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WIND + SONNE = STROM: Trends und Entwicklungen im Stromsektor
- EE-Ausbau stabil, Speicher wachsen, Marktbedingungen bleiben herausfordernd.
- Mehr Batteriespeicher, volatile Strompreise und hoher Wettbewerbsdruck.
- Erneuerbare wachsen weiter, Speicher gewinnen an Bedeutung.
- PV, Wind und Speicher treiben die Energiewende trotz Marktrisiken voran.
Die Artikelreihe „WIND + SONNE = STROM“ gibt einen kompakten und fundierten Überblick über die wichtigsten Entwicklungen der vergangenen Monate im deutschen Stromsektor mit Fokus auf Photovoltaik (PV), Wind an Land und dem zunehmend zentralen Baustein Batteriespeicher (Stand: 15. Juni 2026).
Das Update zeigt: Der EE‑Ausbau bleibt stabil, der Batteriespeichermarkt wächst und stark schwankende Marktwerte sowie zahlreiche negative Strompreisstunden prägen die Vermarktungsrealität. Zunächst werden die Ausbaupfade von PV, Wind an Land und Batteriespeichern dargestellt, anschließend die Entwicklungen der Marktwerte und negativen Strompreisstunden. Darauf folgt eine Einordnung der jüngsten PV‑Ausschreibungsergebnisse sowie ein Überblick über aktuelle politische Entwicklungen.1
Entwicklung EE-Ausbau / Batteriespeicher
Die öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland liegt im laufenden Quartal (Stichtag 10.6.2026) bei 80,4 TWh. 68,7 % davon stammen aus erneuerbaren Energien. Die Photovoltaik bleibt mit einem Anteil von 29,7 % an der öffentlichen Nettostromerzeugung der stärkste Einzelträger.2
Die installierte PV‑Leistung (Solar DC) erreichte Ende Mai 123,9 GW. Der Nettozubau in den Monaten April und Mai lag mit durchschnittlich 1,15 GW auf dem Niveau des Vorjahres. Mit dem schwächeren ersten Quartal liegt der Ausbau damit im laufenden Jahr unterhalb des Vorjahresniveaus.
Die installierte Leistung von Wind an Land betrug Ende Mai 69,69 GW. Der Nettozubau in April und Mai lag bei durchschnittlich 0,315 GW und entsprach ebenfalls dem Vorjahreswert. Die Ausbaugeschwindigkeit bleibt damit stabil, aber weiterhin unter dem politisch angestrebten Niveau.
Eine leichte Steigerung gegenüber 2025 kann beim Batteriespeicher-Ausbau festgestellt werden. In den Monaten April und Mai wurden 0,69 GW / 1,21 GWh neu installiert, ein Plus gegenüber dem gleichen Zeitraum 2025 (0,59 GW / 0,91 GWh). Insgesamt erreichten die Batteriespeicher Ende Mai eine installierte Leistung von 18,69 GW und eine Kapazität von 28,65 GWh. Damit bestätigt sich der Trend zu einer zunehmenden Flexibilisierung des Energiesystems und zur wachsenden Rolle von Batteriespeichern als zentraler Flexibilitätsbaustein. 3
Entwicklungen am Strommarkt
Der Marktwert Solar erreichte im April ein außergewöhnlich niedriges Niveau. Mit 1,317 ct/kWh lag er so tief wie seit April 2020 nicht mehr (damals: 0,89 ct/kWh) und markierte damit den zweitniedrigsten Wert seit Einführung der Marktwerte. Entsprechend fiel der April deutlich unter das Vorjahresniveau von 2025 (3,041 ct/kWh). Im Mai zeigte sich eine deutliche Gegenbewegung: Der Marktwert stieg auf 3,163 ct/kWh und lag damit über dem Vorjahreswert von 2025 (1,997 ct/kWh).
