Liberalisierter Strommarkt 2026: Herausforderungen, Chancen und Handlungsfelder

Das Wichtigste im Überblick

• Liberaler Markt 2026 in tiefgreifender Transformation: EU‑Marktreform + EnWG‑Novellen, Bundesnetzagentur als zentrale Regulierungsinstanz.
• Strompreise 2026 deutlich entlastet (ca. 24–35 ct/kWh), aber viele Entlastungsmaßnahmen zeitlich begrenzt (z. B. Bundeszuschuss 6,5 Mrd. €).
• Erneuerbare liefern ~58,8 % (2025); starke PV‑Zunahme, aber hohe Volatilität (negative Preise und Preisspitzen).
• EU‑Integration intensiviert: 15‑Minuten‑Day‑Ahead‑Takt seit 30.9.2025, mehr grenzüberschreitender Handel und Nutzen für Flexibilität.
• Pflicht zu dynamischen Tarifen seit 2025; Smart‑Meter‑Rollout (Stand Nov 2025: 3,8 %) bleibt Nadelöhr; Tarife rentieren vor allem bei flexiblen Verbrauchern.
• Energy Sharing (§42c EnWG) ab 01.06.2026 ermöglicht lokale Stromgemeinschaften, ist aber räumlich beschränkt und wahrscheinlich Nischenmodell.
• Netzausbau hinkt hinterher; Redispatch‑Vorbehalt umstritten, schafft Investitionsunsicherheit; Kapazitätsstrategie (Neubau, Speicher, H2‑ready) bis 2031 geplant.

Rechtlicher Rahmen und historische Entwicklung der Marktliberalisierung

Gesetzliche Meilensteine (EnWG, EU-Richtlinien)

Bis 1998 war der deutsche Strommarkt ein reines Monopolsystem: Wer Strom brauchte, kaufte ihn beim örtlichen Versorger, der Preise und Konditionen allein festlegte. Das änderte sich mit dem Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts vom 24. April 1998, das das alte Energiewirtschaftsgesetz von 1935 ablöste und zum 1. Januar 1998 in Kraft trat. Damit wurde das gesetzliche Gebietsmonopol abgeschafft und erstmals ein wettbewerbsorientierter Strommarkt geschaffen, in dem Verbraucher ihren Anbieter frei wählen können.

Die Grundlage dafür kam aus Brüssel: Die EU-Richtlinie 96/92/EG verpflichtete alle Mitgliedstaaten, ihre nationalen Strommärkte zu öffnen und einen diskriminierungsfreien Netzzugang zu gewährleisten. Die ursprüngliche Erwartung war, dass die Liberalisierung zu deutlich fallenden Strompreisen führen würde, vergleichbar mit der Telefonliberalisierung, die Preissenkungen von bis zu 70 Prozent gebracht hatte. Diese Erwartung erfüllte sich nicht, weil Strom kein homogenes Produkt wie Telefongespräche ist, sondern physikalische Netzinfrastruktur benötigt, die ein natürliches Monopol bleibt.

Der nächste gesetzliche Schritt kam 2003 mit der EU-Richtlinie 2003/54/EG, die die Anforderungen an den Netzzugang deutlich verschärfte und erstmals eine organisatorische Trennung von Netzbetrieb und Stromvertrieb vorschrieb. In Deutschland wurde diese Anforderung durch das novellierte Energiewirtschaftsgesetz von 2005 in nationales Recht umgesetzt. Damit war der gesetzliche Grundrahmen geschaffen, der bis heute in seinen Kernprinzipien gilt: freier Anbieterwechsel, diskriminierungsfreier Netzzugang und staatliche Regulierung der Netzentgelte.

Unbundling, Bundesnetzagentur und Regulierungsarchitektur

Das entscheidende Strukturprinzip des liberalisierten Strommarkts ist das sogenannte Unbundling, also die Entflechtung von Netz und Wettbewerb. Wenn ein Energiekonzern gleichzeitig das Stromnetz betreibt und Strom verkauft, hat er einen starken Anreiz, Konkurrenten den Netzzugang zu erschweren oder zu verteuern. Unbundling verhindert genau das.

Das Energiewirtschaftsgesetz schreibt in § 6 für vertikal integrierte Energieunternehmen vier Entflechtungsebenen vor. Erstens die informatorische Entflechtung, bei der keine wettbewerbsrelevanten Informationen zwischen Netzbetrieb und Vertrieb ausgetauscht werden dürfen. Zweitens die buchhalterische Entflechtung, bei der Netz- und Vertriebsgeschäft in getrennten Konten geführt werden müssen. Drittens die operationelle Entflechtung, bei der Netzbetrieb und Vertrieb eigenständig gemanagt werden müssen. Viertens die rechtliche Entflechtung, bei der größere Netzbetreiber als eigenständige Gesellschaften organisiert sein müssen.

Die Überwachung dieser Regeln und die Regulierung der Netzentgelte liegt seit 2005 bei der Bundesnetzagentur, die als unabhängige Behörde eingerichtet wurde. Ihre zentrale Aufgabe ist es, sicherzustellen, dass alle Stromversorger zu gleichen Bedingungen Zugang zum Netz erhalten, unabhängig davon, ob sie zum Konzern des Netzbetreibers gehören oder nicht. Ohne diese Funktion wäre Wettbewerb auf dem Strommarkt strukturell nicht möglich, weil das Netz als einziger Transportweg für Strom zwingend genutzt werden muss.

Die vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland, Amprion, 50Hertz, TenneT und Transnet BW, betreiben die Hochspannungsnetze und sind vollständig vom Vertriebsgeschäft getrennt. Auf der Verteilnetzebene gibt es rund 850 regionale Netzbetreiber, die ebenfalls den Unbundling-Anforderungen unterliegen. Diese Regulierungsarchitektur ist kein deutsches Sondermodell, sondern durch EU-Recht verbindlich vorgegeben und wurde durch die Strommarktreform 2024 sogar weiter gestärkt: Die EU-Richtlinie 2024/1711 legt erstmals fest, dass nationale Regulierungsbehörden wie die Bundesnetzagentur die Integration erneuerbarer Energien und nationale Klimaziele ausdrücklich als Regulierungsaufgaben berücksichtigen müssen. Das ist eine fundamentale Erweiterung des Auftrags: Nicht mehr nur Wettbewerbssicherung, sondern auch aktive Unterstützung der Energiewende gehört nun zum gesetzlichen Auftrag der Regulierungsbehörde.

Marktmechanik, Akteure und Wertschöpfungskette

Großhandels-, Intraday- und Terminmärkte

Bevor Strom beim Endkunden ankommt, durchläuft er mehrere Handelsstufen. Auf dem liberalisierten Strommarkt wird Strom nicht direkt vom Kraftwerk an den Haushalt verkauft, sondern über organisierte Märkte gehandelt, auf denen Preis und Menge durch Angebot und Nachfrage bestimmt werden. Diese Märkte lassen sich in drei Kategorien unterteilen: Terminmarkt, Day-Ahead-Markt und Intraday-Markt.

Der Terminmarkt ist der langfristige Planungsmarkt. Dort kaufen und verkaufen Versorger, Erzeuger und Industriekunden Strom für zukünftige Lieferzeiträume, teilweise Monate oder Jahre im Voraus. Ein Stromversorger, der seinen Haushaltskunden im kommenden Jahr einen Festpreis anbieten will, sichert sich diese Menge heute am Terminmarkt ab. Das reduziert sein Risiko, weil er nicht vom Tagespreis abhängig ist. Gehandelt werden standardisierte Produkte wie Jahres-, Quartals- und Monatsfutures, deren Preise täglich an der Börse schwanken und damit ein Frühindikator für künftige Endkundenpreise sind.

Der Day-Ahead-Markt funktioniert anders: Hier wird Strom für den nächsten Kalendertag gehandelt. Der zentrale Marktplatz für Deutschland und weite Teile Europas ist die EPEX Spot in Paris. Seit dem 30. September 2025 läuft dieser Markt nicht mehr im Stundentakt, sondern im 15-Minuten-Takt. Das bedeutet, dass ein kompletter Tag in 96 einzelne Viertelstundenprodukte aufgeteilt wird, für die jeweils ein eigener Preis ermittelt wird. Diese Umstellung ermöglicht es, den Preis viel präziser an die tatsächliche Einspeisung aus Wind und Solar anzupassen, die ebenfalls im Viertelstundentakt schwankt. Für flexible Technologien wie Batteriespeicher bedeutet das bessere Chancen, günstig einzukaufen und teuer einzuspeisen, weil Preisunterschiede innerhalb eines Tages nun feingranularer abgebildet werden.

Der Intraday-Markt schließt die Lücken, die nach dem Day-Ahead-Handel entstehen. Ändert sich die Wetterprognose kurzfristig und speist eine Windanlage weniger ein als geplant, muss der Bilanzkreisverantwortliche die fehlende Menge nachkaufen. Das geschieht auf dem Intraday-Markt, auf dem kontinuierlich bis zu 5 Minuten vor dem Lieferzeitpunkt gehandelt werden kann. Dieser Markt ist besonders für Betreiber erneuerbarer Energien und Speicher relevant, weil dort kurzfristige Abweichungen vom geplanten Fahrplan ausgeglichen werden, bevor sie zu teuren Ausgleichsenergiekosten führen.

Die Preise auf diesen Märkten schwanken erheblich. Der durchschnittliche Großhandelspreis am Day-Ahead-Markt lag 2025 bei 89,32 Euro pro Megawattstunde, ein Anstieg von 13,8 Prozent gegenüber 2024 mit 78,51 Euro pro Megawattstunde, laut Bundesnetzagentur. Gleichzeitig traten 2025 in 573 von 8.760 Stunden negative Preise auf, wenn Wind und Solar so viel Strom einspeisten, dass das Angebot die Nachfrage überstieg. In 40 Stunden lagen die Preise dagegen über 300 Euro pro Megawattstunde, meist während Dunkelflauten mit geringer Einspeisung und hoher Nachfrage. Diese Preisvolatilität ist kein Marktversagen, sondern das direkte Ergebnis eines liberalisierten Strommarkts mit hohem Anteil wetterabhängiger Erzeugung, der Angebot und Nachfrage in Echtzeit abbildet.

