % (2024: 92 %).⁸ Die Integration eines Speichers oder eine „Nicht-Standard-PV-Ausrichtung“ (z. B. vertikal bifazial) können beispielsweise dazu beitragen, die Vermarktungsmenge zu erhöhen. Zudem können Direktvermarktungskonzepte, bei welcher sich die Vergütungsstruktur am Spotmarkt und nicht am Marktwert orientieren, bei einer erhöhten Anzahl an Stunden mit negativen Preisen wirtschaftlich vorteilhaft sein.

Es gibt jedoch einige Indizien, die (mittelfristig) für eine Reduzierung von negativen Preisen bzw. für eine Erhöhung der Vermarktungsmenge sprechen. Hierzu zählen unter anderem das Anfang 2025 eingeführte Solarspitzengesetz (keine Förderung von neuen EEG-Anlagen beim Auftritt von negativen Preisen) und die Zunahme von Flexibilitäten (Speicher und Nachfrage-Flexibilitäten).

Überblick: Bundesnetzagentur-Ausschreibungen zum Erhalt einer EEG-Förderung

Ausschreibungen PV und Wind an Land

Die dritte und letzte EEG-Ausschreibungsrunde für Solaranlagen des zweiten Segments (Solar Aufdach) vom 1. Oktober 2025 war nach Ausschluss von unzulässigen Geboten, wie die Ausschreibung im Juli, leicht unterzeichnet. Bei einer ausgeschriebenen Menge von 282,7 MW wurden 121 Gebote mit 280,8 MW bezuschlagt. Der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlagswert lag bei 9,66 ct/kWh und folgt damit dem steigenden Trend.⁹
Die Ausschreibungsergebnisse des dritten Gebotstermins für Solaranlagen des ersten Segments (Solar Freifläche) vom 1. Dezember 2025 liegen bis dato noch nicht vor.¹⁰

Am 1. November 2025 fand die vierte und letzte Ausschreibungsrunde für Windanlagen an Land statt, die (wie in den Ausschreibungen davor) stark überzeichnet war (8,16 GW eingereichte Gebotsmenge vs. 3,45 GW ausgeschriebene Menge). 415 von 905 Geboten erhielten einen Zuschlag bei einem durchschnittlichen mengengewichteten Zuschlagswert von 6,06 ct/kWh, knapp 1 ct/kWh niedriger als zu Beginn des Jahres. Die Mehrheit der Projekte sollen in Nordrhein-Westfalen sowie Niedersachsen errichtet werden.¹¹

Der zweite Termin für die Innovationsausschreibung 2025 fand am 1. September mit knapp 486 MW ausgeschriebener Leistung statt. 163 Gebote mit einer gesamten Gebotsmenge von 2,18 GW wurden eingereicht, sodass die Gebotsrunde wie zuvor stark überzeichnet war. Der Zuschlag ging an 33 Gebote mit 490 MW, bei denen es sich um Anlagenkombinationen aus PV und Speichern handelt. Der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlagswert lag mit 5,31 ct/kWh deutlich unter dem Wert der letzten Ausschreibung von Mai 2025 (6,15 ct/kWh).¹²

Tabelle 1: Ergebnisse der letzten EEG-Ausschreibungsrunden 2025 der Bundesnetzagentur (Quelle: Bundesnetzagentur¹³)

Zusammenfassung: Ausschreibungsergebnisse 2025

2025 zeigte sich auch im Bereich der Photovoltaik ein äußerst dynamisches Ausschreibungsjahr: Im ersten Segment (Solar Freifläche) wurden die Gebotstermine des Jahres überzeichnet, so dass das gesamte ausgeschriebene Volumen erfolgreich vergeben werden konnte.¹⁴ Im ersten Termin lag der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlagswert bei 4,66 ct/kWh und setzte damit den Abwärtstrend der vergangenen Ausschreibungen fort. In der zweiten Ausschreibung stieg dieser Wert leicht an (4,84 ct/kWh) und der höchste bezuschlagte Gebotswert lag sogar bei 6,26 ct/kWh und war damit so hoch wie seit Mitte 2023 nicht mehr. Es bleibt abzuwarten, ob der Sinkflug der Zuschlagswerte damit gestoppt ist – die ausstehenden Ergebnisse der Dezember Ausschreibung werden hier mehr Klarheit bringen.¹⁵

