Strommarkt · Erklärseite — Stromvermarktung, Import und Export, Förderung und Einsparungen

Erklärseite · Stromvermarktung, Import und Export, Förderung

Wie der Strommarkt funktioniert: Vermarktung, grenzüberschreitender Handel und die Kosten und Einsparungen der Förderung

Teil I zeigt, wie Betreiber ihren Strom verkaufen: Akteure, Handelsplätze, Merit-Order, Gebotsstrategien, Vermarktungswege, Messung, Speicher, Regelenergie. Teil II erklärt Import und Export: Marktkopplung, Einheitspreis, Preiswirkung, Engpasserlöse, Systemsicherheit. Teil III rechnet die Förderung durch: Marktprämie und Abrechnung, Negativpreisregel, Zusammensetzung und Höhe der Förderung, Merit-Order-Effekt und Einsparungen, Exporte, das EEG 2027.

Worum es im Einzelnen geht, Rechtsstand und Kennzeichnung

Teil I behandelt Direktvermarktung, Termin-, Day-Ahead- und Intraday-Markt, Preisbildung und Stromrechnung, die Veräußerungsformen nach EEG, Stromliefervertrag (PPA, Power Purchase Agreement) und Direktleitung als Vermarktungsweg, Messstellen und Daten, Speicher an der Anlage, Regelenergie und die Fristen im Lebenszyklus einer Anlage – mit konkreten Akteuren.

Teil II beginnt beim Einheitspreisverfahren: Weil in einer Gebotszone alle Kilowattstunden derselben Viertelstunde denselben Preis erhalten, wirkt schon eine kleine gehandelte Menge auf den Preis der gesamten Last. Ein Import senkt den Preis für alle, ein Export hebt ihn leicht an, und die Differenz zwischen den Zonenpreisen fällt als Engpasserlös an der Grenze an. Der Teil trennt Verteilungseffekt, Effizienzeffekt und Fördereffekt, rechnet sie mit Reglern durch und ordnet Importe in die Eingriffskaskade der Systemsicherheit ein.

Teil III nimmt die Förderung auseinander: die Abrechnung der Marktprämie mit Referenzmarktwerten und den zwei Gutschriften, die Negativpreisregel, die Zusammensetzung der Förderung aus Marktanteil, Prämienanteil und Differenzkosten, den Merit-Order-Effekt als Einsparung auf der Rechnung, die Frage, bei welchen Exporten draufgezahlt wird, den Fall Windenergie an Land und den zweiseitigen Differenzvertrag (CfD, Contract for Difference) im Entwurf des EEG 2027.

Gesetzeslage: Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2023 in der Fassung des Solarspitzengesetzes (25. Februar 2025), Verordnung (EU) 2019/943. Entwurfsstände sind durchgängig gekennzeichnet: geltend Entwurf offen / angekündigt Marktdaten Modell.

Stand: 15. September 2026 (Systemsicherheit, Förderung und Einsparungen) · 13. September 2026 (Vermarktungskapitel) · 24. August 2026 (übrige Import/Export-Kapitel)

Die Kapitel

Teil I Stromvermarktung wie Betreiber Strom verkaufen und was der Markt dafür bezahlt

Teil II Import und Export was grenzüberschreitender Handel bewirkt und wer daran verdient

Teil III Förderung und Einsparungen was die Förderung kostet, wie sie abgerechnet wird und was Wind und Solar einsparen

Jahresmarktwert Wind an Land 2025 Marktdaten

7,441 ct/kWh

2024: 6,293 ct/kWh. Referenzwert für die Marktprämie aller Windanlagen mit Inbetriebnahme/Zuschlag ab 2023 (ÜNB, netztransparenz.de).

Jahresmarktwert Solar 2025

4,508 ct/kWh

2024: 4,624 ct/kWh. Nur 50,5 % des Spot-Jahresmittels 2025 (8,932 ct/kWh) – der „Profilfaktor“ Solar sinkt seit Jahren.

Stunden mit negativen Day-Ahead-Preisen 2025

573 h

2023: 301 h · 2024: 457 h. In diesen Zeiten erhalten Neuanlagen keine Marktprämie (§ 51 EEG).

Stromimport Deutschland 2025 Marktdaten

76,2 TWh

2024: 77,2 TWh (−1,3 %). Kommerzieller Außenhandel, Bundesnetzagentur.

Stromexport Deutschland 2025

54,3 TWh

2024: 48,9 TWh (+11,1 %). Nettoimport 21,9 TWh – 22,6 % weniger als 2024.

Engpasserlöse an deutschen Grenzen 2025

1.483 Mio. €

2024: 1.111 Mio. €. Preisdifferenz × gehandelte Menge, an der Grenze eingesammelt (BNetzA-Engpasserlösbericht, März 2026).

Bottom line: neun Kernaussagen aus den drei Teilen

Zwei Geldflüsse, zwei Vertragspartner: Der Direktvermarkter kauft den Strom und zahlt den Markterlös (abzüglich Entgelt). Der Anschlussnetzbetreiber zahlt zusätzlich die Marktprämie = anzulegender Wert minus Referenzmarktwert der Technologie – nie unter null. Der Referenzwert ist ein Flottendurchschnitt; wer besser vermarktet, behält die Differenz.
Der Referenzwert hängt vom Anlagenjahrgang ab: Inbetriebnahme/Zuschlag bis 2022 → Monatsmarktwert, monatlich endgültig. Ab 2023 → Jahresmarktwert: unterjährig nur Abschläge, endgültig erst im Folgejahr.
Import ist ein Preissenkungshebel, kein Armutszeugnis. Importiert wird, wenn die Erzeugung im Ausland in dieser Stunde billiger ist als das teuerste inländische Kraftwerk, das sonst laufen müsste. Der Effekt auf die Verbraucher entsteht nicht durch die importierte Menge, sondern dadurch, dass der neue, niedrigere Preis für alle Kilowattstunden der Stunde gilt.
Der Verteilungseffekt ist groß, der Effizienzeffekt klein. 2 GW Import können den Preis um einige Euro je Megawattstunde drücken; die Verbraucherersparnis entsteht dann auf 60 GW Last. Der volkswirtschaftliche Gewinn ist nur die eingesparte Erzeugungskostendifferenz auf die 2 GW. Der Rest ist Umverteilung von Erzeugern zu Verbrauchern – real, aber etwas anderes.
Beim Export bekommt der Erzeuger den deutschen Preis, nicht den ausländischen. Die Preisdifferenz zwischen den Zonen fällt als Engpasserlös bei den Übertragungsnetzbetreibern beider Seiten an, im Regelfall hälftig. Sie ist nach Art. 19 Abs. 2 der Verordnung (EU) 2019/943 vorrangig zweckgebunden – 2025 floss sie in Deutschland vollständig in Kapazitätssicherung und Netzausbau (SuedOstLink, SuedLink, Ultranet, A-Nord).
Es gibt keine „geförderte Exportkilowattstunde“. Weder physikalisch noch abrechnungstechnisch lässt sich eine bestimmte Kilowattstunde dem Export zuordnen. Die Marktprämie hängt am Jahresmarktwert der gesamten Flotte, nicht daran, wohin der Strom fließt. Jede Rechnung „Export × Fördersatz“ ist eine Zuordnungsfiktion – die Regler dieser Seite machen sie sichtbar, statt sie zu verstecken.
Draufgezahlt wird beim Festvergütungs-Bestand ohne Negativpreisregel. Dort verkauft der Übertragungsnetzbetreiber die Menge am Spotmarkt auch zu negativen Preisen und zahlt die volle Vergütung obendrauf. Bei der Marktprämie bleibt selbst in Exportstunden mit niedrigen Preisen unter dem Strich ein positiver Erlös, weil Wind- und Solarparks kaum Grenzkosten haben und Neuanlagen in negativen Viertelstunden den Förderanspruch verlieren.
Ab 2027 wird die Förderung zweiseitig: Der Kabinettsentwurf des EEG 2027 (29. Juli 2026) behält die Marktprämie, führt aber einen Refinanzierungsbeitrag ein, wenn der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert liegt. Einmaliger Ausstieg in den Stromliefervertrag (PPA) möglich, ohne Rückweg. Entwurf
Größter offener Punkt (Förderung): Das parlamentarische Verfahren zum EEG 2027 läuft; der beihilferechtliche Rahmen des EEG 2023 endet mit 2026. Speicher-Mischbetrieb (MiSpeL-Festlegung) und die Neuregelung der Kundenanlage sind ebenfalls noch nicht abgeschlossen.

Drei Effekte, die nicht dasselbe sind

Fast jede Auseinandersetzung über Stromimporte und -exporte scheitert daran, dass drei verschiedene Größen unter demselben Wort laufen. Wer sie trennt, kann präzise streiten.

Effekt 1

Verteilungseffekt

Wer zahlt wie viel an wen. Beim Import: Verbraucher zahlen weniger, inländische Erzeuger nehmen weniger ein. Beim Export umgekehrt. Diese Beträge sind groß, weil der geänderte Preis für die gesamte Last gilt. Sie sind aber kein volkswirtschaftlicher Gewinn oder Verlust, sondern eine Verschiebung innerhalb der Volkswirtschaft.

Effekt 2

Effizienzeffekt

Was an realen Ressourcen gespart wird: Brennstoff, CO₂-Zertifikate, Kraftwerksbetrieb. Er fällt nur auf die gehandelte Menge an und entspricht der Differenz der Erzeugungskosten beider Seiten. Er ist der eigentliche Grund für den Binnenmarkt – und um eine Größenordnung kleiner als der Verteilungseffekt.

Effekt 3

Fördereffekt

Was das EEG-Konto belastet. Er hängt an der Differenz zwischen anzulegendem Wert und Marktwert – und damit indirekt am Preisniveau, das Handel mitbestimmt. Ein Import, der den Preis drückt, senkt den Marktwert und erhöht die Marktprämie. Verbraucherentlastung und Förderbedarf bewegen sich gegenläufig.

Der wichtigste Fehlschluss: Die drei Effekte werden addiert, obwohl sie sich teilweise gegenseitig aufheben. Wer die Verbraucherentlastung durch billige Importstunden feiert und gleichzeitig die dadurch gestiegene Marktprämie als Zusatzkosten beklagt, zählt dieselbe Preissenkung zweimal – einmal als Gewinn, einmal als Verlust.

Teil I · Stromvermarktung›Kapitel 1 von 8

1 · Akteure: Wer ist wofür zuständig, wer zahlt, wer misst?

Ein Windpark oder PV-Park in der geförderten Direktvermarktung hat mindestens vier Vertragspartner – und Daten fließen anders als Geld.

Geld-, Strom- und Datenflüsse um eine Anlage in der geförderten Direktvermarktung

Orange = Geld, türkis = Strom (physisch oder bilanziell), violett gestrichelt = Daten, Meldungen und Steuerung. Der Abnehmer rechts unten ist nur bei PPA oder Direktleitung beteiligt.