ÜNB, VNB, Erzeuger, Versorger und Börsenrollen

Der liberalisierte Strommarkt besteht aus klar definierten Akteuren mit jeweils unterschiedlichen Aufgaben, die durch das Unbundling-Prinzip strikt voneinander getrennt sind. Diese Trennung ist kein bürokratisches Detail, sondern die Voraussetzung dafür, dass Wettbewerb überhaupt funktioniert.

Die vier Übertragungsnetzbetreiber, also Amprion, 50Hertz, TenneT und Transnet BW, betreiben die Hochspannungsnetze, über die Strom über weite Distanzen transportiert wird. Ihre wichtigste Aufgabe ist die Systemstabilität: Erzeugung und Verbrauch müssen zu jedem Zeitpunkt physikalisch im Gleichgewicht sein, weil das Stromnetz keine Puffer kennt. Wenn eine Windanlage in Schleswig-Holstein mehr einspeist als das Netz in Richtung Süden transportieren kann, greifen die Übertragungsnetzbetreiber durch Redispatch-Maßnahmen ein: Die Anlage im Norden wird heruntergeregelt, und ein steuerbares Kraftwerk im Süden fährt die fehlende Menge hoch. Die Kosten dafür beliefen sich 2024 auf rund 1,8 Milliarden Euro, laut Bundesnetzagentur, und sind ein direktes Zeichen dafür, dass das Netz mit dem Ausbau erneuerbarer Energien nicht Schritt hält.

Die rund 850 Verteilnetzbetreiber betreiben die regionalen und lokalen Netze auf mittlerer und niedriger Spannungsebene, über die Strom letztendlich zu Haushalten und Gewerbebetrieben gelangt. Sie sind für Netzanschlüsse von Erzeugungsanlagen in ihrer Region zuständig und verpflichtet, allen Erzeugern und Versorgern diskriminierungsfreien Netzzugang zu gewähren. Sowohl Übertragungs- als auch Verteilnetzbetreiber unterliegen der Regulierung durch die Bundesnetzagentur und dürfen selbst keine Strommengen am Markt kaufen oder verkaufen.

Stromerzeugungsunternehmen produzieren den Strom und verkaufen ihn am Großhandelsmarkt. Zu den größten zählen RWE, E.ON, EnBW und Uniper. Daneben gibt es tausende kleinere Erzeuger, von Betreibern einzelner Windanlagen bis zu Biogasanlagenbetreibern. Jeder Erzeuger muss für seine Anlage einen Bilanzkreis führen oder sich einem bestehenden Bilanzkreis anschließen. Der Bilanzkreis ist das buchhalterische Konto im Stromsystem, auf dem Einspeisung und Entnahme eines Akteurs stets ausgeglichen sein müssen. Weicht die tatsächliche Einspeisung vom geplanten Fahrplan ab, entstehen Ausgleichsenergiemengen, die von den Übertragungsnetzbetreibern bereitgestellt und mit erheblichen Aufschlägen in Rechnung gestellt werden. Das schafft einen starken finanziellen Anreiz für Erzeuger, ihre Einspeiseprognosen so präzise wie möglich zu halten.

Stromversorger kaufen Strom am Großhandelsmarkt und verkaufen ihn weiter an Haushalte und Unternehmen. Sie tragen dabei das Preisrisiko zwischen Einkauf und Verkauf. Ein Versorger, der seinen Kunden einen Jahresfestpreisvertrag anbietet, muss die entsprechende Strommenge entweder am Terminmarkt gesichert haben oder trägt das Risiko, bei gestiegenen Großhandelspreisen Verluste zu machen. Genau das passierte 2021 und 2022 mehreren Versorgern, die zu günstig verkauft hatten und insolvent gingen, als die Großhandelspreise explodierten. Versorger sind außerdem verpflichtet, seit 2025 mindestens einen dynamischen Tarif anzubieten, der die stündlich oder viertelstündlich schwankenden Börsenpreise direkt an den Endkunden weitergibt.

Die EPEX Spot übernimmt als Börsenbetreiber die technische und organisatorische Abwicklung des Day-Ahead- und Intraday-Handels. Sie ermittelt die Gleichgewichtspreise und sorgt für die Abrechnung zwischen Käufern und Verkäufern. Dabei ist die EPEX Spot eingebettet in die europäische Single Day-Ahead Coupling, die Preise über Ländergrenzen hinweg koppelt. Das bedeutet: Wenn in Deutschland gerade viel Wind weht und der Preis fällt, kann günstiger Strom automatisch über die Grenze nach Frankreich oder in die Niederlande fließen, wenn dort der Preis höher ist. Im Jahr 2024 generierte diese grenzüberschreitende Preiskopplung in den beteiligten Ländern einen sozioökonomischen Wohlfahrtsgewinn von 34 Milliarden Euro, weil Strom immer dort eingekauft wird, wo er gerade am günstigsten verfügbar ist.

Diese klare Rollenverteilung zwischen Erzeugern, Netzbetreibern, Versorgern und Börsenbetreiber ist das Ergebnis jahrzehntelanger regulatorischer Arbeit. Der liberalisierte Strommarkt funktioniert nur, weil diese Rollen durch Unbundling, Regulierung und Transparenzpflichten sauber voneinander getrennt sind und kein Akteur gleichzeitig das Netz kontrollieren und im Wettbewerb agieren darf.

Strompreise, Netzentgelte und Umlagen 2026

Politische Entlastungen 2025/2026 und ihre zeitliche Begrenzung

Wer 2026 einen neuen Stromvertrag abschließt, zahlt deutlich weniger als noch 2023, als die Preise für Haushaltsstrom auf über 50 Cent pro Kilowattstunde gestiegen waren. Im Februar 2026 lagen die Neukunden-Strompreise für einen durchschnittlichen Haushalt mit 4.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch bei rund 24 Cent pro Kilowattstunde brutto. Dieser Rückgang ist kein Zufall, sondern das Ergebnis konkreter politischer Entscheidungen, die in den Jahren 2025 und 2026 wirksam wurden.

Der größte Hebel ist der Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten: Der Bund zahlt 2026 insgesamt 6,5 Milliarden Euro, um die Netzkosten zu drücken, die sonst direkt auf die Stromrechnung aufgeschlagen würden. Für einen Haushalt mit 3.500 Kilowattstunden Jahresverbrauch bedeutet das eine Entlastung von rund 100 Euro pro Jahr, laut Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz. Zusätzlich wurde die Gasspeicherumlage zum 1. Januar 2026 vollständig abgeschafft. Diese Umlage hatte zuvor rund 2,4 Prozent des Gaspreises ausgemacht und drückte indirekt auch auf die Strompreise, weil Gaskraftwerke an der Preisbildung im Strommarkt beteiligt sind.

Für produzierende Unternehmen, die Landwirtschaft und die Forstwirtschaft gilt seit dem 1. Januar 2026 außerdem eine dauerhaft gesenkte Stromsteuer auf das EU-Mindestniveau von 0,5 Euro pro Megawattstunde. Das entlastet rund 600.000 Betriebe um insgesamt etwa 3 Milliarden Euro jährlich.

Daneben haben sich einzelne Stromumlagen gegenläufig entwickelt. Die KWKG-Umlage, die die kombinierte Strom- und Wärmeerzeugung fördert, stieg 2026 auf 0,446 Cent pro Kilowattstunde, nach 0,277 Cent im Vorjahr. Die Offshore-Netzumlage, mit der die Anbindung von Windparks auf See an das Stromnetz finanziert wird, stieg auf 0,941 Cent pro Kilowattstunde und damit bereits das vierte Jahr in Folge, nachdem sie 2024 noch bei 0,656 Cent und 2025 bei 0,861 Cent lag. Diese Anstiege zeigen, dass nicht alle Kostenbestandteile des Strompreises sinken, auch wenn die politischen Entlastungsmaßnahmen per Saldo überwiegen.

Insgesamt werden Haushalte und Unternehmen 2026 durch die verschiedenen Maßnahmen um rund 10 Milliarden Euro entlastet, zusätzlich zu den 17 Milliarden Euro, die bereits durch die Abschaffung der EEG-Umlage im Juli 2022 dauerhaft wegfielen. Ein Haushalt mit 3.500 Kilowattstunden Strom und 20.000 Kilowattstunden Gas spart dadurch im Jahr 2026 durchschnittlich rund 160 Euro, laut Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz.

Das zentrale Problem ist die zeitliche Begrenzung dieser Entlastungen. Der Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten läuft nach aktuellem Stand Ende 2026 aus. Die Bundesregierung hat keine Entscheidung getroffen, diesen Zuschuss über 2026 hinaus zu verlängern. Das bedeutet: Ab 2027 fallen die 6,5 Milliarden Euro Bundeszuschuss weg, wenn keine neue politische Entscheidung getroffen wird, und die Netzkosten steigen entsprechend wieder an. Für Unternehmen, die ihre Energiekosten mehrjährig planen, ist das ein konkretes Preisrisiko, das bei der Beschaffungsstrategie berücksichtigt werden muss.

Regionale Netzentgeltunterschiede und Preisrisiken für Unternehmen

Netzentgelte sind der Teil des Strompreises, der für den Transport von Strom durch das Netz anfällt, von der Hochspannungsebene bis zur Haushalts- oder Unternehmensanschlussebene. Sie machen im deutschen Durchschnitt rund 12 Prozent des Kilowattstundenpreises aus und werden nicht bundesweit einheitlich festgelegt, sondern von jedem der rund 850 Verteilnetzbetreiber separat kalkuliert und von der Bundesnetzagentur genehmigt. Das Ergebnis sind erhebliche regionale Unterschiede, die für Unternehmen bei der Standortwahl oder beim Vergleich von Produktionsstandorten direkt relevant sind.

Konkret zahlte ein Haushalt mit 4.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch 2026 im Bundesdurchschnitt rund 362 Euro netto für Netzentgelte. In Hamburg lagen diese Kosten bei 472 Euro, in Rheinland-Pfalz bei 403 Euro und in Baden-Württemberg bei 395 Euro. Deutlich günstiger waren dagegen Mecklenburg-Vorpommern mit 289 Euro und Bremen mit 298 Euro, laut Bundesnetzagentur.