Im zweiten Segment (Solar Aufdach) zeichnete sich eine andere Entwicklung ab: So wurde in den Ausschreibungsrunden von Juni und Oktober nicht die gesamte ausgeschriebene Menge vergeben, da die Runden unterzeichnet waren. Insgesamt erhielten Gebote mit ca. 781 MW einen Zuschlag. Auch setzte sich der steigende Trend bei den Zuschlagswerten fort (durchschnittlicher, mengengewichteter Zuschlagswert: Oktober 2024: 9,04 ct/kWh; Oktober 2025: 9,66 ct/kWh.¹⁶ Aufgrund der aktuellen hohen Zuschlagswerte im zweiten Segment können große PV-Dachanlagen derzeit außergewöhnlich gute Investitionsobjekte darstellen, deren „Window of Opportunity“ sich aufgrund der anstehenden EEG-Reform (vgl. auch nachfolgende Ausführungen im Artikel) jedoch voraussichtlich zeitnah schließen wird. Weitere Informationen können dem folgenden Artikel entnommen werden.

2025 wurden im Segment Wind an Land über 14,4 GW an Leistung bezuschlagt. Da alle vier Ausschreibungsrunden deutlich überzeichnet waren (Tendenz steigend), wurde das gesamte ausgeschriebene Auktionsvolumen durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) vergeben. Der starke Wettbewerb 2025 sorgte dafür, dass der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert mit jeder weiteren Ausschreibung abnahm und im Jahresvergleich 9 % unter dem Wert des Vorjahres lag. Mehr als die Hälfte der Zuschläge gingen 2025 nach Nordrhein-Westfalen (29 %) und Niedersachsen (23 %).¹⁷

Bei der Innovationsausschreibung betrug die Zuschlagsmenge 2025 in Summe 977,4 MW, was die ausgeschriebene Menge der BNetzA leicht übersteigt. Die deutlich höhere eingereichte Gebotsmenge verdeutlicht das hohe Wettbewerbsniveau in diesem Segment, in dem sich auch der Speicher-Boom abzeichnet. Bemerkbar macht sich dies auch in den sinkenden durchschnittlichen, mengengewichteten Zuschlagswerten (Jahresvergleich: 2024: 7,71 ct/kWh; 2025: 5,73 ct/kWh).¹⁸

Neue Höchstwerte für 2026

Mitte Dezember 2025 nutzte die BNetzA ihre Festlegungskompetenz und gab die neuen Festlegungen der Höchstwerte für die Ausschreibungen für Windanlagen an Land und Solar-Dachanlagen für 2026 bekannt. Aufgrund des starken Wettbewerbs in den vergangenen Ausschreibungen sowie der gesunkenen erwarteten Stromgestehungskosten, wurden beide Höchstwerte abgesenkt: für Ausschreibungen im Bereich Wind an Land auf 7,25 ct/kWh (zuvor: 7,35 ct/kWh) und für den Bereich Solar-Dachanlagen auf 10,00 ct/kWh (zuvor: 10,40 ct/kWh). ¹⁹

Für Solaranlagen des ersten Segments sowie Innovationsausschreibungen wurden keine Höchstwerte festgelegt, sodass hier die gesetzlichen Vorgaben gelten. So wird der Höchstwert für Freiflächen-Solaranlagen auf Basis der letzten drei Ausschreibungsrunden gebildet (Höchstwert abhängig von Ergebnissen der Dezember-Ausschreibung). Bei der Innovationsausschreibung kommt ein neuer Höchstwert von 7,13 ct/kWh zur Anwendung (zuvor: 9,00 ct/kWh).²⁰

Überblick: Politik

EnWG-Novelle November 2025

Der Bundestag hat am 13. November 2025 den Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich angenommen (EnWG-Novelle).²¹

Für den Bereich Batteriespeicher ergeben sich mehrere Neuregelungen:

1. Die Neufassung des § 118 Abs. 6 EnWG erweitert und konkretisiert die Netzentgeltbefreiung für Stromspeicher: Diese gilt nur für diejenigen Strommengen, die nach der Zwischenspeicherung auch wieder in dasselbe Netz eingespeist werden. Damit können Batteriespeicher künftig auch anteilig von der Netzentgeltbefreiung profitieren, wenn sie nur einen Teil des ausgespeicherten Stroms zurück ins Netz liefern. Über den Verweis auf § 21 EnFG im gleichen Absatz gilt diese Regelung entsprechend auch für bidirektional genutzte Ladepunkte von Elektrofahrzeugen – allerdings nur dann, wenn der zuvor aus dem Netz bezogene Strom später auch tatsächlich wieder ins Netz zurückgespeist wird. Daneben gelten noch weitere Meldepflichten und Voraussetzungen. Bisher mussten Halter von E-Autos zweimal Netzentgelte zahlen – zuerst beim Laden und dann erneut, wenn sie nach einer netzdienlichen Rückspeisung die Batterie wieder aufladen mussten.