Der Marktwert Wind an Land lag im April bei 5,718 ct/kWh und damit ebenfalls unter dem Vorjahreswert (7,314 ct/kWh). Im Mai stieg er wieder an auf 9,534 ct/kWh und lag damit über dem Niveau von 2025 (6,171 ct/kWh). 4
Mit dem Wetterumschwung im Frühling nahm die Zahl der Stunden am Day-Ahead-Markt mit negativen Strompreisen gegenüber dem ersten Quartal (46 Stunden) deutlich zu. Im April wurden 123 Stunden, im Mai 78,75 Stunden registriert. In Summe ergeben sich 201,75 Stunden und damit nahezu das gleiche Niveau wie im Vorjahreszeitraum (204 Stunden), wenngleich die Verteilung zwischen April und Mai anders ausfiel.5 So nachteilig negative Strompreisstunden und niedrige Marktwerte für die Projektwirtschaftlichkeit auch sind, so bemerkenswert ist zugleich die positive Entwicklung auf globaler Ebene: Erstmals wurde im April weltweit in einem Monat mehr Strom aus PV und Wind erzeugt als aus Gaskraftwerken. PV und Wind erreichten einen Anteil von 22 % an der globalen Stromerzeugung, während Gaskraftwerke 20 % aufwiesen.6
Die nachfolgende Grafik bildet den Zeitraum von Januar bis Mai der Jahre 2025 und 2026 ab. Die Balken stellen die Vermarktungsmengen von Strom aus PV und Wind an Land dar, während die Linien die Entwicklung der negativen Strompreisstunden markieren. Als Grundlage zur Berechnung der Vermarktungsmengen dient die Online‑Hochrechnung von Netztransparenz, die auf Referenzanlagen basiert und die theoretisch mögliche Erzeugung in Deutschland angibt. Für die Berechnung wird angenommen, dass bei negativen Strompreisen keine Einspeisung erfolgt. Die Vermarktungsmenge ergibt sich somit aus dem Quotienten von erzeugbarer Strommenge und der um negative Preisstunden bereinigten Erzeugung.7 Im April lag die Vermarktungsmenge von Solarstrom bei lediglich 50 %.
Für die Bewertung der Wirtschaftlichkeit neuer Projekte ist es essenziell, nicht nur die Erzeugungsmenge, sondern vor allem die Vermarktungsmenge zu betrachten. Denn nur der Anteil der erzeugbaren Energie, der tatsächlich am Markt platziert werden kann, generiert Erlöse.
Vergleich der Vermarktungsmengen Solar und Wind an Land sowie Anzahl negativer Strompreisstunden am Day-Ahead-Markt (Quelle: eigene Darstellung auf Basis von Daten von Netztransparenz.de)⁵ ⁶
Überblick: Bundesnetzagentur-Ausschreibungen zum Erhalt einer EEG-Förderung
Die Ausschreibung von Solaranlagen des ersten Segments vom 01.03.2026 bestätigt den Trend der Überzeichnung aus der letzten Ausschreibungsrunde und steht damit im Gegensatz zur Ausschreibung im zweiten Segment vom Februar 2026.8 Vereinfacht gesagt zeigt sich ein klarer Trend hin zu Freiflächen-PV sowie eine zunehmende „Sättigung“ bei großen Aufdach-PV-Anlagen. Für Projektentwickler und Investoren deutet dies auf eine weiterhin hohe Wettbewerbssituation im Segment der Freiflächenanlagen bei gleichzeitig attraktiven Skaleneffekten hin.
Im ersten Segment (Freiflächen-Solaranlagen) wurden 268 Projekte mit einer Gesamtleistung von rund 2,3 GW bezuschlagt. Der zulässige Höchstwert wurde in dieser Ausschreibung im Vergleich zu den Ausschreibungen aus dem Jahr 2025 von 6,80 ct/kWh auf 5,79 ct/kWh gesenkt. Die Zuschlagswerte bewegten sich zwischen 3,99 und 5,10 ct/kWh. Der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlagswert lag bei 4,94 ct/kWh und damit um 0,06 ct/kWh unter dem Wert der letzten Ausschreibungsrunde vom Dezember 2025.9
Diese Entwicklung unterstreicht den anhaltenden Preis- und Wettbewerbsdruck im Markt. Für Marktteilnehmer gewinnt damit die effiziente Projektstrukturierung sowie die Ausschöpfung zusätzlicher Erlösquellen, etwa durch Co-Location-Lösungen mit Batteriespeichern, weiter an Bedeutung.