Diese Unterschiede entstehen nicht durch unterschiedliche Qualität der Versorgung, sondern durch strukturelle Merkmale der jeweiligen Netzregion. Netze mit hohem Anteil an dezentraler Einspeisung aus Wind- oder Solaranlagen müssen aufwendiger ausgebaut und geregelt werden, weil die Einspeisung zeitlich und örtlich weniger planbar ist als bei zentralen Großkraftwerken. Dünn besiedelte Regionen mit langen Leitungswegen bei vergleichsweise wenigen Abnehmern haben strukturell höhere Netzkosten pro Kilowattstunde. Gleichzeitig profitieren Regionen, in denen in den letzten Jahren viel in die Netzinfrastruktur investiert wurde, noch nicht vollständig davon, weil diese Investitionskosten über die regulatorisch erlaubte Nutzungsdauer auf die Netzentgelte aufgeschlagen werden.

Für Unternehmen mit hohem Stromverbrauch, also etwa produzierende Betriebe, Rechenzentren oder Kühlhausbetreiber, sind regionale Netzentgeltunterschiede ein handfester Kostenfaktor. Bei einem Jahresverbrauch von beispielsweise 5 Gigawattstunden kann der Unterschied zwischen einem günstig und einem teuer angebundenen Standort mehrere hunderttausend Euro pro Jahr betragen, allein durch die Netzkomponente des Strompreises. Dieser Unterschied ist nicht verhandelbar und kann auch nicht durch Anbieterwechsel ausgeglichen werden, weil Netzentgelte unabhängig vom gewählten Stromversorger anfallen. Das Netz ist ein natürliches Monopol, und wer in einem bestimmten Netzgebiet ansässig ist, zahlt die dort geltenden Entgelte.

Hinzu kommt, dass die Netzentgelte in den kommenden Jahren tendenziell steigen werden. Der Netzausbau, der nötig ist, um die wachsenden Mengen an Wind- und Solarstrom vom Norden in den Süden zu transportieren, kostet viel Geld, das über die Netzentgelte finanziert wird. Sobald der Bundeszuschuss von 6,5 Milliarden Euro 2026 ausläuft, fällt der dämpfende Effekt weg und die strukturell steigenden Netzkosten werden wieder vollständig auf die Endpreise durchschlagen. Unternehmen, die ihre Energiebeschaffung nur auf das aktuelle Preisniveau ausrichten, ohne dieses Risiko einzukalkulieren, werden ab 2027 höhere Stromkosten sehen als erwartet.

Integration erneuerbarer Energien und Marktvolatilität

Erzeugungsmix 2025/2026 und Auswirkungen auf Preise

Der Anteil erneuerbarer Energien an der deutschen Stromerzeugung hat 2025 erstmals dauerhaft die 58-Prozent-Marke überschritten. Von insgesamt 437,6 Terawattstunden erzeugtem Strom stammten 257,5 Terawattstunden aus erneuerbaren Quellen, laut Bundesnetzagentur. Das klingt nach einem stabilen Fundament, bedeutet in der Praxis aber vor allem eines: Der Strommarkt wird von Quellen dominiert, die nicht auf Abruf arbeiten, sondern von Wetter und Tageszeit abhängen.

Wind-Onshore-Anlagen speisten 2025 insgesamt 106,5 Terawattstunden ein, Offshore-Windparks weitere 26,1 Terawattstunden. Die stärkste Wachstumsgeschichte schrieb die Photovoltaik: PV-Anlagen erzeugten 74,1 Terawattstunden, ein Anstieg von knapp 17 Prozent gegenüber den 63,2 Terawattstunden aus 2024, getrieben durch überdurchschnittlich viele Sonnenstunden und den anhaltenden Ausbau installierter Leistung. Biomasse trug mit 36 Terawattstunden einen vergleichsweise stabilen, planbaren Teil bei.

Auf der konventionellen Seite hat Erdgas deutlich zugelegt: Die Stromerzeugung aus Gaskraftwerken stieg um 6,4 Prozent auf 60,6 Terawattstunden. Das ist kein Zufall. Gaskraftwerke übernehmen zunehmend die Rolle des Puffers, der einspringt, wenn Wind und Solar nicht genug liefern. Braunkohle hingegen ging um 5,4 Prozent auf 67,2 Terawattstunden zurück.

Diese Verschiebung im Erzeugungsmix hat direkte Konsequenzen für den Strompreis. Der durchschnittliche Großhandelspreis am Day-Ahead-Markt stieg 2025 auf 89,32 Euro pro Megawattstunde, nach 78,51 Euro pro Megawattstunde im Vorjahr, ein Plus von 13,8 Prozent. Der Grund liegt in der Preisbildungslogik des liberalisierten Strommarkts: Der Marktpreis wird immer durch das teuerste Kraftwerk bestimmt, das noch gebraucht wird, um die Nachfrage zu decken. Je öfter Gaskraftwerke diese Rolle übernehmen, desto stärker beeinflussen die Gaspreise den Strompreis. Wenn also mehr Erdgas für Strom verbraucht wird, weil erneuerbare Quellen gerade wenig liefern, steigt der Großhandelspreis entsprechend.

Für Versorger, Industriebetriebe und alle, die Strom am Markt beschaffen, bedeutet das: Der Jahresdurchschnittspreis allein sagt wenig darüber aus, was tatsächlich gezahlt wird. Wer nicht über Terminkontrakte abgesichert ist, zahlt den jeweiligen Tagespreis, der inzwischen zwischen null und mehreren hundert Euro pro Megawattstunde schwanken kann.

Negative Preise, Dunkelflauten und Bedarf an Flexibilität

Die extremen Ausschläge im Großhandelspreis sind kein seltenes Phänomen mehr. Im Jahr 2025 traten in 573 von insgesamt 8.760 Stunden negative Strompreise auf, nach 457 negativen Stunden im Jahr 2024, laut Bundesnetzagentur. Gleichzeitig lagen die Preise in 40 Stunden über 300 Euro pro Megawattstunde. Diese beiden Extreme entstehen aus demselben Grundproblem: Der liberalisierte Strommarkt bildet Angebot und Nachfrage in Echtzeit ab, und die erneuerbaren Energien liefern beides in extremen Mengen, aber nicht dann, wann der Markt es braucht.

Negative Preise entstehen, wenn Wind und Solar so viel Strom ins Netz einspeisen, dass die Nachfrage nicht mithalten kann. Da Wind- und Solaranlagen, die eine EEG-Vergütung erhalten, gesetzlich verpflichtet sind, so lange einzuspeisen, wie es die Netzstabilität erlaubt, und da gleichzeitig viele konventionelle Kraftwerke nicht kurzfristig abgeschaltet werden können, entsteht ein Überangebot. Um dieses Überangebot loszuwerden, zahlen Verkäufer im Extremfall dafür, dass jemand ihren Strom abnimmt. Für flexible Verbraucher, die ihren Bedarf gezielt in diese Stunden verschieben können, ist das eine echte Einsparchance. Für Netzbetreiber ist es ein Signal, dass das Netz mit dieser Energiemenge zunehmend an seine Grenzen kommt.

Das Gegenteil sind Dunkelflauten: mehrere Tage, an denen kaum Wind weht und die Sonne nicht scheint, meist im Winter. Im November und Dezember 2024 führten solche Wetterlagen zu Großhandelspreisen über 300 Euro pro Megawattstunde und in Spitzenzeiten über 900 Euro pro Megawattstunde. Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt untersuchten diese Ereignisse und kamen zu dem Ergebnis, dass keine Marktmanipulation vorlag. Die hohen Preise spiegelten schlicht die physikalische Realität wider: Zu wenig Erzeugung bei hoher Nachfrage, und die Gaskraftwerke, die in diesen Stunden die Versorgung sicherstellten, setzen den Preis entsprechend hoch an.

Was der Markt in beiden Szenarien braucht, ist Flexibilität: auf der Erzeugungs- und auf der Verbrauchsseite. Ein Batteriespei­cher, der bei negativen Preisen Strom einkauft und bei hohen Preisen wieder einspeist, ist das textbuchhafte Flexibilitätsinstrument. Eine Wärmepumpe, die ihren Betrieb in Stunden mit niedrigem Börsenstrompreis verschiebt, ist ein anderes. Auf Industrieebene können Produktionsprozesse mit hohem Strombedarf, etwa Elektrolyseure oder Kühlsysteme, gezielt auf Niedrigpreiszeiten ausgerichtet werden.

Der beschleunigte Ausbau von Photovoltaik und Windenergie wird diesen Bedarf weiter verstärken. Je mehr Strom aus wetterabhängigen Quellen kommt, desto häufiger werden sowohl negative Preise als auch Knappheitsspitzen auftreten. Wer als Unternehmen oder Betreiber keine Flexibilitätsstrategie hat, zahlt entweder zu viel in Hochpreiszeiten oder verschenkt Einsparpotenziale in Niedrigpreiszeiten. Der Markt macht beides sichtbar und bepreist beides: Das ist genau das, wofür ein liberalisierter Strommarkt ausgelegt ist.

Technologien und Infrastruktur: Smart Meter, Speicher und Netzausbau

Smart-Meter-Rollout, dynamische Tarife und Messkonzepte

Wer von dynamischen Stromtarifen profitieren will, braucht ein intelligentes Messsystem, also einen Smart Meter. Das klingt selbstverständlich, ist aber ein handfestes Problem: Bis November 2025 waren laut Bundesnetzagentur erst 3,8 Prozent der deutschen Haushalte mit einem Smart Meter ausgestattet. Gleichzeitig hat die Bundesnetzagentur das Ziel ausgegeben, bis Ende 2026 eine Abdeckung von 95 Prozent zu erreichen. Dieser Abstand zwischen aktuellem Stand und Zielmarke ist enorm und macht den Smart-Meter-Rollout zu einem der größten praktischen Engpässe bei der Digitalisierung des Strommarkts.

Ein Smart Meter, technisch korrekt als intelligentes Messsystem bezeichnet, besteht aus einem digitalen Zähler und einem Kommunikationsmodul, das Verbrauchsdaten in Viertelstundenintervallen erfasst und sicher an Netzbetreiber und Versorger überträgt. Damit wird der Stromverbrauch nicht mehr einmal jährlich abgelesen, sondern in Echtzeit sichtbar. Das ist die technische Grundlage für dynamische Tarife, weil nur so der tatsächliche Verbrauch minutengenau einem bestimmten Börsenstrompreis zugeordnet und abgerechnet werden kann.