GeldStromDaten, Meldungen, Steuerung* Messentgelt vom Betreiber an den Messstellenbetreiber; bei Wahl eines wettbewerblichen Messstellenbetreibers vertraglich frei. Auf schmalen Bildschirmen seitlich scrollbar.

Anlagenbetreiber

Entscheidet über Veräußerungsform, Vertragspartner und Messkonzept; trägt Melde- und Registrierungspflichten.

Konkrete Beispiele: Bürgerenergiegesellschaft (GmbH & Co. KG) mit drei Windenergieanlagen à 5,6 MW (16,8 MW), Inbetriebnahme 2025, gesetzlicher anzulegender Wert ohne Ausschreibung (Bürgerenergie bis 18 MW ausschreibungsfrei; Wert nach § 46 EEG) · Projektgesellschaft eines Entwicklers nach Zuschlag in der BNetzA-Ausschreibung · Landwirt mit 990 kWp Freifläche (unter 1 MW: gesetzlicher Wert, keine Ausschreibung) · Gewerbebetrieb mit 750 kWp Dach-PV und Batteriespeicher · Stadtwerk als Betreiber eines Solarparks mit Direktleitung zur Wärmepumpe · Ü20-Betreiber einer ausgeförderten Anlage bis 100 kW.
Zahlt / erhält: Erhält Markterlös (Direktvermarkter) und Marktprämie (Netzbetreiber); zahlt Vermarktungsentgelt, Messentgelt, ggf. Gemeindebeteiligung (§ 6 EEG, bis 0,2 ct/kWh, vom Netzbetreiber erstattet).

Direktvermarkter

Kauft den Strom, bilanziert ihn in seinem Bilanzkreis, prognostiziert, handelt Day-Ahead/Intraday, regelt bei negativen Preisen ab, übernimmt meist die Redispatch-Rolle „Einsatzverantwortlicher“.

Konkrete Beispiele Stand 1.7.2026: Quadra Energy (TotalEnergies, Düsseldorf): 10.500 MW, davon 8.200 MW Wind – größter Windvermarkter · EnBW: 10.230 MW, auch Offshore · Next Kraftwerke (Shell, Köln): 8.040 MW, größtes PV-Portfolio; Januar 2026 PPA mit der Bürgerwindpark-Gesellschaft Agrowea für 14 Post-EEG-Windparks (175 MW) · Statkraft Markets: 7.520 MW · BKW: 6.432 MW · Gewi/Getec: 5.900 MW, Fokus neue Parks und aFRR · MVV (Mannheim): 5.800 MW, größter kommunaler Vermarkter · BayWa r.e., RWE, Sunnic Lighthouse (PV), Energy2market (EDF, Biomasse-Primus), kommunal: EWE, Stadtwerke München; Spezialisten: Entelios (erste PV-Präqualifikation aFRR), Engelhart, Flexpower. Quelle: ZfK-Umfrage, 50 Unternehmen.
Vertragsmodelle: Marktwertmodell: Auszahlung = Referenzmarktwert − festes Entgelt (Profilrisiko beim Vermarkter). Spot-/Pay-as-produced: tatsächliche Viertelstundenpreise der Anlage − Entgelt (Chance und Risiko beim Betreiber). Hybrid/Floor: Mindestpreis plus Erlösbeteiligung. Branchentrend: variable statt fester Entgelte.

Anschlussnetzbetreiber (Verteilnetz)

Schließt an, nimmt ab, zahlt die Marktprämie als monatliche Abschläge und rechnet jährlich endgültig ab; prüft Fernsteuerbarkeit; führt Redispatch 2.0 durch; zahlt Ausfall- und Einspeisevergütung.

Konkrete Beispiele (Hessen): Syna (Süwag), EAM Netz, e-netz Südhessen, NRM Netzdienste Rhein-Main sowie zahlreiche Stadtwerke-Netzgesellschaften. Bundesweit mehrere hundert Verteilnetzbetreiber; zuständig ist immer der Betreiber des Netzes am Verknüpfungspunkt.
Zahlt / erhält: Zahlt Marktprämie, Gemeindebeteiligungs-Erstattung, Entschädigung bei Redispatch; refinanziert sich über den Übertragungsnetzbetreiber (EEG-Konto, Bundeszuschuss). Erhält vom Betreiber bis 28. Februar die Daten für die Endabrechnung des Vorjahres (§ 71 EEG).

Messstellenbetreiber

Baut und betreibt Zähler, Smart-Meter-Gateway und Steuerungseinrichtung; liefert die viertelstündlichen Messwerte an Netzbetreiber und Direktvermarkter.

Konkrete Beispiele: Grundzuständiger Messstellenbetreiber = in der Regel der örtliche Verteilnetzbetreiber (gesetzliche Preisobergrenzen) · Wettbewerbliche Messstellenbetreiber, z. B. inexogy (vormals Discovergy) oder Messdienst-Töchter großer Direktvermarkter – freie Preisvereinbarung, oft schnellere iMSys-Installation und Visualisierung.
Relevanz für die Vermarktung: Ohne viertelstündliche Messung keine Direktvermarktung (§ 21b Abs. 3 EEG). Bei PV ab 7 kW Einbaupflicht des intelligenten Messsystems; bis zum erfolgreich getesteten Einbau gilt für Neuanlagen unter 100 kW die 60-%-Einspeisebegrenzung (§ 9 EEG).

Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)

Berechnen Monats- und Jahresmarktwerte je Energieträger, führen das EEG-Konto, beschaffen Regelenergie und präqualifizieren Anbieter, veröffentlichen Online-Hochrechnungen.

Konkrete Beispiele: TenneT (Großteil Hessens), Amprion (Teile Süd-/Westhessens), 50Hertz, TransnetBW. Gemeinsame Veröffentlichungen unter netztransparenz.de (Marktwerte, Profilfaktoren, Marktprämien-Formeln) und regelleistung.net (Ausschreibungen Regelleistung).
Wichtig: Die Marktwerte werden erzeugungsgewichtet aus der Online-Hochrechnung gebildet; Abregelungen mindern den Marktwert nicht. Der Jahresmarktwert steht erst Anfang des Folgejahres fest.

Bundesnetzagentur, Register, Schlichtung

Ausschreibungen (Höchstwerte, Gebotstermine, Zuschläge), Marktstammdatenregister (MaStR), Festlegungen wie MiSpeL (Speicher-Mischbetrieb), Aufsicht über Netzbetreiber.

Konkrete Beispiele: BNetzA: Wind-an-Land-Ausschreibungen Februar/Mai/August/November; Höchstwert 2026: 7,25 ct/kWh · MaStR: Registrierung jeder Anlage und jeder Einheit innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme, sonst Sanktion · Clearingstelle EEG|KWKG: Votum, Schiedsspruch, Hinweise zu Auslegungsfragen · Umweltbundesamt (HKNR): Herkunftsnachweisregister für Strom in sonstiger Direktvermarktung.

Börse und Handel

Preisbildung für Day-Ahead (seit Oktober 2025 in Viertelstunden) und Intraday; Referenz für Marktwerte, Negativpreis-Regel und PPA-Indizes.

Konkrete Beispiele: EPEX SPOT (Day-Ahead/Intraday), EEX (Terminmarkt: Base/Peak-Futures als Ankerpreis für PPA-Verhandlungen). Der Betreiber selbst handelt nicht – das übernimmt der Direktvermarkter oder der PPA-Abnehmer.
Kennzahl: Spot-Jahresmittel 2025: 8,932 ct/kWh; Juli 2026: 10,545 ct/kWh. Marktwert Solar lag im Juli 2026 bei 5,226, Wind an Land bei 8,601 ct/kWh.

Abnehmer bei PPA und Direktleitung

Kauft Strom langfristig zu einem vereinbarten Preis – über das öffentliche Netz (off-site, über Bilanzkreise) oder ohne Netz (on-site, Direktleitung).

Konkrete Beispiele: Industriebetrieb mit Grünstrom-Zielen (off-site PPA, Herkunftsnachweise) · Stadtwerk als Zwischenhändler („sleeved PPA“: Stadtwerk übernimmt Bilanzkreis und Reststromlieferung) · Wärmeversorger mit Großwärmepumpe, per Direktleitung vom Windpark (keine Netzentgelte, keine Umlagen, siehe Direktleitung-Kalkulationshilfe) · Elektrolyseur (künftig stündliche Korrelation für grünen Wasserstoff).

Regelenergie und Flexibilität

Zusätzliche Erlöse neben der Energievermarktung: Vorhaltung und Abruf von Regelleistung, künftig auch Momentanreserve.

Konkrete Beispiele: Präqualifikation beim Anschluss-ÜNB über das PQ-Portal (pq-portal.energy), Vermarktung über den Pool eines Direktvermarkters oder Aggregators (z. B. Gewi, Entelios, Next Kraftwerke, Energy2market). Stand 1. Januar 2026: 150 MW Wind präqualifiziert, 25 MW Solar (Solarpark Schkölen/Entelios). Erster Onshore-Windpark (MVV) seit Juli 2025 am Markt.

Teil I · Stromvermarktung›Kapitel 2 von 8

2 · Der Strommarkt: Terminmarkt, Day-Ahead, Intraday, Ausgleichsenergie

Jede Kilowattstunde wird mehrfach gehandelt, bevor sie fließt: Jahre vorher am Terminmarkt, am Vortag in der Day-Ahead-Auktion, bis fünf Minuten vor Lieferung im Intraday-Handel – und was dann noch abweicht, rechnet der Übertragungsnetzbetreiber als Ausgleichsenergie ab. Für die Vermarktung von Wind und Solar ist der Day-Ahead-Preis der Dreh- und Angelpunkt.

Terminmarkt · EEX Base Cal-27 Marktdaten

104,24 €/MWh

Lieferjahr 2027, Stand 31.7.2026; +12,1 % seit Ende Juni. Frankreich Cal-27: 64,73 €/MWh – der deutsche Terminpreis trägt die Gasprämie (TTF 59,44 €/MWh).

Day-Ahead · Monatsmittel Juli 2026

105,45 €/MWh

Februar 2026: 96,58 €/MWh; Jahresmittel 2025: 89,32 €/MWh. Seit 1.10.2025 wird in 96 Viertelstunden je Tag gehandelt.

Day-Ahead DE-LU · Volumen 2025 Marktdaten

291 TWh

EPEX SPOT, einseitig gezähltes Clearing-Volumen (jede gematchte MWh einmal). Intraday Deutschland 2025: 106 TWh (kontinuierlich 94, Auktionen 12 TWh; Kauf- und Verkaufsvolumen halbiert). Vertragsmengen, keine physischen Flüsse.

Größenverhältnis Termin : Spot

> 7 : 1

Handelsvolumen Terminmärkte gegenüber Spotmärkten; EPEX SPOT insgesamt 868 TWh (2024) über alle Marktgebiete.