2. Mit dem Ende Dezember 2025 in Kraft getretenen Geothermiebeschleunigungsgesetz hat der Gesetzgeber außerdem explizite Außenbereichsprivilegierungen in § 35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB aufgenommen. Nachdem es zunächst nach einer sehr weitgehenden Außenbereichsprivilegierung ausgesehen hatte, hat der Gesetzgeber mit den neuerlichen Regelungen deutlich zurückgerudert. Die strengen Standortbeschränkungen dürften dazu führen, dass ein Wettlauf um verfügbare Flächen beginnt und am Ende wenige Großvorhaben von der neuen Außenbereichsprivilegierung profitieren, während für die meisten Vorhaben auch weiterhin eine Realisierbarkeit nur auf der Grundlage einer entsprechenden Bauleitplanung in Betracht kommen dürfte.

Auch bei dem brisanten Thema Kundenanlage ergeben sich Neuerungen aus der EnWG-Novelle vom November 2025:

3. Mit der Regelung in 118 Abs. 7 EnWG reagiert der Gesetzgeber auf die erhebliche Rechtsunsicherheit rund um die Kundenanlage infolge der Entscheidungen des Gerichtshofs der Europäischen Union (EuGH)²³ und des Bundesgerichtshofs (BGH).²⁴ Der EuGH stellte in seiner Entscheidung fest, dass der in der alten Fassung des EnWG geregelte Kundenanlagenbegriff (§ 3 Nr. 24a EnWG alte Fassung) und die damit verbundene Ausnahme der Kundenanlage vom Begriff des regulierten Verteilernetz den europäischen Vorgaben widerspricht.  Für die Einordnung als Verteilernetz ist nach der Rechtsprechung des EuGH von Bedeutung, dass ein Netz zur „Weiterleitung von Elektrizität mit Hoch‑, Mittel- oder Niederspannung dient, die zum Verkauf an Großhändler und Endkunden bestimmt ist“.²⁵ Ausnahmen auf nationaler Ebene sind nur zulässig, wenn diese durch die Europäischen Richtlinie entsprechend vorgesehen sind. Nach der Entscheidung des EuGH erfüllt der Begriff der Kundenanlage nach § 3 Nr. 24a EnWG alte Fassung diese Anforderungen nicht.²⁶ Die Unvereinbarkeit des nationalen Begriffs der Kundenanlage mit den Europäischen Richtlinien hat den Gesetzgeber zur Schaffung des neuen § 118 Abs. 7 EnWG veranlasst.  Mit dieser Übergangsregelung finden die regulatorischen Vorgaben für Energieversorgungsnetze auf Kundenanlagen im Sinne des § 3 Nr. 65 und 66 EnWG, die bis zum 23. Dezember 2025 an ein vorgelagertes Netz angeschlossen wurden, erst ab dem 1. Januar 2029 Anwendung. Mit dieser Übergangsregelung soll „die bisherige Rechtslage für Bestandsanlagen für drei Jahre konserviert“ werden, so dass Betreiber von Bestandsanlagen „nicht als Netzbetreiber zu behandeln“ sind.²⁷ Die Regelung schafft jedoch keine inhaltliche Klärung. Wie Kundenanlagen (regulatorisch) künftig einzuordnen sind, bleibt offen. Die zentrale Frage, wie die europarechtlichen Vorgaben mit der bisherigen nationalen Rechtslage in Einklang zu bringen sind, wird durch diese Herangehensweise des Gesetzgebers ausgeklammert. Was künftig für Bestandsanlagen und Neuanlagen gelten wird lässt der Gesetzgeber offen. Ebenso unklar ist, inwieweit die Übergangsregelung selbst als richtlinienkonform zu bewerten ist.²⁸ Weitere Informationen können unseren vorherigen Artikeln entnommen werden.

Damit stellt sich unmittelbar die Frage, wie gemeinschaftliche Versorgungskonzepte künftig dennoch umgesetzt werden können – und hier setzt die neue Energy Sharing Regelung an.