Die Einbaupflicht gilt nicht für alle Haushalte gleich. Haushalte mit einem Jahresverbrauch von mehr als 6.000 Kilowattstunden sind verpflichtet, ein intelligentes Messsystem einbauen zu lassen. Das betrifft Haushalte mit Wärmepumpe, Elektroauto oder großen Geräten mit hohem Grundlastverbrauch. Für alle anderen ist der Einbau freiwillig, sofern sie einen dynamischen Tarif nutzen wollen. Wer unter 6.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch liegt und keinen dynamischen Tarif hat, kann weiterhin mit einem konventionellen Zähler gemessen werden.

Seit 2025 ist jeder Stromversorger in Deutschland gesetzlich verpflichtet, mindestens einen dynamischen Tarif anzubieten. Bei einem dynamischen Tarif zahlt der Kunde nicht einen fest vereinbarten Arbeitspreis pro Kilowattstunde, sondern den jeweils aktuellen Börsenstrompreis, zuzüglich einer Versorger-Marge von üblicherweise 1 bis 3 Cent pro Kilowattstunde, plus Netzentgelte, Steuern und Umlagen. Der Börsenstrompreis selbst schwankt stündlich oder, seit dem 30. September 2025, im Viertelstundentakt. Das bedeutet: Wer morgens um 3 Uhr seine Waschmaschine laufen lässt, wenn wenig Nachfrage und viel Windstrom vorhanden ist, zahlt deutlich weniger als abends um 18 Uhr, wenn die Nachfrage hoch ist.

Ob sich das rechnet, hängt vom eigenen Verbrauchsmuster ab. Modellierungen zeigen, dass ein Vier-Personen-Haushalt mit Elektroauto und einem Jahresverbrauch von 5.800 Kilowattstunden, der 66 Prozent seines Verbrauchs flexibel verschieben kann, eine Ersparnis von etwa 7 Prozent gegenüber einem Festpreistarif erzielt, das entspricht rund 65 Euro in einem Halbjahr. Für Haushalte ohne flexible Großgeräte, bei denen der Großteil des Verbrauchs abends oder morgens anfällt und sich kaum verschieben lässt, empfiehlt die Verbraucherzentrale dagegen eher keinen dynamischen Tarif, weil diese Haushalte strukturell häufig in teuren Spitzenlastzeiten verbrauchen.

Für Industrie- und Gewerbekunden mit hohem Stromverbrauch und steuerbaren Prozessen ist die Rechnung eine andere. Wer beispielsweise Kühlsysteme, Produktionsanlagen oder Elektrolyseure betreibt, die mehrere Megawattstunden pro Stunde verbrauchen, kann durch gezieltes Verschieben in Niedrigpreiszeiten jährlich erhebliche Beträge einsparen, vorausgesetzt, die Prozesse sind flexibel genug und ein entsprechendes Energiemanagementsystem steuert die Lasten automatisch.

Das Messkonzept hinter dynamischen Tarifen ist damit nicht nur eine Abrechnungsfrage, sondern eine strategische Infrastrukturentscheidung. Wer als Betreiber oder Asset Manager Liegenschaften mit hohem Strombedarf verwaltet, sollte prüfen, welche Verbrauchsanteile zeitlich verschiebbar sind und ob die technische Voraussetzung, also ein eingebautes intelligentes Messsystem, bereits gegeben ist. Solange der Smart-Meter-Rollout hinter den Zielen zurückbleibt, ist das Marktpotenzial dynamischer Tarife faktisch begrenzt, egal wie attraktiv die Tarifmodelle auf dem Papier aussehen.

Batteriespeicher, Großspeicher, Netzanschlussregeln und Genehmigungen

Batteriespeicher haben sich auf dem liberalisierten Strommarkt von einer Nischentechnologie zu einem regulatorisch anerkannten Bestandteil der Energieinfrastruktur entwickelt. Zum 1. Januar 2026 trat eine Novelle des Stromsteuergesetzes in Kraft, die Batteriespeicher erstmals eindeutig als Stromspeicher und nicht als Verbrauchsanlagen definiert. Diese Unterscheidung klingt technisch, hat aber erhebliche wirtschaftliche Konsequenzen: Bis dahin war unklar, ob Strom, der zum Speichern entnommen und später wieder ins Netz eingespeist wird, zweifach besteuert werden muss, einmal beim Einspeichern und einmal beim Ausspeichern. Diese Rechtsunsicherheit hatte Investitionsentscheidungen für Großspeicher in Deutschland jahrelang belastet.

Die neue Regelung schafft hier Klarheit: Betreiber, deren Speicher im Marktstammdatenregister eingetragen sind und als Teil der öffentlichen Stromversorgung gelten, unterliegen keiner Doppelbesteuerung mehr. Außerdem entfällt die bislang erforderliche Einzelgenehmigung beim Hauptzollamt für die Stromsteuerbefreiung beim Speicherbetrieb, was den administrativen Aufwand spürbar reduziert.

Gleichzeitig wurde das Baurecht für Großspeicher vereinfacht. Batteriespeicher mit einer Kapazität von mindestens 1 Megawattstunde sind seit 2026 im Außenbereich baurechtlich privilegiert. Das bedeutet, sie können dort genehmigt werden, ohne dass vorher ein Bebauungsplan geändert werden muss. Für die Praxis ist das relevant, weil Großbatteriespeicher wegen ihrer Größe selten in innerstädtischen Gewerbegebieten realisierbar sind und häufig auf Freiflächen außerhalb geschlossener Bebauung errichtet werden müssen.

Bei den Netzanschlussregeln gab es ebenfalls eine wichtige Änderung. Die Kraftwerks-Netzanschlussverordnung, kurz KraftNAV, wurde so angepasst, dass Energiespeicher aus ihrem Anwendungsbereich herausfallen. Vorher wurden Speicher wie klassische Kraftwerke behandelt, was bedeutete, dass dieselben aufwendigen Anschlussverfahren und technischen Anforderungen galten wie für ein Gaskraftwerk. Das war unverhältnismäßig und verlängerte Genehmigungsverfahren unnötig. Mit der Herausnahme aus der KraftNAV gelten für Speicher vereinfachte Verfahren, die sich stärker an den tatsächlichen technischen Eigenschaften eines Speichers orientieren. Für sehr große Speicher mit einer Leistung von mehr als 100 Megawatt wird derzeit ein eigenes Anschlussverfahren entwickelt, das 2026 noch nicht abgeschlossen ist.

Hinzu kommt eine Regelung zu Netzentgelten, die für Speicher, die direkt mit erneuerbaren Erzeugungsanlagen verbunden sind, eine Befreiung von Netzentgelten unter bestimmten Bedingungen vorsieht. Konkret bedeutet das: Wenn ein Batteriespeicher direkt an eine Photovoltaikanlage oder Windanlage gekoppelt ist und den dort erzeugten Strom zwischenspeichert, bevor er ins Netz eingespeist wird, kann diese Entnahme zum Zweck der Speicherung von Netzentgelten befreit werden. Bislang musste das in jedem Einzelfall geprüft und genehmigt werden, was erheblichen administrativen Aufwand bedeutete. Die neue Regelung schafft eine klare, allgemein gültige Grundlage.

Warum das für den liberalisierten Strommarkt relevant ist, lässt sich an der Marktlogik erklären: Batteriespeicher sind das flexibelste Instrument, um Preisvolatilität wirtschaftlich zu nutzen. Sie kaufen Strom, wenn der Preis negativ oder sehr niedrig ist, also typischerweise bei hoher Wind- und Solareinspeisung, und speisen ihn ein, wenn der Preis hoch ist, also während Lastspitzen oder Dunkelflauten. Je einfacher die Regulierung und je klarer die Netzanschlussregeln, desto wirtschaftlicher sind diese Investitionen darstellbar. Die Vereinfachungen von 2026 senken die Einstiegshürden für Projektentwickler, Betreiber und institutionelle Investoren spürbar.

Gleichzeitig bleibt ein offenes Problem bestehen: Der geplante Redispatchvorbehalt, der derzeit als Referentenentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums vorliegt, könnte Speicher in sogenannten kapazitätslimitierten Netzgebieten erheblich belasten. In Gebieten, in denen die Netzabregelung im Vorjahr mehr als 3 Prozent der eingespeisten Strommenge betrug, können Netzbetreiber das Netzgebiet als kapazitätslimitiert ausweisen. Dort würden neu angeschlossene Anlagen, darunter auch Speicher, im Abregelungsfall keine Entschädigung mehr erhalten. Da Speicher ihre Wirtschaftlichkeit gerade aus dem Ein- und Ausspeichern im richtigen Moment ziehen, wäre eine unentschädigte Abregelung ein direkter Eingriff in das Geschäftsmodell. Die finale Gesetzgebung dazu war im Februar 2026 noch nicht abgeschlossen, schafft aber schon jetzt Unsicherheit bei Investitionsentscheidungen für neue Speicherprojekte in netzengpassbehafteten Regionen.

Neue Geschäftsmodelle und Tarifinnovationen

Dynamische Tarife: Einsatzfälle, Wirtschaftlichkeit und Voraussetzungen

Seit 2025 muss jeder Stromversorger in Deutschland mindestens einen dynamischen Tarif anbieten. Das ist keine freiwillige Marktentwicklung, sondern eine gesetzliche Pflicht, die aus der EU-Strommarktreform 2024 resultiert. 2026 ist das erste volle Jahr, in dem diese Tarife flächendeckend verfügbar sind und sich in der Praxis bewähren müssen.

Bei einem dynamischen Tarif zahlt der Kunde keinen festen Arbeitspreis pro Kilowattstunde, sondern den jeweils aktuellen Börsenstrompreis, zuzüglich einer Versorger-Marge von üblicherweise 1 bis 3 Cent pro Kilowattstunde, plus Netzentgelte, Steuern und Umlagen. Der Börsenstrompreis selbst ändert sich seit dem 30. September 2025 im Viertelstundentakt, was bedeutet, dass ein kompletter Tag 96 unterschiedliche Preisstufen haben kann. Mittags im Sommer, wenn viel Solarstrom ins Netz fließt, kann der Preis nahe null oder sogar negativ sein. An einem Winterabend mit wenig Wind und hoher Nachfrage kann er das Zehnfache betragen.