Die Preiskette: von der Jahresscheibe zur Viertelstunde

Jede Stufe verengt den Zeithorizont und verfeinert die Granularität. Links wird Risiko abgesichert, rechts werden Prognosefehler bezahlt.

Jahre bis Tage vorher

Terminmarkt

EEX-Futures Phelix-DE Base/Peak (Jahr, Quartal, Monat, Woche) und außerbörslicher Handel (OTC). Finanzielle Erfüllung, 1 MW je Kontrakt.

Cal-27 Base: 104,24 €/MWh

D−1, 12:00 Uhr

Day-Ahead-Auktion

EPEX SPOT, europäische Marktkopplung (SDAC, Algorithmus EUPHEMIA); ein markträumender Preis je Viertelstunde; Preisgrenzen −500 bis +4.000 €/MWh.

Juli 2026: Ø 105,45 €/MWh

D−1, 14:30 Uhr

Fahrplanmeldung

Jeder Bilanzkreisverantwortliche meldet dem ÜNB je Viertelstunde eine ausgeglichene Bilanz aus Erzeugung, Verbrauch und Handelsgeschäften (Standardbilanzkreisvertrag, Anlage 3) – nach dem Auktionsergebnis; Änderungen im Intraday werden nachgemeldet.

Abbild des Auktionsergebnisses

D−1 15:00 · 22:00 · D 10:00

Intraday-Auktionen

IDA1, IDA2 (ganzer Liefertag) und IDA3 (12–24 Uhr); markträumender Preis, grenzüberschreitend gekoppelt (SIDC).

Feinjustierung nach neuer Prognose

bis 5 min vor Lieferung

Kontinuierlicher Intraday

Viertelstunden- und Stundenprodukte, pay-as-bid (jeder Abschluss eigener Preis); Index ID3 für die letzten drei Stunden.

Preis je Abschluss

Echtzeit

Regelenergie

Werkzeug der ÜNB für den Echtzeitausgleich des Gesamtsystems: aFRR/mFRR über die europäischen Plattformen PICASSO und MARI, Vorhaltung über Tagesauktionen (regelleistung.net). Bilanzkreise gleichen sich vorher selbst über Day-Ahead und Intraday aus.

Leistungs- + Arbeitspreis

Monat + 20 Werktage

Bilanzkreisabrechnung

Jede Abweichung zwischen Fahrplan und Messwert wird je Viertelstunde mit dem Ausgleichsenergiepreis reBAP bewertet.

reBAP je Viertelstunde

Wer agiert wie an diesen Märkten

Akteur	Typisches Verhalten
Direktvermarkter (für Wind/PV in der Marktprämie)	Verkauft die Prognosemenge Day-Ahead, korrigiert in den Intraday-Auktionen und im kontinuierlichen Handel, regelt bei negativen Preisen ab, trägt die Ausgleichsenergie seines Bilanzkreises. Hedging am Terminmarkt meist nur für PPA-Portfolios, nicht für Marktprämien-Anlagen – dort sichert die Prämie nach unten ab.
Übertragungsnetzbetreiber	Vermarkten den Strom aller Anlagen in der Einspeisevergütung am Spotmarkt (nach der Erneuerbare-Energien-Verordnung) – damit die größten Solar-Verkäufer im Day-Ahead; kaufen Netzverluste; beschaffen Regelenergie; berechnen Marktwerte und reBAP.
Stadtwerke und Versorger	Decken Kundenportfolios in Tranchen am Terminmarkt (Jahres-, Quartals-, Monatsprodukte Base/Peak, oft OTC mit Clearing), gleichen die Restmenge Day-Ahead aus, bieten seit 2025 verpflichtend dynamische Tarife mit Day-Ahead-Kopplung an; kaufen Herkunftsnachweise separat.
Industrie	Tranchenbeschaffung über Versorger oder eigener Marktzugang; Indexverträge (Spot oder Termin plus Aufschlag); große Verbraucher mit Lastflexibilität vermarkten diese im Intraday oder als Regelleistung; PPA als Preisfixierung plus grüne Eigenschaft.
Konventionelle Kraftwerke	Verkaufen Erzeugung auf Termin (Absicherung gegen Gas- und CO₂-Preis), entscheiden den Einsatz aber am Day-Ahead-Preis: Liegt er über den Grenzkosten, läuft der Block; liegt er darunter, wird die auf Termin verkaufte Menge am Spotmarkt zurückgekauft (Merit-Order: Gaskraftwerke setzen in Knappheitsstunden den Preis). Bieten Regelleistung.
Batteriespeicher und Aggregatoren	Arbitrage zwischen Viertelstunden im Day-Ahead und Intraday, Primärregelleistung (FCR), zunehmend aFRR; seit der Viertelstunden-Umstellung im Day-Ahead schärfere Preisspitzen, aber Angleichung zwischen Day-Ahead und Intraday-Auktionen.
Händler, Banken, Broker	Stellen Liquidität (Market Making), vermitteln OTC-Geschäfte unter Rahmenverträgen (EFET), übernehmen PPA-Abnahme und Strukturierung; Clearing über die EEX-Clearingstelle ECC.
Haushalte und Gewerbe	Zahlen Festpreise, die der Versorger am Terminmarkt abgesichert hat; bei dynamischen Tarifen direkt den Day-Ahead-Viertelstundenpreis plus Netzentgelte, Umlagen, Steuern. Der Beschaffungsanteil am Haushaltsstrompreis lag 2024 bei rund 34 %.

Welcher Preis wofür gilt

Preis	Entstehung	Maßgeblich für
Day-Ahead-Preis (€/MWh je Viertelstunde)	Auktion D−1 12:00, markträumend, europaweit gekoppelt	Referenzmarktwerte und damit die Marktprämie; Negativpreisregel § 51 EEG (die Viertelstunde gilt als negativ, wenn ihr Day-Ahead-Preis negativ ist); Marktwertdurchleitung Ü20; dynamische Tarife; Indexierung der meisten PPA
Intraday-Preise	Auktionen (markträumend) und kontinuierlicher Handel (pay-as-bid)	Erlös des Direktvermarkters jenseits der Day-Ahead-Prognose; Speicherarbitrage; Kopplung des reBAP über den Index ID-AEP
Terminpreise (Base/Peak, Cal/Quartal/Monat)	EEX-Futures und OTC-Forwards, täglicher Abrechnungspreis	Absicherung der Versorger und Kraftwerke; Ankerpreis in PPA-Verhandlungen (Base-Future × Capture-Faktor − Risikoabschläge + Herkunftsnachweise); Preisformeln in Industrieverträgen
Ausgleichsenergiepreis reBAP	Je Viertelstunde aus den Regelarbeitskosten der vier Regelzonen, gekoppelt an den Intraday-Index; symmetrisch, kann negativ sein	Abrechnung jeder Bilanzkreisabweichung – beim Direktvermarkter als Prognoserisiko im Entgelt eingepreist
Regelleistungspreise	Leistungspreis (pay-as-bid, 4-Stunden-Blöcke) und Arbeitspreis (Regelarbeitsmarkt)	Vorhaltung und Abruf, siehe
Herkunftsnachweis (HKN)	Separater Markt, u. a. monatliche EPEX-Auktionen	Grüne Eigenschaft außerhalb der EEG-Förderung; Größenordnung 0,2 ct/kWh
CO₂-Preis (EU-Emissionshandel)	Auktionen und Handel der Zertifikate (EUA)	Grenzkosten der Gas- und Kohlekraftwerke – damit indirekt der Day-Ahead-Preis in Knappheitsstunden und der Terminpreis

Ausgleichsenergie: der Preis für Prognosefehler

Jeder Händler, Versorger und Direktvermarkter führt einen Bilanzkreis: ein virtuelles Konto, in dem Einspeisungen, Entnahmen und Handelsgeschäfte je Viertelstunde bilanziert werden. Der Fahrplan muss ausgeglichen sein; die tatsächlichen Messwerte weichen ab. Diese Abweichung wird mit dem regelzonenübergreifenden einheitlichen Bilanzausgleichsenergiepreis (reBAP) abgerechnet – seit 2010 derselbe Preis in allen vier Regelzonen, je Viertelstunde, symmetrisch für Über- und Unterspeisung.

Bildung: Kosten der eingesetzten Regelarbeit (aFRR/mFRR, Preise aus PICASSO und MARI) geteilt durch den Saldo des Netzregelverbunds; Kopplung an den Intraday-Index (Mindestabstand 25 %, mindestens 10 €/MWh, wenn der Saldo 500 MW oder mehr beträgt); Kappungen gegen Extremwerte bei kleinen Salden.
Vorzeichenlogik: Ist das Gesamtsystem unterdeckt und der Bilanzkreis ebenfalls, zahlt der Bilanzkreisverantwortliche den reBAP; wer zufällig gegen das System abweicht, erhält ihn. Gezieltes Ausnutzen ist verboten – anders als beim „passiven Balancing" in den Niederlanden und Belgien (Karte „Gebotsstrategien" unten).
Größenordnung: Über lange Zeiträume liegt der Mittelwert nahe am Spotpreis (Januar bis März 2024: nur 1,7 €/MWh darüber); einzelne Viertelstunden erreichen aber mehrere hundert bis tausende €/MWh in beide Richtungen. Eine Schätzung (AEP-Schätzer) wird 30 Minuten nach der Viertelstunde veröffentlicht, der endgültige Preis zum 20. Werktag nach dem Monat.

Für Anlagenbetreiber: Den reBAP sieht man nie auf der eigenen Gutschrift. Er steckt im Vermarktungsentgelt – wer ein Spotmodell mit Durchreichung der Ausgleichsenergie wählt, trägt dieses Risiko direkt. Bei PPA mit Lieferung in den Bilanzkreis des Abnehmers ist vertraglich zu klären, wer die Prognose verantwortet.

Ein Tag im Leben einer Viertelstunde

Beispiel: Windpark 16,8 MW, Lieferviertelstunde 14:00–14:15 Uhr. Zahlen illustrativ.

Zeitpunkt	Handlung des Direktvermarkters	Menge	Preis
D−1, 11:30	Prognose 12,0 MW; Gebot in der Day-Ahead-Auktion	3,00 MWh	85 €/MWh
D−1, 15:00	Neues Wetter: 13,0 MW erwartet; zusätzliche Menge in IDA1	+0,25 MWh	78 €/MWh
D, 13:40	Kurzfristprognose 12,6 MW; Rückkauf im kontinuierlichen Handel (pay-as-bid)	−0,10 MWh	70 €/MWh
D, 14:15	Messwert: 12,8 MW → Überspeisung gegenüber dem Fahrplan	+0,05 MWh	reBAP
Monat + 20 Werktage	Bilanzkreisabrechnung: 0,05 MWh × reBAP (z. B. 40 €/MWh bei Systemüberdeckung: Erlös; −120 €/MWh: Kosten)		±

Der Betreiber erhält für die gesamte eingespeiste Menge den vereinbarten Preis (Marktwertmodell: Referenzmarktwert − Entgelt; Spotmodell: gewichteter Erlös aus allen drei Geschäften − Entgelt) plus die Marktprämie vom Netzbetreiber. Die Ausgleichsenergie trägt der Vermarkter.