4. Die neue Regelung zum Energy Sharing ist zum 1. Juni 2026 in Kraft getreten und setzt EU-Vorgaben des Art. 15a der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie (2024/1711 – Recht auf gemeinsame Energienutzung) in deutsches Recht um (§ 42c EnWG). Künftig kann Strom aus erneuerbaren Energien oder aus einer Energiespeicheranlage, in der ausschließlich Energie aus erneuerbaren Energien zwischengespeichert wird, gemeinschaftlich genutzt werden. Voraussetzung dafür ist ein Liefervertrag zwischen dem Anlagenbetreiber und den belieferten Letztverbrauchern, der insbesondere Nutzungsumfang, Aufteilungsschlüssel und eine mögliche Vergütung regelt. Klassische Lieferantenpflichten wie Reststrombeschaffung oder Bilanzkreisverantwortung entfallen jedoch – weitere Lieferantenpflichten (§§ 5 und 40 bis 42 EnWG) entfallen für Haushalte bis 30 kW bzw. bei Mehrparteienhäuser bis 100 kW.²⁹Anlagenbetreiber können natürliche Personen sowie rechtsfähige Personengesellschaften oder juristische Personen des Privatrechts sein, deren sämtliche Gesellschafter oder Mitglieder Letztverbraucher oder öffentliche Einrichtungen sind. Als Letztverbraucher gelten natürliche Personen sowie juristische Personen. Letztere nur dann, wenn sie kleinst, kleine oder mittlere Unternehmen (KMUs) sind und der Anlagenbetrieb nicht überwiegend einer gewerblichen oder selbstständigen Tätigkeit dient. Der Strom darf durch natürliche Personen, KMUs und öffentliche Einrichtungen abgenommen werden.Die Verteilnetzbetreiber sind verpflichtet, Energy Sharing technisch zu ermöglichen – zunächst innerhalb ihres Bilanzierungsgebiets, ab Juni 2028 auch gebietsübergreifend mit angrenzenden Netzen. Dafür sind Smart Meter sowie eine viertelstündliche Messung von Erzeugung und Verbrauch erforderlich. Reduzierte Netzentgelte sind bislang nicht vorgesehen und Leistungsbegrenzungen werden im Gesetz nicht explizit festgelegt.Es ist davon auszugehen, dass eine flächendeckende Verwendung des Energy Sharing zunächst ausbleibt. Gründe dafür liegen im ungleichen Smart Meter Rollout (Bundesweite Smart-Meter-Quote: 3,8 %³⁰), fehlende wirtschaftliche Anreize wie die Reduzierung von Netzentgelten (neben der möglichen Stromsteuerbefreiung für Anlagen kleiner als 2 MW und Stromverbrauch innerhalb eines 4,5 km Radius), neuen erforderlichen Prozessen und eine bessere Digitalisierung bei Netz-, Messstellen- und Marktakteuren.

Speichernetzentgelte & AgNes‑Prozess

 Neben den Änderungen durch die EnWG‑Novelle gewinnt eine weitere regulatorische Entwicklung an Bedeutung, die auch Betreiber und Investoren von Großbatteriespeichern betrifft: Die geplante Neuausrichtung der Netzentgeltsystematik durch die BNetzA.

In Veröffentlichung der Orientierungspunkte zu Speichernetzentgelten vom 16. Januar 2026 legt die BNetzA ihre aktuellen Überlegungen zur Änderung der bisherigen Netzentgeltsystematik für Speicher dar.³¹ Die BNetzA verweist mit Blick auf die Übergangsregelung nach § 118 Abs. 6 S. 1 EnWG – die eine Privilegierung für Speicher mit Blick auf die Netzentgelte vorsieht – auf ihre in § 118 Abs. 6 S. 12 EnWG enthaltene Abweichungskompetenz und kündigt an, zu „prüfen, inwieweit ein solcher Vertrauensschutz, insbesondere in Abwägung mit den gewichtigen ökonomischen Argumenten für eine Gleichbehandlung aller in Betrieb genommenen Speicher, besteht.“ Das Bedürfnis an Planungssicherheit für Projektierer und Investoren sieht die BNetzA ebenfalls.
Hierzu heißt es: „Für die Planungssicherheit der Projektierer und Finanzierer solcher Projekte ist es wichtig, hier möglichst frühzeitig für Klarheit eines künftigen Entgeltsystems zu sorgen und für geordnete Übergangsfristen zu sorgen.“ Vor diesem Hintergrund empfiehlt es sich, die weiteren Schritte im AgNes‑Prozess eng zu verfolgen und die dort entstehenden Festlegungsvorschläge frühzeitig in Projekt- und Finanzierungsmodelle einzubeziehen. ³²

Netzanschlussverfahren Batteriespeicher

Mit der Änderung der Kraftwerks- (KraftNAV) zum 23. Dezember 2025 wurde in § 1 Abs. 1 klargestellt, dass Batteriespeicher im Sinne des § 3 Nr. 36 EnWG ausdrücklich nicht länger unter die Verordnung fallen (weitere Informationen können auch dem folgenden Artikel entnommen werden).³³

Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) haben sich mit ihrem Konzept „Reifegradverfahren für Netzanschlüsse an das Übertragungsnetz“ vom 5. Februar 2026 für ein Abrücken vom Windhundprinzip („First come, first served“) ausgesprochen. An die Stelle soll nach Vorschlag der ÜNB – vorbehaltlich Ausgestaltung durch die BNetzA – das Reifegradverfahren treten. Damit soll ein strukturierter, transparenter und diskriminierungsfreier Prozess geschaffen werden. Die Planbarkeit und Effizienz bei der Vergabe von Netzanschlüssen soll gesteigert werden. Nach dem Vorschlag der ÜNB werden vier Kriterien relevant sein: Flächensicherung und Genehmigungsstand, technisches Anlagen- und Anschlusskonzept, Leistungsfähigkeit des Petenten sowie Netz- und Systemnutzen. Die ÜNB weisen in ihrem Konzept darauf hin, dass das von ihnen vorgeschlagene Vorgehen noch durch die BNetzA bestätigt werden muss. Weiter erachten sie für mehr Rechtssicherheit Anpassungen im EnWG für erforderlich.³⁴

Nationaler Emissionshandel in Handelsphase gestartet

Seit 2021 ergänzt der nationale Emissionshandel (nEHS) für die Bereiche Wärme und Verkehr in Deutschland den Europäischen Emissionshandel 1 (EU-ETS 1), der bereits 2005 eingeführt wurde und der für Emissionen von Kraftwerken, Industrieanlagen sowie Luft- und Seeverkehr gilt.³⁵ Emittenten von CO₂ müssen für jede in den Verkehr gebrachte Tonne CO₂ nationale Emissionszertifikate (nEZ) erwerben. 2025 lagen die Einnahmen aus dem nEHS bei rund 16 Milliarden Euro.³⁶ Während der Einführungsphase des nEHS (2021 – 2025) gab es für die nEZ einen gesetzlich festgelegten Preis, der jährlich angestiegen ist und zuletzt 55 €/nEZ (= 1 Tonne CO₂) betrug. 2026 beginnt eine neue Handelsphase, in der die Zertifikate zunächst in einem Preiskorridor (55 – 65 €/nEZ) versteigert werden (Versteigerungsphase). Anschließend folgt voraussichtlich Anfang November 2026 eine Verkaufsphase zu einem Festpreis von 68 €/.³⁷ Ab 2027 sollte der neu Europäische Emissionshandel 2 (EU-ETS 2) den nEHS größtenteils ersetzen, der Start wurde jedoch auf 2028 verschoben.³⁸ Durch den CO₂-Preis wird der Einsatz von fossilen Energieträgern teurer, was wiederum den Umstieg auf erneuerbare Alternativen attraktiver macht und somit zur Beschleunigung der Energiewende beitragen soll.

Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmarkt

Als neutrale Institution hat die BNetzA in ihrem letzten Bericht zur Versorgungssicherheit Strom einen Bedarf von 22 – 35 GW regelbaren Kraftwerken gefordert und dabei nicht verpasst, eine zeitnahe Umsetzung sowohl der regional verteilten Kraftwerke als auch des Netzausbaus anzumahnen. Ebenso wurde von der BNetzA erkannt, dass weniger (22 GW) Reserve notwendig ist, wenn der EE-Ausbau wie geplant läuft und, dass Flexibilität in der Erzeugung und der Abnahme den Bedarf weiter senken kann. Daher ist auch insbesondere relevant, dass aufgrund des Beginns der Berichterstellung im Jahr 2024 der aktuell beobachtbare Batteriespeicher-Boom noch nicht absehbar war. Die Studie geht von einem Ausbau stationärer, industrieller Batteriespeicher von ca. 1 GW bis 2035 aus.³⁹ Aus heutiger Sicht (ca. 3 GW aktuell in Betrieb⁴⁰und ein Vielfaches geplant bis 2035⁴¹) wäre somit die Einschätzung des Bedarfs an Reservekraftwerken maßgeblich anzupassen bzw. zu verringern.

Ohne erkennbare Herleitung oder Begründung hat Bundeswirtschaftsministerin Reiche nun verkündet, dass bis 2029 insgesamt über mehrere Ausschreibungsrunden (2026: 12 GW; 2027: 21 – 26 GW; 2029: 3 – 8 GW) 41 GW an Reservekraftwerken ausgeschrieben werden sollen. 2026 bis 2031 werden neu zu errichtende Kraftwerke (davon 10 GW Gas) ausgeschrieben; die Ausschreibungsrunden danach sind auch für Bestandskraftwerke geplant. Eine Dekarbonisierung für die Gaskraftwerke ist vor 2045 nur für 4 GW stufenweise ab 2040 vorgesehen. Die Refinanzierung ist über den noch zu definierenden und etablierenden Kapazitätsmarkt geplant. Aktuell besteht nur die Einigung zwischen Bundesregierung und EU-Kommission, welche noch keine rechtliche Verbindlichkeit besitzt.⁴²