Wer davon profitiert, ist klar umrissen: Haushalte und Unternehmen, die einen relevanten Teil ihres Stromverbrauchs zeitlich verschieben können. Konkret sind das Wärmepumpen, die Warmwasser nachts aufheizen statt abends, Elektroautos, die sich nach dem günstigen Viertelstundenpreis laden, Gewerbekühlsysteme, die ihre Kälteleistung in Niedrigpreiszeiten aufbauen, oder industrielle Elektrolyseure, die Wasserstoff dann produzieren, wenn Strom besonders günstig ist.

Eine Modellierung, die die Verbraucherzentrale für einen Vier-Personen-Haushalt mit Elektroauto und 5.800 Kilowattstunden Jahresverbrauch durchgeführt hat, zeigt eine Ersparnis von rund 7 Prozent gegenüber einem Festpreistarif, wenn 66 Prozent des Verbrauchs flexibel verschoben werden kann. Das entspricht etwa 65 Euro in einem Halbjahr. Für Haushalte ohne flexible Großgeräte, bei denen Kochen, Waschen und Beleuchtung zeitlich kaum verschiebbar sind, rät die Verbraucherzentrale dagegen ausdrücklich vom dynamischen Tarif ab, weil diese Haushalte strukturell häufig in teuren Spitzenlastzeiten verbrauchen und am Ende mehr zahlen als mit einem Festpreis.

Für Industrie- und Gewerbekunden sieht die Rechnung anders aus. Wer Produktionsanlagen oder Kühlaggregate betreibt, die mehrere Megawattstunden pro Stunde verbrauchen und deren Betriebszeiten sich innerhalb gewisser Grenzen steuern lassen, kann durch gezieltes Verschieben in Niedrigpreiszeiten jährlich erhebliche Summen einsparen. Voraussetzung ist ein automatisiertes Energiemanagementsystem, das Verbrauchsanlagen in Echtzeit anhand aktueller Börsenpreise steuert.

Die technische Grundvoraussetzung für jeden dynamischen Tarif ist ein intelligentes Messsystem, also ein Smart Meter, der den Verbrauch in Viertelstundenintervallen erfasst und überträgt. Ohne diese Messtechnik kann der Verbrauch keinem bestimmten Börsenstrompreis zugeordnet werden, und eine viertelstündliche Abrechnung ist schlicht nicht möglich. Genau hier liegt das größte praktische Problem: Bis November 2025 waren erst 3,8 Prozent der deutschen Haushalte mit einem Smart Meter ausgestattet, laut Bundesnetzagentur. Das Ziel ist eine Abdeckung von 95 Prozent bis Ende 2026, was technisch und logistisch eine enorme Herausforderung darstellt und realistisch betrachtet kaum zu erreichen sein wird. Solange ein Großteil der Haushalte keinen Smart Meter hat, bleibt das Marktpotenzial dynamischer Tarife faktisch auf jene begrenzt, die das Messsystem bereits eingebaut haben oder es aktiv beantragen.

Für Betreiber und Asset Manager, die Liegenschaften mit hohem Strombedarf verwalten, lohnt es sich, den Smart-Meter-Einbau nicht abzuwarten, sondern aktiv voranzutreiben. Haushalte und Unternehmen mit mehr als 6.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch sind gesetzlich verpflichtet, ein intelligentes Messsystem einbauen zu lassen. Für alle anderen ist der Einbau freiwillig, aber die Voraussetzung, um überhaupt von dynamischen Tarifen profitieren zu können.

Energy Sharing (§ 42c EnWG), Mieterstrom und lokale Energiegemeinschaften

Am 1. Juni 2026 tritt mit Energy Sharing nach § 42c EnWG ein vollständig neues Geschäftsmodell in Kraft, das durch die EnWG-Novelle vom 13. November 2025 eingeführt wurde. Die Grundidee ist einfach: Eine Gruppe von Verbrauchern betreibt gemeinsam eine oder mehrere erneuerbare Erzeugungsanlagen und teilt den dort produzierten Strom untereinander, anstatt ihn vollständig ins öffentliche Netz einzuspeisen und am Markt zu verkaufen.

Wer an einer solchen Gemeinschaft teilnehmen darf, ist gesetzlich definiert. Zugelassen sind natürliche Personen, Kleinstunternehmen, kleine und mittlere Unternehmen sowie Gemeinden und andere juristische Personen des öffentlichen Rechts. Energy Sharing darf nicht der Hauptgeschäftszweck eines Unternehmens sein: Stadtwerke oder andere Energieversorger können als Dienstleister tätig werden, etwa für die Abrechnung oder den Anlagenbetrieb, dürfen aber selbst nicht als Anlagenbetreiber in einer Sharing-Gemeinschaft auftreten. Das Modell ist ausdrücklich für kleine Gemeinschaften konzipiert, nicht für kommerzielle Anbieter.

Geografisch ist die erste Phase stark eingeschränkt. Bis zum 31. Mai 2027 können Energiegemeinschaften nur innerhalb eines einzigen Bilanzkreises funktionieren, was in der Praxis dem Netzgebiet eines Verteilnetzbetreibers entspricht. Das bedeutet, alle Teilnehmer müssen an dasselbe Verteilnetz angeschlossen sein. Ab dem 1. Juni 2028 wird die Regelung auf angrenzende Bilanzkreise innerhalb derselben Regelzone ausgeweitet, sodass Gemeinschaften über Netzgebietsgrenzen hinweg möglich werden.

Die Vertragsstruktur ist für die Teilnehmer vereinfacht gestaltet. Der Preis für den geteilten Strom ist frei verhandelbar und kann auch null betragen, wenn die Gemeinschaft das so vereinbart. Was aber anfällt und nicht entfällt, sind die Netzentgelte, weil der Strom physikalisch durch das öffentliche Netz transportiert wird, auch wenn er nur wenige Hundert Meter weit fließt. Gleichzeitig müssen die Teilnehmer einer Energy-Sharing-Gemeinschaft keine vollständige Versorgungssicherheit gewährleisten: Den Reststrom, also den Strom, der nicht aus der eigenen Anlage gedeckt werden kann, kauft jeder Teilnehmer bei einem frei gewählten Versorger. Das senkt die regulatorischen Anforderungen erheblich gegenüber einer vollständigen Energielieferantenpflicht.

Damit Energy Sharing in der Praxis funktioniert, sind die Verteilnetzbetreiber ab Juni 2026 verpflichtet, die technischen und organisatorischen Voraussetzungen bereitzustellen. Zusätzlich schreibt § 20b EnWG eine gemeinsame Internetplattform aller Netzbetreiber für die Abwicklung des Netzzugangs vor, deren genauen Zeitplan die Bundesnetzagentur festlegt. Musterverträge, die den Aufwand für den Aufbau einer Gemeinschaft reduzieren würden, lagen bei Inkrafttreten der Regelung noch nicht vor und müssen von der Bundesnetzagentur erst erarbeitet werden.

Das klingt nach einem Durchbruch, und strukturell ist es auch einer. Aber die Gesetzesbegründung zu § 42c EnWG formuliert selbst: „Es ist nicht davon auszugehen, dass die gemeinsame Nutzung von Strom aus EE-Anlagen kurz- oder mittelfristig zu einem Massengeschäft wird.“ Die Gründe sind nachvollziehbar: Die Vertragsgestaltung ist komplex, die technischen Standards noch nicht vollständig definiert, und ohne flächendeckend installierte Smart Meter ist die viertelstundengenaue Abrechnung, die Energy Sharing erfordert, schlicht nicht möglich. Wer in einer Straße zehn Haushalte in eine Solargemeinschaft bringen will, scheitert derzeit in den meisten Fällen schon daran, dass die nötigen Messsysteme fehlen.

Energy Sharing und Mieterstrom verfolgen eine ähnliche Logik, sind aber regulatorisch verschieden. Mieterstrom ist das ältere Modell: Ein Vermieter oder Anlagenbetreiber installiert eine Photovoltaikanlage auf dem Dach eines Mehrfamilienhauses und verkauft den erzeugten Strom direkt an die Mieter des Gebäudes. Der Strom fließt dabei nicht durch das öffentliche Netz, sondern über die Hausinstallation. Der Vermieter tritt damit als Stromlieferant auf, was regulatorische Anforderungen mit sich bringt, und Mieter zahlen einen Preis, der laut gesetzlicher Vorgabe mindestens 10 Prozent unter dem örtlichen Grundversorgungstarif liegen muss. Mieterstrom ist bereits seit 2017 gesetzlich möglich und hat sich als funktionierendes, wenn auch auf einzelne Gebäude beschränktes Modell etabliert.

Energy Sharing geht darüber hinaus, weil es Grenzen des einzelnen Gebäudes überwindet und mehrere Abnehmer in einem Netzgebiet zusammenbringen kann. Ein Quartier, in dem zehn Einfamilienhäuser eine gemeinsame Freiflächen-Photovoltaikanlage betreiben und den Strom untereinander teilen, ist nach dem Mieterstrommodell nicht möglich, wohl aber nach § 42c EnWG.

Für Betreiber und Investoren, die über lokale Energiegemeinschaften nachdenken, ist die ehrliche Einschätzung: Das Modell ist regulatorisch jetzt möglich, aber operativ noch nicht vollständig ausgereift. Die fehlenden Musterverträge, der lückenhafte Smart-Meter-Bestand und die noch nicht vollständig geklärte Frage der Stromsteuerbefreiung für geteilten Strom machen es zu einem Modell, das sich 2026 in Pilotprojekten bewähren muss, bevor es zum Standardangebot wird. Wer frühzeitig einsteigt, profitiert von Lerneffekten und kann Strukturen aufbauen, bevor der Markt wächst. Wer abwartet, bis alle Details geklärt sind, wird voraussichtlich bis 2027 oder 2028 warten.

Regulierung, europäische Marktintegration und strategische Politik

Richtlinie 2024/1711 (Elektrizitätsmarktdesign) und nationale Umsetzung

Im Juni 2024 hat die Europäische Union mit der Richtlinie 2024/1711 die bislang umfangreichste Reform des europäischen Strommarktdesigns verabschiedet. Der Kern der Richtlinie ist eine Antwort auf eine Schwäche, die die Energiekrisen der Jahre 2021 und 2022 offengelegt haben: Ein Strommarkt, der ausschließlich auf kurzfristigen Spotpreisen basiert, überträgt jede Preisschwankung bei Gaspreisen oder Erzeugungsausfällen sofort auf Endkunden und Industrie. Die Richtlinie zielt darauf, langfristige Preisstabilität strukturell zu verankern, ohne den Wettbewerb aufzugeben.