Die Ausschreibung war erneut deutlich überzeichnet: Von der Gebotsmenge von über 4,6 GW (532 eingereichte Gebote) blieb etwa die Hälfte ohne Zuschlag. Insgesamt erhielten 225 Gebote keinen Zuschlag, weitere 39 wurden vom Verfahren ausgeschlossen.9 Damit bestätigt sich die hohe Projektdichte im Markt sowie der anhaltende Selektionsdruck auf weniger wettbewerbsfähige Projekte.
Überblick: Politik
Zwischenstand zur Reform der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) – Auswirkungen auf Batteriespeicherprojekte
Die Bundesnetzagentur (BNetzA) entwickelt derzeit eine neue Netzentgeltsystematik. Anlass sind das Auslaufen der Stromnetzentgeltverordnung zum 31.12.2028 sowie der regulatorische Anpassungsbedarf aufgrund des Urteils des EuGH vom 02.09.2021 (C-718/18) und der veränderten Anforderungen der Energiewende. Ende Mai stellte die BNetzA den aktuellen Zwischenstand zur Rahmenfestlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) vor. Wir berichteten darüber am 10.6.2026. Besonders hervorzuheben ist die stärkere Gewichtung des Vertrauensschutzes für Speicherprojekte: Aktuell gilt für diese eine Befreiung von Netzentgelten für einen Zeitraum von 20 Jahren, sofern sie bis zum 4.8.2029 in Betrieb gehen (§ 118 Abs. 6 EnWG). Durch die AgNes-Reform sollen zukünftig auch Speicher mit einem Netzentgelt belegt werden („Kapazitätsentgelt“). Unklar war bislang, ab wann die neuen Regelungen greifen werden. Dies konkretisierte die BNetzA nun: Die Einführung des Kapazitätsentgeltes für Speicher soll erst nach dem Auslaufen bestehender Befreiungstatbestände gemäß § 118 Abs. 6 EnWG erfolgen. Vertrauensschutz genießen daher alle Speicher,
- die nach dem 4.8.2011, innerhalb von 18 Jahren in Betrieb genommen worden sind (d. h. bis 4.8.2029) oder
- für die vor dem Inkrafttreten der AgNes-Festlegung eine endgültige Investitionsentscheidung getroffen wurde und deren Inbetriebnahme bis spätestens zum 4.8.2029 erfolgt.
Nach dem von der BNetzA vorgestellten Zeitplan ist der Abschluss der AgNes-Rahmenfestlegung für Ende 2026 vorgesehen; Änderungen bis zum Festlegungsentwurf im Sommer 2026 sind allerdings ausdrücklich nicht ausgeschlossen. Laut der BNetzA gilt eine endgültige Investitionsentscheidung als getroffen, „wenn verbindliche Bestellungen von Komponenten, die annähernd die Hälfte des Investitionsvolumens abdecken, erfolgt sind und von den hierzu geschlossenen Verträgen nicht ohne wesentlichen Vermögensschaden zurückgetreten werden kann und zusätzlich eine verbindliche Netzanschlusszusage vorliegt“.10
Die Einführung von dynamischen Netzentgelten für Speicher, die laut der BNetzA frühstens ab 2030 vorgesehen ist, wäre nach dem derzeitigen Meinungsstand der BNetzA jedoch vom Vertrauensschutz ausgenommen.11
Die von der BNetzA vorgenommene stärkere Gewichtung des Vertrauensschutzes für Speicherprojekte wurde in der Branche begrüßt und als wichtiges Signal für die Investitionssicherheit gewertet.12 Dennoch erhöht sich durch die neuen Ausführungen der Zeitdruck hinsichtlich der Investitionsentscheidung für Batteriespeicherprojekte. Projektentwickler sollten den neuen Zeitrahmen unbedingt berücksichtigen, wenn sie vom Vertrauensschutz hinsichtlich der Netzentgeltbefreiung profitieren wollen.