Gebotszone und Marktkopplung

Deutschland und Luxemburg bilden seit Oktober 2018 eine gemeinsame Gebotszone (vorher mit Österreich). Der Day-Ahead-Preis entsteht in der europäischen Marktkopplung; Preisunterschiede zu Nachbarzonen zeigen Engpässe an den Grenzen. Eine Aufteilung der deutschen Gebotszone wird im Rahmen der europäischen Gebotszonenüberprüfung diskutiert – politisch umstritten. offen Wie Import und Export aus der Marktkopplung entstehen, zeigt Teil II: Marktkopplung und Einheitspreis (), Importfall (), Exportfall (), Engpasserlöse ().

Was die Viertelstunden-Umstellung vom 1. Oktober 2025 für Wind und Solar bedeutet

Prognose und Gebot in 15 Minuten: Direktvermarkter bieten die Solar-Rampe jetzt direkt viertelstündlich im Day-Ahead an; vorher mussten Stundenprodukte im Intraday nachgebessert werden. Der Bedarf an Intraday-Handel blieb dennoch hoch (etwa 900.000 Geschäfte am ersten Tag, wie im September-Durchschnitt).
Sägezahnmuster: Weil thermische Kraftwerke weiter in Stundenblöcken bieten (etwa die Hälfte der thermischen Mengen), entstehen innerhalb der Stunde Preissprünge – das frühere Sägezahnmuster der Intraday-Auktion verlagert sich teilweise in den Day-Ahead.
Marktwerte und § 51: Die Übertragungsnetzbetreiber gewichten seit der Umstellung viertelstündlich; die Negativpreisregel greift je Viertelstunde. Negative Mittagsviertelstunden zählen damit genauer – für PV tendenziell häufiger, für Wind seltener als bei Stundenpreisen.
Speicher: Schärfere Viertelstundenspitzen erhöhen das Arbitragepotenzial im Day-Ahead; die Intraday-Auktionen verlieren relativ an Vorteil, weil Granularitätsunterschiede entfallen (FfE-Analyse 2026).

Gebotsstrategien: wer wie bietet

Die Auktion räumt Preis-Mengen-Kurven. Was ein Akteur in seine Kurve schreibt, folgt aus seinen Opportunitätskosten; deshalb besteht die reale Merit-Order selten aus reinen Brennstoffkosten.

Gebotsformen

Im Day-Ahead je Viertelstunde einfache Limitgebote als Preis-Mengen-Kurve (Preisgrenzen −500 bis +4.000 €/MWh; Stundengebote bleiben möglich) und Blockgebote über mehrere Viertelstunden: als Profilblock, verknüpft (ein Block wird nur zusammen mit einem anderen angenommen), exklusiv (nur einer aus einer Gruppe) oder mit Mindestannahmequote. Blöcke werden ganz oder gar nicht angenommen und bilden Anfahrkosten und Mindestlaufzeiten ab. Im kontinuierlichen Intraday Limitgebote, auch als Iceberg-Order in Tranchen; in den Intraday-Auktionen wieder markträumende Kurven.

Akteur	Gebotslogik	Was den Gebotspreis setzt
Thermische Kraftwerke	Grenzkostengebot je Viertelstunde; Mittellast als Blockgebot über die Spitzenstunden; Mindestlast unter Grenzkosten, teils negativ, damit der Block nicht abfährt; Terminmengen nach der Rückkauflogik ().	Brennstoff ÷ Wirkungsgrad + CO₂ + variabler Betrieb; im Block zusätzlich anteilige Anfahrkosten.
Speicherwasserkraft	Gebot zum Wasserwert: Die Kilowattstunde wird verkauft, wenn der Preis über dem liegt, was dieselbe Wassermenge später voraussichtlich bringt.	Erwarteter künftiger Preis, Füllstand, Zuflussprognose; die Grenzkosten der Turbine spielen keine Rolle.
Direktvermarkter Wind/PV	Prognosemenge Day-Ahead. Anlagen, die in negativen Viertelstunden die Marktprämie behalten, bieten bis zur Höhe der Prämie unter null; Anlagen ohne Prämie in negativen Viertelstunden (§ 51 EEG) bieten bei null und regeln ab. Intraday wird die Prognose nachgezogen ().	Grenzkosten nahe null, korrigiert um den Prämieneffekt; das Ausgleichsenergierisiko steckt im Entgelt.
Übertragungsnetzbetreiber	Verkaufen die Festvergütungsmengen weitgehend preisunabhängig; sie haben keine eigene Nachfrage und kein Abregelungsrecht am Markt, Mindererlöse laufen ins EEG-Konto.	Kein eigener Preisanker; einer der Gründe für negative Mittagspreise.
Versorger	Kaufen die Restmenge des Kundenportfolios praktisch preisunelastisch; die Preisabsicherung ist am Terminmarkt bereits erfolgt.	Lastprognose; dynamische Tarife machen einen Teil der Last preisreagibel.
Batteriespeicher, Aggregatoren	Spread-Gebote: Kauf in billigen, Verkauf in teuren Viertelstunden, im Day-Ahead über verknüpfte Gebote, danach algorithmische Umoptimierung im Intraday; parallel Regelleistung.	Erwarteter Spread abzüglich Wirkungsgradverlusten und Zyklenkosten; bei Regelleistung die entgangenen Spoterlöse.
Flexible Industrie	Lastreduktion oberhalb eines Schwellenpreises; die nicht verbrauchte Menge wird im Intraday verkauft oder als Regelleistung angeboten.	Wert der entgangenen Produktion.
Integrierte Versorger mit Eigenerzeugung	Das Portfolio wird intern genettet; flexible Blöcke dienen zuerst dem eigenen Bilanzkreisausgleich und gehen erst ab einem internen Strike in den Markt.	Asset-Strike der Konzernsteuerung: Grenzkosten plus Optionswert der Flexibilität plus Risikoaufschlag. Für kleine Portfolios legitim; bei marktbeherrschenden Anbietern wäre das Zurückhalten Economic Withholding (REMIT, Marktüberwachung).

Bilanzkreis-Strategie: Flexibilität vorhalten oder zukaufen

Wer seinen Bilanzkreis mit eigener flexibler Leistung absichert, bezahlt die Versicherung gegen den reBAP mit entgangenen Spoterlösen. Die Alternative ist der Zukauf von Flexibilität im Intraday, in Deutschland bis fünf Minuten vor Lieferung. Welche Variante billiger ist, hängt vom erwarteten Abstand zwischen reBAP und Intraday-Preis ab; der reBAP ist so gebaut, dass Abweichungen in der Regel teurer sind als der Handel (Karte „Ausgleichsenergie" oben). Die Niederlande und Belgien gehen einen anderen Weg: Dort dürfen Bilanzkreise bewusst gegen das Systemungleichgewicht abweichen und erhalten dafür den Ausgleichsenergiepreis („passives Balancing", gestützt auf die Echtzeitveröffentlichung der Regelenergieabrufe). In Deutschland verlangt der Standardbilanzkreisvertrag ausgeglichene Fahrpläne; Ausgleichsenergie ist für unvermeidbare Abweichungen gedacht.

Teil I · Stromvermarktung›Kapitel 3 von 8

3 · Strompreisbildung: Wie der Börsenpreis entsteht, wie Versorger einkaufen und was auf der Stromrechnung steht

Der Weg vom Windpark zur Stromrechnung hat zwei getrennte Spuren: physikalisch fließt der Strom zum nächsten Verbraucher, vertraglich geht er über Börse, Bilanzkreise und Beschaffungsportfolios. Der Börsenpreis ist nur rund 40 % dessen, was ein Haushalt zahlt – der Rest sind Netz, Staat und Vertrieb. Und die Förderung der Erneuerbaren steht seit 2022 nicht mehr auf der Rechnung, sondern im Bundeshaushalt. Was die Förderung kostet und was Wind und Solar an der Börse einsparen, rechnet Teil III durch ().

Haushaltsstrompreis 2026 Marktdaten

37,0 ct/kWh

BDEW-Strompreisanalyse April 2026, 3.500 kWh/a, Grundpreis anteilig. 2025: 39,3 · 2021: 32,8 ct/kWh. Beschaffung & Vertrieb 15,2 · Netzentgelte 9,3 · Steuern, Abgaben, Umlagen 12,6 ct/kWh.

Day-Ahead · 1. Halbjahr 2026

99 €/MWh

Arithmetisches Mittel (Energy-Charts); 1. Halbjahr 2024: 68 €/MWh. Höhere Börsenpreise senken den EEG-Finanzierungsbedarf – und erhöhen mit Verzögerung die Neukundentarife.

EEG-Finanzierungsbedarf 2026

16,2 Mrd. €

ÜNB-Prognose Oktober 2025 (14,6 Mrd. € nach Verrechnung des EEG-Kontoguthabens). 2025 überwies der Bund 16,5 Mrd. €. Als Umlage wären das 2026 rechnerisch rund 4,6 ct/kWh.

Bundeszuschuss Übertragungsnetzentgelte 2026 geltend

6,5 Mrd. €

§ 24c EnWG, in Kraft seit 12.12.2025, aus dem Klima- und Transformationsfonds; senkt die Netzentgelte der Haushalte um durchschnittlich 1,6 ct/kWh (BDEW). Bisher nur für 2026 beschlossen.

Wie der Börsenpreis entsteht: die Merit-Order

In jeder Viertelstunde der Day-Ahead-Auktion werden alle Verkaufsgebote nach Grenzkosten sortiert – Wind, Solar und Wasser nahe null, dann Braunkohle, Steinkohle, Gas-und-Dampf-Kraftwerke, zuletzt Gasturbinen und Ölkraftwerke; Importe, etwa aus französischer Kernkraft, treten über die Marktkopplung in dieselbe Reihenfolge ein. Das teuerste Gebot, das zur Deckung der Nachfrage noch gebraucht wird, setzt den Preis für alle (Einheitspreisverfahren, „pay-as-cleared“). Wer günstiger anbietet, erhält die Differenz als Deckungsbeitrag für seine Fixkosten.

Wer entscheidet, welches Kraftwerk läuft

Die Börse ruft keine Kraftwerke ab; einen zentralen Einsatzbefehl gibt es in Deutschland nicht. Jeder Bilanzkreisverantwortliche entscheidet selbst, welche Anlagen fahren, und richtet sich dabei am Day-Ahead-Preis aus. Weil der Clearing-Preis vor der Auktion unbekannt ist, wird bedingt geboten: ein Kraftwerksblock als Limit-Order zu seinen Grenzkosten, Blockgebote für Anlagen mit Anfahrkosten und Mindestlaufzeit. Wird das Gebot angenommen, läuft die Anlage; liegt der Preis darunter, steht sie. Für Mengen, die Jahre vorher auf Termin verkauft wurden, gilt dieselbe Logik über die Opportunitätskosten: Der Terminvertrag fixiert den Erlös, der Spotpreis entscheidet über den Einsatz. Liegt der Day-Ahead-Preis unter den Grenzkosten, kauft der Betreiber die verkaufte Menge am Spotmarkt zurück und lässt den Block stehen – das ist billiger als selbst zu produzieren. So steuert die Merit-Order den Kraftwerkseinsatz auch der Mengen, die nie über die Börse gehandelt wurden.