Das wichtigste Instrument dafür sind zweiseitige Differenzverträge, im Englischen Contracts for Difference oder CfD. Das Prinzip funktioniert so: Ein Staat schreibt Förderung für eine neue CO₂-arme Erzeugungsanlage aus und einigt sich mit dem Gewinner auf einen festen Referenzpreis pro Megawattstunde, zum Beispiel 80 Euro. Liegt der Börsenstrompreis darunter, zahlt der Staat die Differenz an den Erzeuger. Liegt er darüber, zahlt der Erzeuger die Differenz zurück an den Staat. Das Ergebnis: Der Erzeuger hat Planungssicherheit und kann günstiger finanzieren, und der Staat beziehungsweise letztlich der Verbraucher profitiert, wenn die Marktpreise hoch sind. Für neue erneuerbare Erzeugungskapazitäten, die staatlich gefördert werden, schreibt die Richtlinie dieses Modell künftig verbindlich vor.

Ein zweiter wichtiger Baustein ist die explizite Aufnahme von Klimazielen in den Regulierungsauftrag nationaler Behörden. Bislang hatte die Bundesnetzagentur den gesetzlichen Auftrag, Wettbewerb zu sichern und Netzzugang diskriminierungsfrei zu regulieren. Mit der Richtlinie 2024/1711 kommt jetzt hinzu, dass die Bundesnetzagentur bei ihren Entscheidungen ausdrücklich die Integration erneuerbarer Energien und die nationalen Energie- und Klimapläne berücksichtigen muss. Das verändert den Handlungsspielraum der Behörde grundlegend: Regulierung ist nicht mehr nur Wettbewerbspolitik, sondern ein aktives Instrument der Energiewende.

Daneben enthält die Richtlinie Vorgaben zum Verbraucherschutz, zur Stärkung von Energy Sharing und Energiegemeinschaften sowie zur Pflicht, Verbrauchern sowohl langfristige Preissicherheit als auch den Zugang zu dynamischen Tarifen zu ermöglichen. Damit flankiert sie auf europäischer Ebene genau das, was in Deutschland mit den EnWG-Novellen von 2025 national umgesetzt wurde.

Die nationale Umsetzung erfolgte durch mehrere Gesetzgebungsverfahren im Deutschen Bundestag, die zwischen September und Dezember 2025 abgeschlossen wurden. Das erste Paket umfasste Änderungen am Energiewirtschaftsgesetz zum Verbraucherschutz, konkret die gesetzliche Verankerung von Energy Sharing nach § 42c EnWG, die Pflicht zur Angebotsabgabe für dynamische Tarife und die Beschleunigung des Smart-Meter-Rollouts. Das zweite Paket setzte Teile der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie um und enthielt Regelungen zur Offshore-Windenergie und zur Beschleunigung von Netzanschlussverfahren. Ein drittes Paket schaffte die Gasspeicherumlage ab, die zum 1. Januar 2026 vollständig entfiel.

Praktisch bedeutet das für den liberalisierten Strommarkt in Deutschland: Die Regeln, nach denen Strom gehandelt, transportiert, gemessen und abgerechnet wird, haben sich innerhalb von zwei Jahren fundamental verändert. Viele dieser Änderungen sind 2026 noch im Rollout, also rechtlich beschlossen, aber operativ noch nicht vollständig umgesetzt. Das gilt etwa für die gemeinsame Plattform der Netzbetreiber für Energy Sharing, für die Musterverträge der Bundesnetzagentur und für den Smart-Meter-Rollout, der weit hinter dem Zielwert von 95 Prozent bis Ende 2026 zurückliegt.

Redispatchvorbehalt, Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmarkt-Ausblick

Parallel zur europäischen Marktreform läuft auf nationaler Ebene eine strategische Debatte darüber, wie Deutschland die Versorgungssicherheit langfristig sicherstellt, während Kohlekraftwerke vom Netz gehen und Kernkraftwerke bereits abgeschaltet sind. Zwei Themen dominieren diese Debatte: der umstrittene Redispatchvorbehalt und die Kraftwerksstrategie, auf die sich Bundesregierung und EU-Kommission im Januar 2026 geeinigt haben.

Der Redispatchvorbehalt ist ein Eingriff in das bisherige System der Netzentschädigung. Bislang gilt: Wenn ein Netzbetreiber eine erneuerbare Erzeugungsanlage abregeln muss, weil das Netz in der betreffenden Region nicht genug Kapazität hat, erhält der Anlagenbetreiber eine Entschädigung für den nicht eingespeisten Strom. Diese Entschädigungen beliefen sich 2024 auf insgesamt rund 1,8 Milliarden Euro, laut Bundesnetzagentur. Der Referentenentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums sieht nun vor, dass Netzbetreiber bestimmte Gebiete als kapazitätslimitiert ausweisen können. Die Schwelle dafür liegt bei 3 Prozent: Wurde im Vorjahr mehr als 3 Prozent der eingespeisten Strommenge abgeregelt, kann das Netzgebiet entsprechend eingestuft werden. In solchen Gebieten würden Betreiber neu angeschlossener Erneuerbaren-Anlagen im Abregelungsfall keine Entschädigung mehr erhalten, und unter Umständen können neue Anlagen dort überhaupt keinen Netzanschluss mehr bekommen. Diese Regelung kann laut Entwurf bis zu zehn Jahre gelten.

Die Kritik aus der Branche ist scharf und konkret. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft warnt, dass der Redispatchvorbehalt „massive Unsicherheit über künftige Erträge“ schafft und „die Finanzierungsbedingungen für Erneuerbare-Energien-Anlagen dramatisch verschlechtert“. Der Bundesverband Solarwirtschaft erklärt, die Regelung komme „einem Anschlussverbot für Solaranlagen in engpassbehafteten Leitungsabschnitten gleich“ und würde „die Energiewende in großen Teilen Deutschlands zum Erliegen bringen“. Das zentrale Problem ist wirtschaftlich: Wer eine Wind- oder Solaranlage finanziert, braucht Planungssicherheit über die Erträge. Wenn ein Netzbetreiber ein Gebiet als kapazitätslimitiert ausweisen kann und damit die Entschädigung für abgeregelte Stunden wegfällt, ist das Ertragsprofil der Anlage nicht mehr kalkulierbar. Banken werden entsprechende Finanzierungen teurer machen oder verweigern. Dazu kommt ein strukturelles Anreizproblem: Wenn Netzbetreiber wissen, dass sie bei Engpässen keine Entschädigungen mehr zahlen müssen, sinkt der finanzielle Druck, das Netz tatsächlich auszubauen.

Ob und in welcher Form der Redispatchvorbehalt in Kraft tritt, war im Februar 2026 noch nicht abgeschlossen. Das Gesetzgebungsverfahren läuft, aber die finale Fassung stand noch aus. Für Investoren und Projektentwickler in erneuerbaren Energien ist das eine Phase erheblicher Unsicherheit, weil Investitionsentscheidungen für Projekte in potenziell betroffenen Netzregionen de facto auf Eis liegen, bis Klarheit besteht.

Die Kraftwerksstrategie verfolgt ein anderes Ziel: Sie soll sicherstellen, dass Deutschland auch dann ausreichend steuerbare Erzeugungskapazität hat, wenn erneuerbare Energien gerade wenig liefern. Konkret sieht die Einigung zwischen Bundesregierung und EU-Kommission vom Januar 2026 vor, bis 2031 insgesamt 10 Gigawatt neue steuerbare Kapazität mit Langfristverträgen zu fördern, davon 2 Gigawatt über technologieoffene Ausschreibungen. Mit „steuerbar“ sind Kraftwerke gemeint, die unabhängig von Wetter und Tageszeit einspeisen können, also Gaskraftwerke, Großbatteriespeicher mit hoher Volllaststundenzahl oder künftig Wasserstoffkraftwerke. Die erste Ausschreibungsrunde für neue Gasanlagen ist für 2026 geplant, weitere technologieoffene Runden folgen 2027 und 2029. Besondere Anreize für sogenannte Wasserstoff-ready Gaskraftwerke, also Anlagen, die von Erdgas auf Wasserstoff umrüstbar sind, sollen ab 2027 greifen.

Das Gesamtziel ist eine gesicherte Leistung von 22 Gigawatt bis 2031. Dieser Wert orientiert sich an den Stunden, in denen Deutschland trotz hoher installierter Wind- und Solarleistung auf steuerbare Quellen angewiesen ist, konkret bei anhaltenden Dunkelflauten im Winter.

Nach 2032 ist ein vollständiger Kapazitätsmarkt geplant, der alle Technologien einschließt: erneuerbare Erzeuger, konventionelle Kraftwerke, Speicher und flexible Lasten. Auf einem Kapazitätsmarkt werden nicht Kilowattstunden Strom gehandelt, sondern die Bereitschaft, zu einem bestimmten Zeitpunkt Leistung zur Verfügung zu stellen. Ein Batteriespeicher, der garantiert, in einer Spitzenlastsituation für zwei Stunden 50 Megawatt einzuspeisen, kann auf einem solchen Markt dafür bezahlt werden, auch wenn er diese Leistung am Ende gar nicht abrufen muss. Das Modell setzt Anreize, Kapazität vorzuhalten, die der Markt allein nicht ausreichend finanziert. Die genaue Ausgestaltung dieses Kapazitätsmarkts wird 2026 noch verhandelt. Ob Deutschland ein zentralisiertes Modell wählt, bei dem eine staatliche Stelle Kapazitäten ausschreibt, oder ein dezentrales Modell, bei dem Versorger individuell verpflichtet werden, Kapazität nachzuweisen, ist noch nicht entschieden.

Für Entscheider, die jetzt in neue Erzeugungs- oder Speicherkapazitäten investieren, ergibt sich daraus ein klares Bild: Die Kraftwerksstrategie schafft für die Jahre 2026 bis 2031 ein konkretes Förderfenster mit staatlichen Ausschreibungen und Langfristverträgen, das Planungssicherheit für bestimmte Technologien bietet. Der Kapazitätsmarkt nach 2032 ist noch zu unspezifisch, um Investitionsentscheidungen darauf aufzubauen. Und der Redispatchvorbehalt ist ein regulatorisches Risiko, das regional stark unterschiedlich wirkt und derzeit noch keine belastbare Grundlage für Projektkalkulationen bietet.