Das Feedback ist wie so oft gemischt. Die Bundesnetzagentur begrüßt grundsätzlich eine schnelle Umsetzung, welche sie auch selbst gefordert hat. Diese mahnt aber auch gleichzeitig an, dass die Umsetzung in 2026 nicht so schnell geht, wie das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) sich das vorstellt und nun so schnell wie möglich vom BMWE die konkreten Ausschreibungsvorgaben definiert werden müssen. Verbände und Interessensgruppen, die im konventionellen Erzeugungsbereich angesiedelt sind, finden den Plan erwartungsgemäß gut und sowohl Batterie-, EE- als auch Nachhaltigkeits-Interessensgruppen zeigen sich eher unerfreut. Kritikpunkte sind das unnötig hohe Ausschreibungsvolumen, die de-facto Festlegung der Ausschreibung auf sehr viele Gaskraftwerke, die viel zu späte Dekarbonisierung und die damit vermutlich höher als notwendigen Kosten, die die Allgemeinheit tragen muss. Zudem besteht eine vermutete nicht-Konformität mit EU-Recht.⁴³

So reiht sich nach unserem Dafürhalten die Beschaffung von notwendigen Reservekraftwerken in eine nach Klientel-Politik anmutende Ausgestaltung ein, die nicht maßgeblich dazu beitragen wird, den Wirtschaftsstandort Deutschland zu stärken oder die Abhängigkeit von fossilen Energien und Lieferanten derselben zu reduzieren.

Industriestrompreis

Im November 2025 hat das BMWE das Konzept für einen Industriestrompreis präsentiert. Die Maßnahme verfolgt das Ziel, Unternehmen mit hohem Stromverbrauch, welche im internationalen Wettbewerb stehen, zu entlasten und eine Abwanderung dieser ins Ausland zu verhindern. Parallel soll das Instrument einen Anreiz setzen, in klimafreundliche Technologien zu investieren. Dem Vorhaben liegt ein erster Entwurf einer Förderrichtlinie vor, die noch nicht offiziell veröffentlicht wurde (Redaktionsschluss 09.02.2026).

Rechtsnatur: Beim Industriestrompreis handelt es sich nicht um einen regulierten Endkundenpreis, sondern um eine staatliche Beihilfe (Förderung), die als nicht rückzahlbarer Zuschuss im Rahmen einer Förderrichtlinie gewährt wird; beihilferechtliche Grundlage ist der CISAF.

Zur Entlastung ist eine Reduktion der Stromkosten in Höhe von 50 % des Referenzpreises (maximal jedoch 5 ct/kWh) für 50 % des Jahresverbrauchs vorgesehen. Zentrale Bedingung ist jedoch, dass die Unternehmen mindestens 50 % der gewährten Beihilfe für Maßnahmen verwenden, die einen Beitrag zur Kostenreduktion des Stromsystems leisten, ohne die Verwendung fossiler Energien zu erhöhen.⁴⁴ Weitere Informationen können dem folgenden Artikel entnommen werden.

Energiewendemonitoring-Bericht

Anfang Dezember 2025 stellte die unabhängige Expertenkommission zum Energiewende-Monitoring ihren jährlichen Bericht vor. Das Ziel der Experten ist es, den Stand der Energiewende zu bewerten und Handlungsoptionen für ein erfolgreiches Gelingen aufzuzeigen. Die metaphorische gelbe Energiewende-Ampel weist darauf hin, dass die Ziele der Energiewende nach wie vor erreicht werden können, jedoch bedarf es engagierten politischen Handlungsbedarf in allen Bereichen. Als besondere Herausforderungen werden die Themen Versorgungssicherheit, Netzinfrastruktur und Energieeffizienz von der Kommissionsvorsitzenden hervorgehoben. Darüber hinaus sollen mehrere Handlungsfelder in Zukunft stärker von der Politik fokussiert werden: Die Anpassung des Marktdesigns an die Integration von erneuerbaren Energien, die Aufteilung der deutschen Strompreiszone zur Stärkung von lokalen Preissignalen, die Reduktion von fossilen Energieträgern wie Erdgas und die effiziente Förderung von Wasserstoff sowie Konsistenz, Effizienz und bessere Abstimmung bei Maßnahmen zur Förderung der Energiewende. Ebenso dürfe die Bezahlbarkeit für Energie nicht vernachlässigt werden, da nur so eine breite Akzeptanz in der Bevölkerung gesichert werden könne.⁴⁵ Es bleibt abzuwarten, ob das BMWE unter Katharina Reiche die wissenschaftlich fundierten Empfehlungen der Kommission in die Tat umsetzt oder ob es an den eigenen, im September 2025 veröffentlichten, zehn Schlüsselmaßnahmen festhält, die nach der Auffassung mehrerer Verbände die Energiewende bremsen.⁴⁶ Wir berichteten darüber in unserem letzten Artikel im Oktober.