Der Fahrplan bildet dieses Ergebnis ab: Bis 14:30 Uhr des Vortages meldet jeder Bilanzkreisverantwortliche dem Übertragungsnetzbetreiber je Viertelstunde eine ausgeglichene Bilanz aus Erzeugung, Verbrauch und Handelsgeschäften, also nach dem Auktionsergebnis (). Die Bilanzpflicht erzwingt den Handel; welche Anlage fährt, entscheidet der Preis. Erst danach greifen die Netzbetreiber in den Einsatz ein: Redispatch bei Netzengpässen und Regelenergie für den Echtzeitausgleich des Gesamtsystems (). Bilanzkreise gleichen sich vorher selbst über Day-Ahead und Intraday aus; den verbleibenden Rest rechnet der Übertragungsnetzbetreiber als Ausgleichsenergie ab.

Größenordnung Marktdaten: 2025 wurden in der Day-Ahead-Auktion für die Gebotszone Deutschland/Luxemburg allein an der EPEX SPOT 291 TWh gehandelt (einseitig gezähltes Clearing-Volumen, jede gematchte Megawattstunde einmal), dazu 106 TWh im deutschen Intraday-Handel (kontinuierlich und Auktionen, Kauf- und Verkaufsvolumen halbiert). Handelsvolumen sind Vertragsmengen: Wer in derselben Viertelstunde 10 MWh kauft und 8 MWh verkauft, hat eine Nettoposition von 2 MWh. Für den Kraftwerkseinsatz ist das unerheblich, weil jede gebotene Megawattstunde zum Clearing-Preis bewertet wird, ob sie den eigenen Bilanzkreis verlässt oder nicht.

Wo das Modell von der Praxis abweicht

Anfahrkosten, Mindestlast, Mindestlaufzeiten: Ein Block, der für eine teure Stunde anfährt, läuft auch in den billigen Nachbarstunden weiter; die Sortierung nach Grenzkosten gilt für ihn im Mittel über den Einsatzblock, Blockgebote an der Börse bilden das ab.
Must-run: Wärmegeführte KWK-Anlagen, industrielle Eigenerzeugung und für die Systemstabilität benötigte Blöcke (Blindleistung, Kurzschlussleistung) laufen zeitweise unabhängig vom Preis – ein Grund für Erzeugung in negativen Preisstunden ().
Vorgehaltene Flexibilität: Portfolios halten einen Teil ihrer flexiblen Leistung für den eigenen Bilanzkreisausgleich zurück und bieten sie erst zu Knappheitspreisen an; das Gebot enthält dann eine Prämie für den Versicherungswert gegen Ausgleichsenergiekosten über den Grenzkosten (Gebotsstrategien: ).
Redispatch: Nach der Marktentscheidung ändern die Netzbetreiber den Einsatz bei Engpässen: Kraftwerke vor dem Engpass fahren herunter, dahinter hoch, Wind- und Solaranlagen werden abgeregelt (Redispatch 2.0). Die Kosten des Netzengpassmanagements liegen bundesweit bei mehreren Milliarden Euro im Jahr (Eingriffskaskade und Redispatch: ).

Die Merit-Order beschreibt den Kraftwerkseinsatz damit als Prinzip und als Näherung; der Einsatz einzelner Blöcke je Viertelstunde weicht aus diesen Gründen davon ab.

Was den Preis treibt

Gas- und CO₂-Preis: Grenzkosten eines Gaskraftwerks ≈ Gaspreis ÷ Wirkungsgrad + Emissionsfaktor × CO₂-Preis – die Tabelle unten rechnet das mit aktuellen Werten durch (GuD: ≈ 134 €/MWh). Solange Gas in vielen Stunden preissetzend ist, bestimmt der Gasmarkt den Strompreis – deshalb reagierte der Großhandel im Frühjahr 2026 auf den Iran-Krieg, während Neukundentarife zunächst kaum reagierten (BDEW, April 2026).
Merit-Order-Effekt: Jede zusätzliche Wind- oder Solar-Megawattstunde verschiebt die Nachfrage nach links und verdrängt das teuerste Kraftwerk – der Preis sinkt. Genau dadurch verdienen Wind und Solar in ihren eigenen Starkstunden weniger als der Durchschnitt (Profilfaktor Solar 2025: 50,5 %, siehe ), bis hin zu negativen Preisen, wenn unflexible Erzeugung und Förderanreize zusammentreffen ().
Engpässe und Nachbarn: Der Preis gilt für die Gebotszone Deutschland/Luxemburg; Importe aus Frankreich oder Skandinavien dämpfen, Exporte stützen ihn. Die Terminpreise (Cal-27 Base 104,24 €/MWh, Frankreich 64,73 €/MWh; 31.7.2026) zeigen die strukturelle Gasabhängigkeit des deutschen Preises.

Was die fossile Kilowattstunde kostet: Erzeugung vs. CO₂ Marktdaten

Kraftwerk (Wirkungsgrad)	Produktion Brennstoff + Kraftwerksbetrieb	CO₂	Summe Grenzkosten	Einordnung
Braunkohle (40 %)	1,0 ct/kWh	8,0 ct/kWh	9,0 ct/kWh (90 €/MWh)	1,00 t CO₂/MWh. Produktion = kurzfristig variable Kosten: variable Tagebauförderung ≈ 1,5–3 €/MWh Brennstoffwärme + variabler Kraftwerksbetrieb ≈ 1,5–3 €/MWh_el → 0,5–1,1 ct/kWh (Punktwert 1,0). Rund 90 % der Grenzkosten sind CO₂-Preis.
Steinkohle (42 %)	3,6 ct/kWh	6,4 ct/kWh	10,0 ct/kWh (100 €/MWh)	0,80 t CO₂/MWh. Produktion = Weltmarktkohle ≈ 3,1 ct + Betrieb ≈ 0,5 ct; CO₂-Anteil ≈ 65 %.
Erdgas GuD (58 %)	10,6 ct/kWh	2,8 ct/kWh	13,4 ct/kWh (134 €/MWh)	0,35 t CO₂/MWh. Gas ≈ 10,3 ct + Betrieb ≈ 0,3 ct; CO₂-Anteil nur ≈ 20 % – hier regiert der Gaspreis.
Gasturbine / Öl (37 %)	16,6 ct/kWh	4,3 ct/kWh	21 ct/kWh (209 €/MWh)	0,54 t CO₂/MWh. Spitzenlast – setzt die teuersten Stunden des Jahres.

Rechenbasis (Punktwerte, Mitte 2026): Erdgas TTF 60 €/MWh Brennstoffwärme (Front-Monat 31.7.2026: 59,44; Anfang August 56–63), CO₂ 80 €/t (EUA, August 2026; Dez-26-Future Anfang 2026 knapp 90 €/t), Weltmarktkohle ≈ 13 €/MWh Brennstoffwärme (Größenordnung); Emissionsfaktoren je Brennstoffwärme: Erdgas 0,20 / Steinkohle 0,34 / Braunkohle 0,40 t CO₂/MWh (Umweltbundesamt). Alles Grenzkosten bestehender Kraftwerke – nur sie zählen für die Merit-Order. Braunkohle hat keinen Börsenpreis; der Produktionswert ist eine Literaturableitung aus den Merit-Order-Analysen des Öko-Instituts (2014, 2021). Rechnet man die Fixkosten des Tagebaus dem Brennstoff zu, liegen die Braunkohle-Brennstoffkosten bei rund 7 €/MWh Brennstoffwärme (≈ 1,75 ct/kWh Strom); die vollen Stromgestehungskosten bezifferte das Öko-Institut für 2017 auf 3,4–4,7 ct/kWh (7.000 h, alte bzw. neue Blöcke, damals fast ohne CO₂-Kosten). Der Unterschied zu den Vollkosten neuer Kraftwerke ist unten in der Karte „Grenzkosten vs. Stromgestehungskosten“ eingeordnet. Bei diesen Werten laufen Steinkohleblöcke (≈ 10,0 ct) wieder vor Gas-und-Dampf-Kraftwerken (≈ 13,4 ct, „Fuel Switch“); das Day-Ahead-Monatsmittel Juli 2026 (10,5 ct/kWh) liegt dazwischen – je nach Stunde setzt Kohle oder Gas den Preis.

Verdrängung: was jede erneuerbare Kilowattstunde einspart

Speist Wind oder Solar ein, fällt am rechten Ende der Merit-Order das teuerste noch laufende Kraftwerk heraus. Vermieden werden dessen Brennstoff- und CO₂-Kosten – zusammen ungefähr der Börsenpreis der jeweiligen Stunde, nach der Tabelle derzeit 9 ct (Braunkohle) bis 13,4 ct (Gas-und-Dampf) je Kilowattstunde. Dazu kommen je verdrängter Kilowattstunde 0,33 kg CO₂ (Gas-und-Dampf) bis über 1 kg CO₂ (Braunkohle), die weder ausgestoßen noch mit Zertifikaten bezahlt werden. Zwei Einordnungen: Die Ersparnis landet zunächst beim System (weniger Brennstoffimporte und Zertifikatekäufe) und erreicht den Verbraucher nur über den Merit-Order-Effekt. Und mit jedem stillgelegten Kohleblock sinkt der Vermeidungseffekt je Kilowattstunde – die Verdrängungsrechnung ist eine Momentaufnahme des heutigen Kraftwerksparks.

Die Gegenrechnung: Was die neue EE-Kilowattstunde kostet – und was sie den Markt spart

Wegen des Einheitspreisverfahrens wirkt jede eingespeiste Kilowattstunde doppelt: Sie ersetzt die teuerste fossile Kilowattstunde – und sie senkt den Preis für die gesamte in dieser Viertelstunde abgerechnete Menge. Rechenbeispiel (keine Marktdaten): 60 GW Last, zusätzlicher Wind drückt das Grenzkraftwerk von Gas-und-Dampf (13,4 ct) auf Steinkohle (10,0 ct) – der Preis sinkt für alle um 3,4 ct, das sind rund 2 Mio. € in einer einzigen Stunde. Die Förderkosten der auslösenden Neuanlagen-Kilowattstunden in derselben Stunde: die Marktprämie, bei aktuellen Zuschlagswerten 0 bis ≈ 0,5 ct/kWh. Wer über Förderkosten urteilt, muss diese Preiswirkung gegenrechnen – und umgekehrt gilt: Wer nur die Ersparnis nennt, muss auch die Differenzkosten des Bestands nennen.