Risiken, Finanzierungsfragen und Investitionsentscheidungen

Finanzierungsbedarf für Netzausbau und politische Unsicherheiten

Der Netzausbau ist das teuerste und politisch heikelste Thema auf dem deutschen Strommarkt. Das Übertragungsnetz, das Strom von den Windparks im Norden zu den Industriezentren im Süden transportieren soll, ist für die Energiewende unverzichtbar, aber strukturell noch nicht fertig. Und die Finanzierung dieses Ausbaus ist alles andere als gesichert.

Die vier Übertragungsnetzbetreiber investieren massiv: Amprion, TenneT, 50Hertz und Transnet BW haben in den letzten Jahren Milliarden in neue Leitungen, Umspannwerke und Digitalisierung gesteckt. Diese Investitionen werden über die Netzentgelte refinanziert, also über den Anteil des Strompreises, den Haushalte und Unternehmen für den Netzbetrieb zahlen. Das Problem: Der Bund zahlt 2026 einen Zuschuss von 6,5 Milliarden Euro zu den Übertragungsnetzentgelten, um den Anstieg der Netzkosten abzufedern. Dieser Zuschuss läuft nach aktuellem Stand Ende 2026 aus. Eine politische Entscheidung zur Verlängerung gibt es nicht. Was das in der Praxis bedeutet: Ab 2027 werden die strukturell steigenden Netzkosten wieder vollständig auf die Endpreise durchschlagen, wenn keine neue Förderentscheidung getroffen wird.

Wie viel der Netzausbau tatsächlich kosten wird, ist schwer zu beziffern, weil die Planung über Jahrzehnte läuft und sich Anforderungen laufend ändern. Der Netzentwicklungsplan, den die Übertragungsnetzbetreiber regelmäßig veröffentlichen und der von der Bundesnetzagentur genehmigt wird, geht allein für die Übertragungsnetzebene von Investitionsbedarf in dreistelliger Milliardenhöhe bis 2045 aus. Hinzu kommt der Ausbaubedarf auf der Verteilnetzebene, wo die rund 850 regionalen Netzbetreiber ihre Netze für die wachsende dezentrale Einspeisung aus Photovoltaik, Speichern und Wärmepumpen ertüchtigen müssen. Dieser Bedarf ist bislang weniger systematisch erfasst, aber nicht kleiner.

Die politische Unsicherheit bei der Finanzierung hat mehrere Dimensionen. Erstens ist unklar, ob der Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten über 2026 hinaus fortgeführt wird. Zweitens ist die Debatte darüber, ob Netzausbau stärker über staatliche Darlehen, Direktinvestitionen oder über höhere Netzentgelte finanziert werden soll, politisch noch nicht entschieden. Drittens hängt die Finanzierbarkeit privater Netzinvestitionen davon ab, welche Renditen die Bundesnetzagentur im Rahmen der Anreizregulierung genehmigt. Sinken die genehmigten Renditesätze, werden Netzinvestitionen für private Betreiber weniger attraktiv, was den Ausbau verlangsamen kann.

Für Investoren und Betreiber, die im Bereich Erzeugung oder Speicher tätig sind, hat diese Unsicherheit direkte Konsequenzen. Netzentgelte sind ein fixer Kostenbestandteil, der nicht durch Anbieterwechsel umgangen werden kann. Wer 2026 ein Projekt mit bestimmten Netzentgeltannahmen kalkuliert, muss ab 2027 mit höheren Kosten rechnen, wenn der Bundeszuschuss wegfällt. Projekte mit langen Laufzeiten und engen Margen, wie etwa Batteriespeicher in Netzregionen mit begrenzter Arbitragemöglichkeit, sind besonders anfällig für dieses Risiko.

Hinzu kommt die grundsätzliche politische Unsicherheit darüber, wie der Netzausbau regulatorisch priorisiert wird. Der aktuelle Entwurf zum Redispatchvorbehalt, der Netzbetreibern erlaubt, bestimmte Gebiete als kapazitätslimitiert auszuweisen, ist ein Signal, dass der politische Umgang mit Netzengpässen sich verschiebt: weg von der vollständigen Entschädigungspflicht für abgeregelte Anlagen, hin zu einer regionalen Risikoteilung zwischen Anlagenbetreibern und Netzbetreibern. Das verändert die Risikoverteilung bei Investitionsentscheidungen, ohne dass die Gesamtkosten des Engpassmanagements sinken. Sie werden lediglich anders verteilt.

Projektbewertung unter Redispatch- und Anschlussrisiken

Wer heute ein Wind- oder Solarprojekt in Deutschland plant und finanziert, muss zwei neue Risikokategorien in seine Bewertung aufnehmen, die vor wenigen Jahren noch keine Rolle spielten: das Redispatch-Risiko und das Anschlussrisiko. Beide entstehen aus demselben Grundproblem, nämlich dass das Netz in vielen Regionen nicht ausreicht, um den erzeugten Strom vollständig abzutransportieren.

Das Redispatch-Risiko betrifft Betreiber, deren Anlage vom Netzbetreiber abgeregelt wird. Heute gilt: Wird eine Wind- oder Solaranlage wegen eines Netzengpasses heruntergeregelt, erhält der Betreiber eine Entschädigung für den nicht eingespeisten Strom. Das ist wirtschaftlich relevant, weil die abgeregelten Stunden direkt als Ertragsausfall wirken. In Netzregionen mit häufigen Engpässen können diese Abregelungen erhebliche Umfänge annehmen. In einigen norddeutschen Netzregionen wurde in der Vergangenheit bereits ein zweistelliger Prozentanteil der potenziellen Jahreserzeugung abgeregelt. Bislang war das kein existenzielles Problem für die Projektfinanzierung, weil die Entschädigung den Ertragsausfall weitgehend kompensierte.

Das ändert sich, wenn der Redispatchvorbehalt in Kraft tritt. Der Referentenentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums sieht vor, dass Netzbetreiber ein Netzgebiet als kapazitätslimitiert einstufen können, sobald die Abregelung im Vorjahr mehr als 3 Prozent der eingespeisten Strommenge betrug. In solchen Gebieten erhalten Betreiber neu angeschlossener Anlagen im Abregelungsfall keine Entschädigung mehr, und das kann bis zu zehn Jahre gelten. Das bedeutet für die Projektbewertung konkret: Eine Anlage, die statistisch 10 Prozent ihrer Jahreserzeugung durch Netzengpässe verliert, kann diesen Verlust nicht mehr über Entschädigungen ausgleichen. Die kalkulierten Jahreserträge sinken direkt um diesen Anteil, und damit verschlechtern sich Eigenkapitalrendite, Schuldendienst und die Bankfinanzierbarkeit des Projekts.

Das Anschlussrisiko geht noch weiter. Laut dem Referentenentwurf soll in kapazitätslimitierten Gebieten unter Umständen der Anschlussanspruch selbst entfallen, das heißt, Netzbetreiber könnten neue Anlagen ablehnen. Für Projektentwickler bedeutet das: Ein Projekt, für das Fläche gesichert, Genehmigung beantragt und Finanzierung strukturiert wird, kann an der letzten Hürde scheitern, wenn das betroffene Netzgebiet kurz vor der geplanten Inbetriebnahme als kapazitätslimitiert eingestuft wird. Da die Einstufung rückblickend auf dem Vorjahreswert basiert, ist sie für einen Entwickler in der Planungsphase kaum zuverlässig vorherzusagen, weil sich die Netzbelastung in einem Gebiet durch andere parallel geplante Projekte verändern kann.

Für die Finanzierung von Erneuerbare-Energien-Projekten hat das messbare Konsequenzen. Banken und institutionelle Investoren, die Projekte über lange Laufzeiten finanzieren, verlangen für unkalkulierbare Risiken entweder höhere Risikoaufschläge auf den Zinssatz, niedrigere Beleihungsquoten oder Garantien, die das Risiko absichern. All das erhöht die Finanzierungskosten. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft hat konkret darauf hingewiesen, dass der Redispatchvorbehalt „die Finanzierungsbedingungen für Erneuerbare-Energien-Anlagen dramatisch verschlechtert“, weil Planungssicherheit über künftige Erträge die Grundvoraussetzung für jede Projektfinanzierung ist. Fehlt diese Sicherheit, werden Projekte in betroffenen Regionen entweder nicht gebaut oder erheblich teurer finanziert.

Für Betreiber und Asset Manager, die bestehende Anlagen in möglicherweise betroffenen Netzregionen halten, ist das Bild etwas weniger dramatisch: Bestehende Anlagen, die bereits einen Netzanschluss haben, dürften von den neuen Regelungen weniger direkt betroffen sein als Neuanlagen. Aber auch für den Bestand gilt, dass häufige Abregelungen ohne Entschädigungspflicht die Ertragsplanung unsicherer machen und bei Re-Finanzierungen oder Portfoliobewertungen berücksichtigt werden müssen.

Die sinnvollste Gegenmaßnahme auf Projektebene ist eine klare geografische Due Diligence vor der Standortentscheidung. Wer prüft, in welchem Netzgebiet ein Projekt liegt, wie hoch die Abregelungsquote in dieser Region in den letzten Jahren war und ob der Netzbetreiber bereits Hinweise auf eine künftige Kapazitätslimitierung gegeben hat, kann das Risiko früh einschätzen und entweder einpreisen oder einen anderen Standort wählen. Alternativ können Speicher, die in der Region gleichzeitig errichtet werden, die Abregelungsquote senken, weil überschüssiger Strom zwischengespeichert statt abgeregelt wird, was aber nur funktioniert, wenn die regulatorischen Rahmenbedingungen für Speicher in kapazitätslimitierten Gebieten nicht ebenfalls eingeschränkt werden.

Solange der Redispatchvorbehalt als Referentenentwurf vorliegt und die finale Gesetzgebung aussteht, befinden sich viele Investitionsentscheidungen faktisch in einer Warteschleife. Das ist kein Komfort, sondern ein konkreter wirtschaftlicher Schaden: Projekte werden nicht genehmigt, Finanzierungen nicht abgeschlossen, und Netzengpässe bleiben bestehen, weil weder neue Anlagen noch neue Speicher gebaut werden, bis die Regeln klar sind.