EEG-Reform

Über die geplante EEG-Reform und deren Ausgestaltung wird schon seit längerem in der Politik diskutiert. Geplant ist ein neuer Fördermechanismus, welcher auf sogenannten Contracts-for-Difference (CfD) basieren soll: Anlagenbetreiber haben somit eine Erlösabsicherung nach unten – Erlöse oberhalb einer bestimmten Schwelle werden jedoch abgeschöpft. Die genaue Ausgestaltung ist derzeit noch nicht klar. Ende Januar 2026 kündigte Bundesumweltminister Schneider an, dass die Reform nun entsprechend zügig umgesetzt werden soll.⁴⁷

Fazit

Abschließend bleibt festzuhalten, dass sich die aktuelle Energiepolitik nach wie vor durch eine hohe Dynamik auszeichnet. Die zunehmende Bedeutung von Batteriespeichern in unserem Energiesystem spiegelt sich auch in der zunehmenden Regulatorik in diesem Bereich wider. Es bleibt jedoch zu hoffen, dass die noch bestehende Rechtsunsicherheit u. a. hinsichtlich der Kundenanlage zeitnah von der Politik adressiert wird. Die Ausbauzahlen zeigen zudem, dass die Energiewende im vollen Gange ist. Die mit dem zunehmenden EE-Ausbau verbundenen Herausforderungen machen jedoch einen Umbau unserer Stromsystems notwendig. In diesem Kontext plant die Bundesregierung unter anderem den Ausbau von regelbaren Kraftwerken (Kraftwerkstrategie) und die EEG-Novelle. Die EEG-Reform bleibt mit Spannung zu erwarten – der neue Fördermechanismus wird neben der Strompreisentwicklung maßgeblich dafür sein, wie sich der weitere EE-Ausbau entwickelt.

→ Lesen Sie auch unseren Artikel vom Oktober 2025 aus unserer Reihe „WIND + SONNE = STROM“: Trends und Entwicklungen im Stromsektor

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Quellen und Anmerkungen:

1 Die Reihe „WIND + SONNE = STROM“ wird in jeder Ausgabe der E|nEws aktualisiert. Dieser Artikel bezieht sich auf die Geschehnisse im Zeitraum vom 7. Oktober 2025 bis zum 6. Februar 2026.
2 Kreisdiagramme zur Stromerzeugung | Energy-Charts (Letzter Zugriff am 3.2.2025)
3 Säulendiagramme zur Stromerzeugung | Energy-Charts (Letzter Zugriff am 3.2.2025)
4 Installierte Leistung | Energy-Charts (Letzter Zugriff am 3.2.2025)
5 China schafft Steuervergünstigungen für Photovoltaik-Exporte im April ab – pv magazine Deutschland (letzter Zugriff am 6.2.2026)
6 Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Marktwertübersicht (Letzter Zugriff am 4.2.2026) und Berechnung auf Basis von Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Spotmarktpreis nach § 3 Nr. 42a EEG (Letzter Zugriff am 3.2.2026).
7 Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Marktwertübersicht (Letzter Zugriff am 4.2.2026) und Berechnung auf Basis von Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Spotmarktpreis nach § 3 Nr. 42a EEG (Letzter Zugriff am 3.2.2026).
8 Berechnung der Vermarktungsmenge: Erzeugte Menge zu Nicht-Negativen Preisen / Strommenge, die ohne Abregelung etc. hätte erzeugt werden können.
Eigene Berechnung auf Basis von Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Spotmarktpreis nach § 3 Nr. 42a EEG (Letzter Zugriff am 3.2.2026), Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Online-Hochrechnung der tatsächlichen Erzeugung von Strom aus Solarenergie (Letzter Zugriff am 3.2.2026) und Netztransparenz > Erneuerbare Energien und Umlagen > EEG > Transparenzanforderungen > Marktprämie > Online-Hochrechnung der tatsächlichen Erzeugung von Strom aus Windenergie Onshore (Letzter Zugriff am 3.2.2026).
9 Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen / Statistiken (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
10 Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen / Statistiken (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
11 Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen / Statistiken (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
12 Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
13 Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen / Statistiken (Letzter Zugriff am 6.2.2026), Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen / Statistiken (Letzter Zugriff am 6.2.2026) und Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
14 Bezogen auf die Ausschreibungsergebnisse von März und Juli. Die Ergebnisse der Dezember-Ausschreibung sind bis dato (Stand: 6.2.2026) nicht veröffentlicht.
15 Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen / Statistiken (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
16 Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen / Statistiken (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
17 Status des Windenergieausbaus an Land in Deutschland im Jahr 2025 (Letzter Zugriff am 6.2.2026) und Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen / Statistiken (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
18 Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
19 Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen / Statistiken (Letzter Zugriff am 6.2.2026) und Bundesnetzagentur – Pressemitteilungen – Festlegung der Höchstwerte 2026 für die Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land und Solar-Dachanlagen (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
20 Bundesnetzagentur – Pressemitteilungen – Festlegung der Höchstwerte 2026 für die Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land und Solar-Dachanlagen (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
21 Deutscher Bundestag – Schutz der Verbraucher vor Strompreisschwankungen beschlossen (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
22 Stromspeicherrecht 2025: Zwischen Befreiung und Privilegierungschaos | RÖDL (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
23 EuGH 2024. C-293/23. EUR-Lex – 62023CJ0293 – EN – EUR-Lex (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
24 BGH 2025. Beschluss EnVR__83-20C.pdf (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
25 EuGH 2024. C-293/23, RN. 52. EUR-Lex – 62023CJ0293 – EN – EUR-Lex (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
26 EuGH pfeift BGH in Sachen Einordnung Stromverteilernetze zurück – Quo vadis Kundenanlage? | RÖDL (Letzter Zugriff am 9.2.2026).
27 BT-Drs. 21/2793, S. 187
28 Übergangsregelung für Kundenanlagen bis 2029 | VKU (Letzter Zugriff am 9.2.2026).
29 § 42c EnWG (Letzter Zugriff am 3.2.2026).
30 Smart-Meter-Atlas (Letzter Zugriff am 5.2.2026).
31 Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA. Festlegungsverfahren AgNes (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
32 Speichernetzentgelte: Orientierungspunkte der BNetzA. Festlegungsverfahren AgNes (Letzter Zugriff am 6.2.2026).
33 Bundesgesetzblatt Teil I – Verordnung zur Änderung der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung – Bundesgesetzblatt (Letzter Zugriff am 6.2.2025).
34 Reifegradverfahren für Netzanschlüsse an das Übertragungsnetz (Letzter Zugriff am 10.2.2026).
35 Nationaler Emissionshandel | BMWE (Letzter Zugriff am 6.2.2025).
36 Emissionshandel: 21 Milliarden Euro fließen in den Klima- und Transformationsfonds | Umweltbundesamt (Letzter Zugriff am 6.2.2025).
37 DEHSt – Nationalen Emissionshandel verstehen (Letzter Zugriff am 6.2.2025).
38 DEHSt – EU-ETS 2 Berichtsphase 2024 bis 2026 – EU-ETS 2 Berichtsphase (2024-2026)
39 BNetzA – Versorgungssicherheit Strom Bericht 2025 (Letzter Zugriff am 6.2.2025).
40 Battery Charts – Daten zu stationären Batteriespeichern in Deutschland (Letzter Zugriff am 6.2.2025).
41 European Energy Storage Inventory | JRC SES (Letzter Zugriff am 6.2.2025).
42 Bundeswirtschaftsministerium plant offenbar Ausschreibung von 41 Gigawatt steuerbare Leistung bis 2029 – pv magazine Deutschland (Letzter Zugriff am 6.2.2025) und Non-papaer Power Plant Strategy 2031 (Draft) (Letzter Zugriff am 6.2.2025).
43 Bundeswirtschaftsministerium plant offenbar Ausschreibung von 41 Gigawatt steuerbare Leistung bis 2029 – pv magazine Deutschland (Letzter Zugriff am 6.2.2025).
44 Auf dem Weg zum Industriestrompreis: Der Förderrichtlinien-Entwurf im Überblick | RÖDL und Kommt jetzt der Durchbruch beim Industriestromreis? BMWE plant Strompreisentlastung für energieintensive Unternehmen | RÖDL.
45 Monitoringbericht Expertenkommission 2025 (Letzter Zugriff am 5.2.2025).
46 Deutungsdualismus beim Energiewende-Monitoring: Gutachter fordern Ausbau, Digitalisierung und Innovation, das Ministerium leitet Digitalisierungsmonopolisierung, Kapazitätssubventionen ab – Bundesverband Neue Energiewirtschaft e.V. und Statement von Agora Energiewende zum Energiewende-Monitoring (Letzter Zugriff am 5.2.2025).
47 Bundesumweltminister Schneider kündigt EEG-Reform mit CfDs und Abschöpfung von Übergewinnen an – pv magazine Deutschland (Letzter Zugriff am 5.2.2026).