Was die Gegenrechnungen ergeben: Agora Energiewende (Juni 2025) beziffert den preisdämpfenden Effekt des EE-Ausbaus bis 2030 auf bis zu 20 €/MWh; im Szenario schwacher Nachfrage stehen rund 12 Mrd. € jährlicher Verbraucherersparnis etwa 7 bis 7,8 Mrd. € zusätzlicher EEG-Förderkosten gegenüber – jeder Förder-Euro senkt den Großhandelspreis demnach um durchschnittlich 1,60 €/MWh. Für Photovoltaik allein errechnet Enervis (im Auftrag des Branchenverbands BSW-Solar) für 2024 eine Börsenpreissenkung um 15 % und einen Marktwert von 7,4 Mrd. € (6,1 Mrd. € Verbraucherersparnis, 1,3 Mrd. € Exporterlöse). Historisch bezifferte das Fraunhofer ISI den Merit-Order-Effekt für 2011/2012 auf 4,6 bzw. 4,9 Mrd. € pro Jahr (Preisabsenkung 8,7–8,9 €/MWh).
Zwei Buchhaltungen auseinanderhalten: Die Verbraucherersparnis (Preissenkung × gesamte Menge) ist zum großen Teil Umverteilung – von den Erzeugern, die den höheren Einheitspreis verloren hätten (auch Braunkohle- und Bestands-EE-Anlagen), zu den Verbrauchern. Das ISI nennt den Merit-Order-Effekt ausdrücklich einen „Preis- und Verteilungseffekt“. Volkswirtschaftlich real eingespart sind nur Brennstoff und CO₂ der tatsächlich verdrängten Kilowattstunden (Absatz oben). Beide Rechnungen sind legitim – für verschiedene Fragen.
Die Rückkopplung nicht vergessen: Derselbe Preisdruck senkt Monats- und Jahresmarktwerte – und erhöht damit die Prämien aller geförderten Bestandsanlagen mit anzulegenden Werten über Marktniveau (, Kontosicht). Die neue Anlage kostet fast nichts, aber ihr Preiseffekt verteuert die Altverträge mit. Seriöse Gegenrechnungen (wie die von Agora) enthalten diesen Effekt bereits in den Förderkosten.
Kurzfrist-Effekt, kein Dauerzustand: Der Merit-Order-Effekt ist am heutigen Kraftwerkspark gerechnet. Langfristig passt sich der Park an: Unrentable Kraftwerke gehen vom Netz, Exportnachfrage dämpft die Preissenkung, und selten laufende Backup-Kraftwerke brauchen Knappheitspreise oder einen Kapazitätsmechanismus – ein Teil der Ersparnis fließt dann dorthin zurück. Wie groß der Effekt im Gleichgewicht bleibt, ist in der Literatur umstritten. offen

Wie Versorger und Vermarkter einkaufen

Ein Stadtwerk kennt die Last seiner Kunden nur als Prognose. Es kauft daher in Tranchen: bereits zwei bis drei Jahre im Voraus Jahresprodukte (Base für die Grundlast, Peak für Werktage 8–20 Uhr), dann Quartals- und Monatsprodukte, zuletzt die Feinstruktur am Day-Ahead- und Intraday-Markt. Jede Tranche wird zum jeweils aktuellen Terminpreis fixiert – daher folgen Endkundentarife dem Großhandel mit ein bis zwei Jahren Verzögerung. 2026 profitieren viele Versorger noch von den günstigen Einkäufen des Jahres 2024.

Portfolio bilden: Standardlastprofile der Haushalte plus gemessene Lastgänge der Gewerbekunden ergeben die Bedarfskurve je Viertelstunde.Risikoaufschläge für Mengen- und Preisabweichungen sind Teil des Preises „Beschaffung & Vertrieb“.
Absichern: 60–90 % der erwarteten Menge über Futures (EEX) oder Forwards (OTC, Rahmenvertrag EFET) – finanziell, nicht physisch.Die physische Erfüllung geschieht später am Spotmarkt; der Future gleicht nur die Preisdifferenz aus.
Restmenge am Spotmarkt: Day-Ahead für den Folgetag, Intraday für Prognosekorrekturen; Abweichungen werden als Ausgleichsenergie abgerechnet ().
Grün machen: Herkunftsnachweise (rund 0,2 ct/kWh) entwerten den Graustrom zu „Ökostrom“; wer echte Zusätzlichkeit will, schließt einen PPA direkt mit einem Wind- oder Solarpark ().

Und der Direktvermarkter?

Er „kauft“ den Windstrom nicht zum Fixpreis: Im Marktwertmodell zahlt er dem Betreiber den Referenzmarktwert minus Entgelt und verkauft selbst an der Börse – das Preisrisiko bleibt beim Betreiber, abgefedert durch die Marktprämie. Nur bei PPA-Portfolios übernimmt der Vermarkter Preisrisiko und sichert es am Terminmarkt ab (Base-Future × Capture-Faktor − Abschläge). Im Spotmodell werden die tatsächlichen Viertelstundenerlöse durchgereicht; der Vermarkter verdient am Entgelt und an der Optimierung (Intraday, Abregelung bei negativen Preisen, Regelenergie).

Dynamische Tarife (Pflichtangebot seit 2025) kürzen die Kette ab: Der Kunde zahlt den Day-Ahead-Viertelstundenpreis plus feste Netz- und Staatsanteile – und trägt damit selbst das Preisrisiko, das der Versorger sonst am Terminmarkt absichert.

Grenzkosten vs. Stromgestehungskosten: zwei Fragen, zwei Zahlen

Die beiden Kostenbegriffe werden ständig verwechselt – dabei beantworten sie verschiedene Fragen und führen zu verschiedenen Rangfolgen.

Grenzkosten (kurzfristig): Was kostet die nächste Kilowattstunde eines bestehenden Kraftwerks? Nur Brennstoff + CO₂ + variabler Betrieb zählen; Kapital und Fixkosten sind ausgegeben („versunken“) und spielen für die Einsatzentscheidung keine Rolle. Grenzkosten bestimmen das Börsengebot und damit die Merit-Order – die Tabelle oben zeigt genau diese Größe.

Stromgestehungskosten (LCOE, langfristig): Was muss eine neue Anlage über ihre Lebensdauer je Kilowattstunde mindestens erlösen? Kapital als Annuität + fixe Betriebskosten + variable Kosten, verteilt auf die erwarteten Volllaststunden; stark abhängig von Zins (WACC) und Auslastung. Gestehungskosten bestimmen die Investitionsentscheidung – dieselbe Rechenlogik wie in den Wirtschaftlichkeitsrechnern dieses Projekts.

Technologie	Grenzkosten bestehende Anlage (Rechenbasis Mitte 2026)	Stromgestehungskosten Neuanlage (Fraunhofer ISE, Juli 2024)
PV Freifläche	≈ 0 ct/kWh	4,1–6,9 ct/kWh
Wind an Land	≈ 0 ct/kWh	4,3–9,2 ct/kWh
Wind auf See	≈ 0 ct/kWh	5,5–10,3 ct/kWh
Erdgas GuD	≈ 13,4 ct/kWh	10,9–18,1 (mit Wärmeauskopplung 8,8–15,6) ct/kWh
Braunkohle	≈ 9,0 ct/kWh	15,1–25,7 ct/kWh
Steinkohle	≈ 10,0 ct/kWh	17,3–29,3 ct/kWh
Gasturbine	≈ 21 ct/kWh	15,4–32,6 ct/kWh
Kernkraft	niedrig (Bestand; in DE seit 4/2023 keiner)	13,6–49,0 ct/kWh (ohne Endlagerung)

Die Spalten haben verschiedene Stichtage und Annahmen: Grenzkosten mit Gas 60 €/MWh und CO₂ 80 €/t (Mitte 2026); die ISE-Studie rechnet mit Erdgas 38 €/MWh und CO₂ 75–90 €/t (Stand Juli 2024, reale Werte) sowie Volllaststunden-Bändern (z. B. Gasturbine 500–3.000 h – daher die große Spanne). Deshalb können GuD-Gestehungskosten der Studie unter den heutigen Grenzkosten liegen. Systemkosten (Backup, Netze, Speicher) sind in keiner der beiden Größen enthalten.

Warum die Unterscheidung entscheidend ist

Deckungsbeitrag statt Vollkosten: Kraftwerke bieten zu Grenzkosten; die Differenz zwischen Börsenpreis und Grenzkosten muss Kapital und Fixkosten verdienen. Ein Kraftwerk kann dauerhaft unter seinen Gestehungskosten erlösen und trotzdem rational weiterlaufen – stillgelegt wird erst, wenn die Deckungsbeiträge nicht einmal mehr die abbaubaren Fixkosten von Kraftwerk und (bei Braunkohle) Tagebau decken.
Wind und Solar stehen auf der anderen Seite: Grenzkosten nahe null, fast alles Kapital. Sie senken den Spotpreis (Merit-Order-Effekt) – und refinanzieren sich gerade deshalb schwer allein über ihn (Profilfaktor, ). Das ist der ökonomische Kern von Marktprämie und Differenzvertrag: Sie sichern die Kapitalkosten ab, nicht den Betrieb.
„Am billigsten“ hängt an der Frage: In der Viertelstunde gewinnt die niedrigste Grenzkosten-Kilowattstunde; beim Zubau die niedrigsten Gestehungskosten – dort liegen PV-Freifläche (ab 4,1 ct) und Wind an Land (ab 4,3 ct) unter allen neuen konventionellen Kraftwerken (ISE 2024). Nach derselben Studie liegen sogar die reinen Betriebskosten bestehender Kohlekraftwerke über den Gestehungskosten neuer PV-Freiflächen- und Windanlagen – allerdings ohne Bewertung von Regelbarkeit und Erzeugungszeitpunkt, die die Studie ausdrücklich ausklammert.
Volllaststunden sind der große Hebel der Gestehungskosten: Je seltener ein Kraftwerk läuft, desto mehr Kapital trägt jede Kilowattstunde – deshalb explodieren die Gestehungskosten von Backup-Kraftwerken bei sinkender Auslastung (Gasturbine bis 32,6 ct bei 500 h), während ihre Grenzkosten unverändert bleiben. Ob solche Kraftwerke künftig über Knappheitspreise oder einen Kapazitätsmechanismus finanziert werden, ist politisch offen. offen

Die Stromrechnung eines Haushalts 2026 Marktdaten

BDEW-Strompreisanalyse April 2026, Durchschnitt aller Tarife bei 3.500 kWh/a; Umlagen nach Veröffentlichung der Übertragungsnetzbetreiber (Oktober 2025). Einzelposten regional verschieden.