Konkrete Handlungsempfehlungen für Entscheider und Asset‑Manager

Die regulatorischen Veränderungen auf dem liberalisierten Strommarkt sind keine abstrakten Zukunftsthemen, sondern wirken sich bereits heute auf Kosten, Erträge und Finanzierbarkeit von Projekten aus. Wer jetzt keine konkreten Maßnahmen ergreift, zahlt ab 2027 höhere Netzentgelte als eingeplant, verpasst Einsparpotenziale durch dynamische Tarife oder verliert Planungssicherheit durch den noch offenen Redispatchvorbehalt. Die folgenden Empfehlungen sind nach Zeithorizont gegliedert und setzen dort an, wo der Handlungsdruck am größten ist.

Kurzfristige Maßnahmen: Vertragsmanagement, operative Anpassungen

Der erste und unmittelbarste Handlungsbedarf liegt im Vertragsmanagement. Die aktuellen Preisentlastungen durch den Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten laufen nach heutigem Stand Ende 2026 aus. Wer langfristige Stromlieferverträge abschließt, die bis 2027 oder darüber hinaus reichen, muss diesen Preisanstieg einkalkulieren. Konkret bedeutet das: Verträge, die auf Basis des heutigen Preisniveaus abgeschlossen werden, ohne eine Anpassungsklausel für steigende Netzentgelte zu enthalten, können ab 2027 zu einer Unterdeckung führen, wenn die 6,5 Milliarden Euro Bundeszuschuss wegfallen und die Netzkosten entsprechend auf die Endpreise durchschlagen.

Für Unternehmen mit hohem Stromverbrauch empfiehlt sich eine sofortige Überprüfung aller laufenden Stromlieferverträge auf drei Punkte: erstens, ob die Laufzeit über 2026 hinausgeht und ob Netzentgeltänderungen als Preisanpassungsgrund vertraglich geregelt sind, zweitens, ob die Beschaffungsstrategie ausschließlich auf kurzfristigen Spotpreisen basiert, und drittens, ob ein relevanter Teil des Verbrauchs über Terminkontrakte abgesichert ist. Wer aktuell keine Terminabsicherung hat und auf den Spotmarkt angewiesen ist, setzt sich sowohl dem Risiko von Großhandelspreisspitzen bei Dunkelflauten als auch dem Risiko steigender Netzentgelte ab 2027 vollständig aus.

Parallel dazu sollten Betreiber und Asset Manager die regionalen Netzentgelte ihrer Standorte mit dem Bundesdurchschnitt vergleichen. Wie im vorangegangenen Abschnitt dargestellt, zahlt ein Haushalt in Hamburg rund 472 Euro jährlich für Netzentgelte, in Mecklenburg-Vorpommern dagegen nur 289 Euro. Bei Industriestandorten mit einem Jahresverbrauch von mehreren Gigawattstunden multipliziert sich dieser Unterschied entsprechend. Für Unternehmen mit mehreren Produktionsstandorten bedeutet das: Die Netzentgeltkomponente muss explizit in Standortbewertungen und Produktionskostenvergleiche einfließen, weil sie nicht durch den Anbieterwechsel reduzierbar ist.

Auf der operativen Seite ist der Smart-Meter-Einbau die wichtigste kurzfristige Maßnahme für Betriebe und Liegenschaften mit flexiblem Strombedarf. Ohne intelligentes Messsystem ist kein dynamischer Tarif möglich, und ohne dynamischen Tarif gibt es keinen Zugang zu den Stunden mit negativen oder sehr niedrigen Börsenstrompreisen. Unternehmen mit einem Jahresverbrauch über 6.000 Kilowattstunden sind gesetzlich verpflichtet, ein intelligentes Messsystem einbauen zu lassen. Für alle anderen ist der Einbau freiwillig, aber er ist die Grundvoraussetzung dafür, Flexibilitätspotenziale wirtschaftlich zu nutzen. Wer den Einbau verschleppt, kann erst dann von dynamischen Tarifen profitieren, wenn das Messsystem tatsächlich installiert ist.

Für Betreiber von Wind- und Solaranlagen ist außerdem eine sofortige geografische Überprüfung der eigenen Projekte notwendig, sofern diese in Regionen liegen, in denen die Netzabregelung im vergangenen Jahr 3 Prozent oder mehr der eingespeisten Strommenge betrug. Der Redispatchvorbehalt liegt zwar als Referentenentwurf vor und ist noch nicht final verabschiedet, aber das Gesetzgebungsverfahren läuft aktiv. Wer Projekte in möglicherweise betroffenen Netzgebieten betreibt oder plant, sollte jetzt klären, wie hoch die historische Abregelungsquote im jeweiligen Netzgebiet ist, ob der zuständige Verteilnetzbetreiber bereits Hinweise auf eine mögliche Kapazitätslimitierung gegeben hat und welche vertraglichen Absicherungen bestehende Finanzierungsvereinbarungen für diesen Fall vorsehen.

Mittelfristige Strategien: Portfolio-Diversifikation, Flexibilitätsbeschaffung, Kooperationen

Auf einen Zeithorizont von zwei bis fünf Jahren gerichtet, gibt es drei strategische Hebel, die den Unterschied machen.

Der erste Hebel ist die geografische Diversifikation des Erzeugungsportfolios. Die Preisvolatilität auf dem liberalisierten Strommarkt ist regional unterschiedlich ausgeprägt, und Netzengpässe konzentrieren sich auf bestimmte Regionen, vor allem in Norddeutschland und Teilen Ostdeutschlands, wo viel Windenergie erzeugt, aber nicht vollständig abtransportiert werden kann. Ein Portfolio, das ausschließlich auf Anlagen in engpassbehafteten Netzregionen setzt, ist dem Redispatch-Risiko stärker ausgesetzt als ein Portfolio, das auch Standorte in netzstärkeren Regionen oder mit günstigerer Netzinfrastruktur umfasst. Für Asset Manager bedeutet das: Bei Neuakquisitionen oder beim Aufbau neuer Portfolios sollte die regionale Netzkapazitätssituation mindestens genauso sorgfältig geprüft werden wie Sonneneinstrahlung, Windverhältnisse oder Grundstückspreise.

Der zweite Hebel ist die aktive Flexibilitätsbeschaffung. Der liberalisierte Strommarkt belohnt Flexibilität zunehmend direkt: Wer Strom in den 573 Stunden des Jahres 2025 mit negativen Preisen aufnehmen konnte, hat dafür kein Geld bezahlt, sondern bekam Geld dafür. Wer in den 40 Stunden mit Preisen über 300 Euro pro Megawattstunde steuerbaren Strom einspeisen konnte, hat zu Spitzenpreisen verkauft. Diese Arbitrage zwischen Niedrig- und Hochpreiszeiten ist das Kerngeschäftsmodell von Batteriespeichern, aber auch von flexiblen industriellen Lasten. Für Industrieunternehmen, Betreiber von Rechenzentren, Kühlhäusern oder Produktionsanlagen bedeutet das: Die mittelfristige Planung sollte prüfen, welche Prozesse zeitlich verschiebbar sind und welche Systemtechnik nötig ist, um diese Verschiebung automatisiert und regelkonform umzusetzen. Ein Energiemanagementsystem, das Produktionsanlagen in Echtzeit anhand aktueller Börsenpreise steuert, amortisiert sich bei ausreichend hohem Verbrauch in wenigen Jahren.

Die regulatorischen Erleichterungen für Batteriespeicher, die seit dem 1. Januar 2026 gelten, machen Investitionen in stationäre Speicher außerdem attraktiver als in den Vorjahren. Die Klarstellung zur Stromsteuer, die vereinfachten Netzanschlussverfahren und die baurechtliche Privilegierung von Großspeichern im Außenbereich senken die Einstiegshürden messbar. Für Asset Manager, die Gewerbeflächen oder Industriegelände mit hohem Eigenverbrauch verwalten, lohnt sich eine Wirtschaftlichkeitsprüfung für gebäude- oder standortgebundene Batteriespeicher, die Strom zu günstigen Zeiten aufnehmen und bei Preispitzen entladen.

Der dritte Hebel sind Kooperationen, konkret im Rahmen von Energy Sharing nach § 42c EnWG und bei der gemeinsamen Flexibilitätsvermarktung. Ab dem 1. Juni 2026 ist Energy Sharing rechtlich möglich. Auch wenn das Modell in der ersten Phase auf einzelne Netzgebiete beschränkt ist und die fehlenden Musterverträge und Smart-Meter-Lücken den schnellen Rollout erschweren, gibt es für bestimmte Konstellationen schon jetzt einen klaren wirtschaftlichen Vorteil. Quartiere, Gewerbegebiete oder Liegenschaften mit mehreren Abnehmern und einer gemeinsamen erneuerbaren Erzeugungsanlage können den erzeugten Strom direkt unter sich aufteilen, anstatt ihn vollständig ins Netz einzuspeisen und teurer zurückzukaufen. Wer als Betreiber oder Entwickler jetzt die technischen Voraussetzungen schafft, also Smart Meter, Abrechnungssysteme und Vertragsrahmen vorbereitet, ist in der Position, Energy-Sharing-Gemeinschaften anzubieten, sobald die Bundesnetzagentur die ausstehenden Musterverträge und technischen Standards fertiggestellt hat. Das wird voraussichtlich 2027 der Fall sein.

Auf der Ebene der Flexibilitätsvermarktung bieten sich Kooperationen mit Aggregatoren an, also mit Dienstleistern, die dezentrale steuerbare Lasten und Speicher bündeln und gemeinsam an Märkten für Regelenergie oder an der Intraday-Börse vermarkten. Für einzelne Anlagen oder Liegenschaften mit begrenztem Flexibilitätspotenzial ist der direkte Marktzugang oft nicht wirtschaftlich, weil die Mindestlosgrößen und die technischen Anforderungen zu hoch sind. Ein Aggregator löst dieses Problem, indem er viele kleine Einheiten zu einer vermarktungsfähigen Gesamtkapazität bündelt. Für Asset Manager, die mehrere Liegenschaften mit Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen oder Speichern verwalten, ist ein solcher Aggregatorvertrag mittelfristig ein konkreter Weg, aus der installierten Flexibilität direkten Ertrag zu generieren, statt sie ungenutzt zu lassen.

Wie wir Sie konkret im liberalisierten Strommarkt unterstützen können

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