Abseits der Entwicklungen rund um AgNes sind die weiteren regulatorischen Rahmenbedingungen – insbesondere im Zusammenhang mit EEG-Reform, Netzpaket sowie den geplanten Regelungen zu Redispatch-Vorbehalt und möglichen FCA-Modellen – seit unserem letzten Newsletter noch nicht abschließend ausgestaltet. Innerhalb der Koalition bestehen weiterhin unterschiedliche Positionen, und auch seitens der Branchenverbände wird die Ausgestaltung intensiv diskutiert. In wesentlichen Punkten bleibt damit Unsicherheit bestehen, die sich auf die Planbarkeit und Investitionssicherheit auswirkt. Wir beobachten die Entwicklungen fortlaufend und informieren Sie bei relevanten Konkretisierungen.
Fazit
Der Überblick zeigt, dass sich der EE‑Ausbau im Frühjahr 2026 stabil entwickelt, während der Batteriespeichermarkt weiter an Bedeutung gewinnt und zunehmend zur Flexibilisierung des Stromsystems beiträgt. Gleichzeitig führen stark schwankende Marktwerte und zahlreiche negative Strompreisstunden zu herausfordernden Vermarktungsbedingungen, bei denen die tatsächliche Vermarktungsmenge für die Projektwirtschaftlichkeit entscheidend bleibt.
Die Ergebnisse der jüngsten PV‑Ausschreibung verdeutlichen den weiter anhaltenden Wettbewerb im Segment der Freiflächenanlagen. Mit der Konkretisierung der AgNes‑Reform setzt die Bundesnetzagentur zudem ein wichtiges Signal für den Vertrauensschutz von Speicherprojekten, auch wenn zentrale regulatorische Fragen, etwa im Kontext von EEG‑Reform und Netzpaket, weiterhin offen sind. Für Marktakteure bleibt damit eine enge Beobachtung der politischen und marktlichen Entwicklungen unerlässlich.
Die aktuelle Markt- und Regulierungslage bleibt unsicher und von projektspezifischen Anforderungen geprägt. Pauschale Ansätze reichen unter diesen Bedingungen nicht aus; vielmehr sind individuelle Analysen und eine sorgfältige Strukturierung jedes Vorhabens erforderlich. Wir unterstützen Sie dabei, Projekte verlässlich, wirtschaftlich und zukunftsorientiert auszurichten. Bei weiterführenden Fragen stehen wir Ihnen jederzeit zur Verfügung.
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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 22. April 2026 bis zum 12. Juni 2026.
2 Kreisdiagramme zur Stromerzeugung | Energy-Charts (letzter Zugriff: 11.06.2026)
3 Installierte Leistung | Energy-Charts (letzter Zugriff: 11.06.2026)
4 Netztransparenz: Marktwertübersicht (letzter Zugriff: 11.06.2026)
5 Netztransparenz: Negativer Spotmarktpreis – Übersichtstabellen (letzter Zugriff: 11.06.2026)
6 Photovoltaik und Wind erzeugten im April erstmals global mehr Strom als Gaskraftwerke – pv magazine Deutschland (letzter Zugriff: 15.06.2026)
7 Netztransparenz: Spotmarktpreis nach § 3 Nr. 42a EEG, Online-Hochrechnung der tatsächlichen Erzeugung von Strom aus Solarenergie und aus Windenergie Onshore (letzter Zugriff: 11.06.2026)
8 Bundesnetzagentur – Ausschreibungen (letzter Zugriff: 15.06.2026)
9 Bundesnetzagentur – Beendete Ausschreibungen / Statistiken (letzter Zugriff: 15.06.2026)
10 Quelle: vgl. Vorstellung Zwischenstand AgNes [GBK-25-01-1#3], Bundesnetzagentur (27.05.2026)
11 Quelle: Vorstellung Zwischenstand AgNes [GBK-25-01-1#3], Bundesnetzagentur (27.05.2026)
12 Quelle: AgNeS-Zwischenbericht: Verbände sehen bei geplanter Reform der Netzentgelte Licht und Schatten – pv magazine Deutschland (letzter Zugriff: 12.06.2026)