Beschaffung, Vertrieb, Marge 15,2 ct (41 %)Netzentgelte inkl. Messung 9,3 ct (25 %)Steuern, Abgaben, Umlagen 12,6 ct (34 %)

Posten	ct/kWh	Wer legt ihn fest / wohin fließt er
Beschaffung, Vertrieb, Marge	15,2	Lieferant; einziger wettbewerblicher Posten. Darin: Großhandelspreis (Termin-/Spotmix), Ausgleichsenergie, Herkunftsnachweise, Abrechnung, Kundenservice, Gewinn.
Netzentgelte (Übertragung + Verteilung) inkl. Messstellenbetrieb	9,3	Reguliert (Bundesnetzagentur, Anreizregulierung); je Netzgebiet verschieden; 2026 um 1,6 ct gesenkt durch den Bundeszuschuss von 6,5 Mrd. €.
Stromsteuer	2,05	Bund; seit 2003 unverändert. Produzierendes Gewerbe und Land-/Forstwirtschaft zahlen ab 2026 dauerhaft nur den EU-Mindestsatz 0,05 ct/kWh.
Konzessionsabgabe	1,32–2,39	Kommune (Wegenutzung); Höhe nach Gemeindegröße, Durchschnitt rund 1,66 ct.
Aufschlag für besondere Netznutzung (ehem. § 19-StromNEV-Umlage)	1,559	Finanziert reduzierte Netzentgelte stromintensiver Betriebe (Bandlast); 2025: 1,558 ct.
Offshore-Netzumlage	0,941	Netzanbindung der Offshore-Windparks; 2025: 0,816 ct.
KWKG-Umlage	0,446	Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung; 2025: 0,277 ct (+61 %).
EEG-Umlage	0	Seit 1.7.2022 abgeschafft; Förderung seitdem aus dem Bundeshaushalt (Energiefinanzierungsgesetz, § 6 EnFG).
Umsatzsteuer 19 % auf alle Posten	≈ 5,9	Bund/Länder; für vorsteuerabzugsberechtigte Unternehmen durchlaufend.
Summe (Durchschnitt)	37,0	≈ 1.295 €/a bei 3.500 kWh. Vom Lieferanten beeinflussbar: rund 41 %; staatlich oder reguliert: rund 59 %.

Probe: Stromsteuer 2,05 + Konzessionsabgabe Ø 1,66 + Umlagen 2,95 = 6,66 ct netto; 19 % Umsatzsteuer auf 31,2 ct Nettopreis ≈ 5,9 ct → zusammen die 12,6 ct des BDEW-Blocks. Neukundentarife liegen teils deutlich unter dem Durchschnitt, Grundversorgung darüber (Markterhebungen Juli 2026: rund 40 ct/kWh).

Wer zahlt die Förderung? Das EEG-Konto

Die Übertragungsnetzbetreiber zahlen über die Verteilnetzbetreiber alle Einspeisevergütungen und Marktprämien aus und vermarkten den Strom der Festvergütungsanlagen selbst an der Börse. Die Differenz zwischen Auszahlungen und Vermarktungserlösen gleicht der Bund monatlich aus dem Klima- und Transformationsfonds aus.

Größenordnung: 16,5 Mrd. € Bundeszuschuss 2025; 9,19 Mrd. € von Januar bis Juli 2026; Prognose Finanzierungsbedarf 2026: 16,2 Mrd. € (Haushaltsansatz 17,2 Mrd. €).
Saisonmuster: Im Juli 2026 standen 1,914 Mrd. € Auszahlungen 396 Mio. € Solar-Vermarktungserlösen gegenüber – in Sommermonaten mit Negativpreisen sind die Zuschüsse am höchsten (Mai und Juni 2026 je rund 2 Mrd. €).
Preissensitivität: Höhere Börsenpreise senken den Bedarf, weil die Marktprämie die Differenz zum anzulegenden Wert schließt; das Halbjahresmittel 2026 von 99 €/MWh (2024: 68) erklärt den Rückgang seit 2024 trotz Zubau. Der Haushaltsposten hängt deshalb am Gaspreis.
Wo die Kosten entstehen: im Bestand, nicht im Zubau. Für 2026 erwarten die Übertragungsnetzbetreiber die höchsten Zahlungen für Solar, Biomasse und Wind auf See; Wind an Land kostet nur rund 0,7 Mrd. €. 2023 erhielten allein die Solaranlagen in der Einspeisevergütung 8,5 Mrd. € für 30,8 TWh – im Schnitt rund 28 ct/kWh. Neu bezuschlagte Anlagen (anzulegende Werte um 5–6,5 ct) brauchen bei heutigen Marktwerten fast keine Prämie.
Umgerechnet: Würde der Bedarf wie früher umgelegt, entspräche das 2026 rund 4,6 ct/kWh – zum Vergleich: der Spitzenwert der EEG-Umlage lag bei 6,88 ct/kWh (2017).

Gesamtbild 2026: Der Bund stützt Strompreise mit rund 29,5 Mrd. € (Handelsblatt-Zusammenstellung, Dezember 2025): EEG-Förderung ~14,6–16,2 Mrd. €, Übertragungsnetzzuschuss 6,5 Mrd. €, Stromsteuersenkung Industrie 3,9 Mrd. €, Strompreiskompensation (CO₂-Kosten, ~340 Unternehmen) ~3 Mrd. €, Industriestrompreis 1,5 Mrd. €. Das Geld verschwindet nicht – es wandert von der Stromrechnung in den Steuerhaushalt.

Industrie und Gewerbe: andere Rechnung, gleiche Logik

Bestandteil	Regel 2026
Beschaffung	Neuabschlüsse kleiner und mittlerer Industrie (160.000 kWh bis 20 GWh, Mittelspannung): 16,7 ct/kWh inkl. reduzierter Stromsteuer (BDEW April 2026; −0,9 ct gegenüber 2025). Große Verbraucher mit eigenem Marktzugang oder Einkaufsgemeinschaften kaufen strukturiert am Terminmarkt.
Stromsteuer	0,05 ct/kWh dauerhaft für rund 600.000 produzierende Betriebe und Land-/Forstwirtschaft (Entlastung ~2 ct/kWh, Bundeshaushalt ~3 Mrd. €/a). Dienstleister und Haushalte: weiterhin 2,05 ct. geltend
Netzentgelte	Individuelle Netzentgelte für Bandlastkunden (ab 10 GWh und 7.000 Benutzungsstunden) – die Mindereinnahmen tragen alle anderen über den Aufschlag für besondere Netznutzung (1,559 ct). Bundesnetzagentur plant Reform der Bandlastprivilegien. offen
Umlagen	KWKG-, Offshore- und besondere-Netznutzungs-Aufschlag ab 1 GWh/a reduziert (Stufenmodell nach EnFG); Gewerbe unter 1 GWh zahlt Haushaltssätze. Gewerbestrom brutto 2026 rund 30 ct/kWh (Markterhebung), netto etwa 25 ct.
Strompreiskompensation	Erstattung indirekter CO₂-Kosten für rund 340 stromintensive Unternehmen (~3 Mrd. €/a); Ausweitung angekündigt. angekündigt
Industriestrompreis	Ab 2026 mit 1,5 Mrd. € im Haushalt veranschlagt, Ausgestaltung über den europäischen Beihilferahmen; Details zum Kreis der Begünstigten und zur Höhe bei Redaktionsschluss nicht abschließend verifiziert. offen
Umsatzsteuer	Durchlaufender Posten (Vorsteuerabzug) – deshalb rechnet die Industrie netto.

Kleine Ironie des Systems: Der Windpark aus Kapitel 1 erhält seine Marktprämie aus Steuermitteln, sein Strom senkt an der Börse den Preis für alle – und derselbe Haushalt, der über Steuern die Prämie finanziert, sieht von der Börsenentlastung wegen der Tranchenbeschaffung erst ein bis zwei Jahre später etwas.

Die 29,5 Mrd. € im Bild: Bausteine, EEG nach Energieträger, Gegenrechnung Marktdaten Regression: Modell

Die IW-Rechnung (Handelsblatt, 24.12.2025) zählt fünf Posten. Zwei davon – EEG und Netzzuschuss, 21,1 Mrd. € oder 72 % – kommen allen Verbrauchern zugute, drei nur der Industrie (8,4 Mrd. €). Der EEG-Block ist nach der ÜNB-Prognose vom 24.10.2025 aufgeteilt: 55 % Solar, 26 % Biomasse, 12 % Wind auf See, 4 % Wind an Land – die Kosten sitzen im Bestand. Die untere Hälfte legt die Preisdämpfung aus Kapitel 19 technikscharf daneben: Für Wind an Land ergibt sich eine Netto-Entlastung, für Solar eine Netto-Zuzahlung, das Ganze bleibt vorzeichenoffen.

Nach dem Preisbestandteil, an dem die Posten ansetzen

Zwei Lesarten mitdenken: Die Strompreiskompensation ist hier der Beschaffung zugeordnet, weil sie die im Börsenpreis enthaltenen CO₂-Kosten ausgleicht. Und die Umlagen für besondere Netznutzung, Offshore und KWK (zusammen 2,95 ct/kWh, grob 10 Mrd. €) sind ebenfalls politisch gesetzte Preisbestandteile – nur zahlt sie der Verbraucher direkt. Wer die 29,5 Mrd. € als „Staat drückt den Strompreis“ liest, sollte diesen Gegenposten kennen.

Was 2026 an der Haushaltskilowattstunde zieht BDEW Juli 2026 Preisdämpfung: Hochrechnung

Dieselben Posten, an der Kilowattstunde verortet: Bundesmittel wirken bei Netz und EEG (zusammen −5,8 bis −6,2 ct netto), der Markteffekt von Wind und Solar in der Beschaffung (−2,3 bis −5,3 ct im Großhandel, in Haushaltstarifen über Termingeschäfte verzögert). Die Stromsteuersenkung erreicht Haushalte nicht; die Umlagen bleiben verbraucherfinanziert.

Teil I · Stromvermarktung›Kapitel 4 von 8

4 · Vermarktungswege: Welche Veräußerungsformen gibt es?

Jede Anlage muss genau einer Veräußerungsform zugeordnet sein (§ 21b Abs. 1 EEG); ein Wechsel ist nur zum Monatsersten möglich. Mischformen sind über die anteilige Zuordnung und die Direktleitung erlaubt. Die Abrechnung der Marktprämie mit Referenzmarktwerten steht in Teil III ().

Weg	Wer zahlt was	Preisbasis	Untergrenze?	Voraussetzungen	Typische Nutzer
Marktprämie (geförderte Direktvermarktung) geltend	Direktvermarkter: Markterlös − Entgelt · Netzbetreiber: Marktprämie	Börsenpreis der Anlage + (anzulegender Wert − Referenzmarktwert)	Ja, anzulegender Wert als Floor auf Flottenniveau (nicht je Viertelstunde)	Pflicht ab 100 kW; viertelstündliche Messung, Fernsteuerbarkeit, Bilanzkreis des Vermarkters, MaStR	Praktisch alle Wind- und größeren PV-Anlagen der letzten 12 Jahre
Einspeisevergütung geltend	Netzbetreiber: fester Satz je kWh	Gesetzlicher anzulegender Wert − 0,4 ct/kWh Pauschale (Solar)	Fest	Nur bis 100 kW; bei Neuanlagen seit 25.2.2025 keine Zahlung in negativen Viertelstunden	Kleine Dach-PV; im EEG-2027-Entwurf für Neuanlagen entfallend Entwurf
Ausfallvergütung geltend	Netzbetreiber: 80 % des anzulegenden Werts	Fest, ohne Marktprämie	Ja, aber 20 % Abschlag	Anlagen > 100 kW; höchstens 3 Monate in Folge und 6 Monate je Kalenderjahr (§ 21 Abs. 1 Nr. 3 EEG); Meldung bis zum fünftletzten Werktag des Vormonats	Überbrückung bei Vermarkterwechsel oder Insolvenz des Vermarkters
Sonstige Direktvermarktung (§ 21a EEG) geltend	Vermarkter oder PPA-Abnehmer: vereinbarter Preis; keine Marktprämie	Frei verhandelt (Spot-Index, Festpreis, Floor)	Nur vertraglich	Messung wie geförderte DV; Doppelvermarktungsverbot entfällt → Herkunftsnachweise verkäuflich	Post-EEG-Anlagen, PPA-Projekte, Phasen hoher Marktwerte
Anteilige Zuordnung (§ 21b Abs. 2 EEG) geltend	Prozentualer Anteil Marktprämie, Rest sonstige DV	Mischung	Für den Prämienanteil	Nur zwischen Marktprämie und sonstiger DV; Prozentsätze müssen nicht nachgewiesen werden	Teil-PPA mit Herkunftsnachweisen bei laufender Förderung
Direktleitung / Nachbarbelieferung (§ 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG) geltend	Abnehmer: Lieferpreis; für den Rest weiter Marktprämie möglich	Frei; Orientierung an Netzstrompreis des Abnehmers abzüglich seiner Ersparnis	Nur vertraglich	Räumlicher Zusammenhang, Lieferung ohne Nutzung des öffentlichen Netzes; jederzeit neben der Förderung zulässig	Wärmepumpe, Rechenzentrum, Gewerbegebiet, Elektrolyseur am Park
Marktwertdurchleitung Ü20 geltend	Netzbetreiber: Jahresmarktwert Solar − Vermarktungspauschale	2026: Pauschale 0,23 ct/kWh; Jahresmarktwert gedeckelt auf 10 ct/kWh	Nein	Ausgeförderte Anlagen bis 100 kW, Inbetriebnahme vor 2021; befristet bis Ende 2032	Kleine Altanlagen ohne eigenen Vermarkter
Zweiseitiger CfD (Marktprämie + Refinanzierungsbeitrag) Entwurf EEG 2027	Wie Marktprämie; zusätzlich zahlt der Betreiber bei Jahresmarktwert > anzulegender Wert	Symmetrisch um den anzulegenden Wert	Ja, Floor und Cap auf Flottenniveau	Ab 100 kW, auch in sonstiger DV; einmaliger Opt-out bis Ende des 10. Kalenderjahres	Alle Neuanlagen ab 2027 (Biomasse ausgenommen)

Unterschätzte Stellschraube: Die Direktleitung läuft neben der Förderung weiter. Für den ins Netz eingespeisten Rest bleibt die Marktprämie erhalten; nur der direkt gelieferte Anteil verlässt das Prämienregime. Bei Wärmepumpen-Direktleitungen lohnt daher der Vergleich: Lieferpreis an den Wärmeversorger gegen (eigener Markterlös + Marktprämie) je entgangener Netz-kWh – der Preiskorridor im Direktleitungs-Modul rechnet genau das.

Teil I · Stromvermarktung›Kapitel 5 von 8

5 · Messstellen, Steuerbarkeit und Daten: Die technische Eintrittskarte

Ohne viertelstündliche Messung keine Direktvermarktung, ohne Steuerbarkeit keine Marktprämie, ohne Registrierung keine Zahlung.

Anforderungen nach Anlagengröße geltend

Leistung	Messung	Steuerbarkeit	Vermarktung	Typische Praxis
unter 7 kW	Moderne Messeinrichtung genügt; intelligentes Messsystem (iMSys) optional	Neue PV-Anlagen ohne iMSys: Einspeisung auf 60 % der installierten Leistung begrenzt (§ 9 EEG; Ausnahmen für Kleinstanlagen im Gesetzestext prüfen)	Einspeisevergütung; keine Vergütung in negativen Viertelstunden (Neuanlagen)	Hausdach, Überschusseinspeisung mit Zweirichtungszähler
7 – 25 kW	Einbaupflicht iMSys (Messstellenbetriebsgesetz)	60-%-Begrenzung bis das iMSys samt Steuerungseinrichtung installiert und erfolgreich getestet ist	Einspeisevergütung oder freiwillige Direktvermarktung	Gewerbedach klein, Landwirtschaft
25 – 100 kW	iMSys; Direktvermarktung erfordert viertelstündliche Messung und Bilanzierung der gesamten Ist-Einspeisung (§ 21b Abs. 3)	Netzbetreiber muss Ist-Einspeisung abrufen und Leistung ferngesteuert reduzieren können (§ 9 EEG)	Wahlrecht: Einspeisevergütung oder Marktprämie	Dach-PV Gewerbe; Direktvermarktung lohnt meist ab 50 – 100 kW
ab 100 kW	Registrierende Leistungsmessung / iMSys mit 15-min-Werten, Lastgang an Netzbetreiber und Vermarkter	Fernsteuerbarkeit durch den Direktvermarkter als Prämienvoraussetzung (§ 20 EEG), spätestens bis Ende des auf die Inbetriebnahme folgenden Monats; Redispatch 2.0 mit Rollen Einsatzverantwortlicher und Betreiber der Technischen Ressource	Pflicht zur Direktvermarktung	Alle Windparks, Freiflächen-PV, große Dächer; Parkregler bzw. Steuerbox des Vermarkters

Fallstrick Fernsteuerbarkeit: Der Netzbetreiber testet die Steuerbarkeit; ohne bestandenen Test gibt es für den Monat keine Marktprämie, sondern nur den Markterlös. Bei Neuanlagen ist der Zeitplan für Zähler, Gateway und Steuerbox daher ein Vermarktungsthema, kein Nebenaspekt.

Messkonzepte

Volleinspeisung: ein Erzeugungszähler am Netzverknüpfungspunkt; einfachste Abrechnung.
Überschusseinspeisung: Zweirichtungszähler am Netzanschluss plus Erzeugungszähler; Eigenverbrauch wird rechnerisch ermittelt.
Direktleitung / Drittbelieferung: je Letztverbraucher ein eigener Zähler, Erzeugungszähler an der Anlage; die an Dritte gelieferten Mengen sind stromsteuer- und umlagerelevant (Stromsteuerbefreiung bis 2 MW im räumlichen Zusammenhang nach Stromsteuergesetz im Einzelfall prüfen).
Speicher im Mischbetrieb: Abgrenzungsmessung mit Zählern an Erzeugung, Speicher und Netz ().
Messkaskade: mehrere Anlagen hinter einem Anschluss; Netzbetreiber-Vorgaben (Technische Anschlussregeln) beachten.

Messstellenbetreiber wählen

Grundzuständig ist in der Regel der Verteilnetzbetreiber; seine Entgelte sind gesetzlich gedeckelt. Wettbewerbliche Messstellenbetreiber (z. B. inexogy oder Messdienstleister der Direktvermarkter) bieten schnellere Installation, Datenportale und oft eine Integration in die Vermarktungsplattform, zu frei vereinbarten Preisen.

Datenfluss: Die Messwerte gehen über die standardisierte Marktkommunikation an Netzbetreiber, Direktvermarkter (Bilanzkreisverantwortlicher) und bei Direktleitungen an den Lieferanten des Abnehmers. Identifikatoren in jedem Vertrag: Marktlokation (MaLo-ID) und Messlokation (MeLo-ID).

Register und Meldungen

Marktstammdatenregister: Registrierung jeder Anlage und jeder Einheit innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme; sonst entfällt die Zahlung bis zur Nachholung (§ 52 EEG). Änderungen (Leistung, Betreiberwechsel, Speicher) nachmelden.
Veräußerungsform: Zuordnung und Wechsel gegenüber dem Netzbetreiber, Frist siehe .
Jahresendabrechnung: Daten bis 28. Februar an den Netzbetreiber (§ 71 EEG).
Gemeindebeteiligung (§ 6 EEG): Vertrag mit der Gemeinde, Nachweis an den Netzbetreiber für die Erstattung.

Teil I · Stromvermarktung›Kapitel 6 von 8

6 · Speicher an der Anlage: Drei Optionen, ein Regimewechsel

Seit dem Solarspitzengesetz darf ein Speicher auch Netzstrom laden, ohne die Förderung zu verlieren – sobald die Bundesnetzagentur die Abgrenzung festgelegt hat.

Option	Was erlaubt ist	Förderung	Abrechnung	Status
Ausschließlichkeit (§ 19 Abs. 3a)	Speicher lädt nur Strom der eigenen EE-Anlage	Volle Marktprämie für eingespeicherte und später eingespeiste Mengen (Verluste gehen zulasten des Betreibers)	Wie bisher; Regime der Anlage bleibt	geltend
Abgrenzung (§ 19 Abs. 3b)	Mischbetrieb: Netzstrom laden (Arbitrage, Regelenergie) und EE-Strom speichern	Prämie nur für den EE-Anteil; monatliche Saldierung; Vorrangregel ordnet Netzbezug zuerst dem Netzanteil zu	Messtechnische oder bilanzielle Abgrenzung nach Festlegung; Anlage wechselt in das Jahresmarktwert-Regime – auch Altanlagen	erst mit MiSpeL-Festlegung
Pauschale (§ 19 Abs. 3c)	Mischbetrieb ohne Abgrenzungsmessung	Pauschal 500 kWh je kWp und Jahr gelten als förderfähig	Nur Solaranlagen bis 30 kWp; ebenfalls Jahresmarktwert	MiSpeL + EU-Beihilfevorbehalt

Zeitplan der Festlegung „MiSpeL“ (Mischbetrieb von Speichern und Letztverbrauchern)

25.2.2025 Solarspitzengesetz schafft die Optionen 3b und 3c, Anwendung aber erst nach Festlegung. geltend
5.8.2026 Arbeitsstand der Bundesnetzagentur (Az. 618-25-02) zur Konsultation. offen
1.10.2026 Geplantes Inkrafttreten; Übergangsfrist für bestehende Messkonzepte bis 30.9.2027. angekündigt

Wirtschaftliche Logik am Beispiel Fall S2 (1,5 MWp Dach, 1 MW / 2 MWh Speicher): Mittags bei negativen Preisen wird statt abgeregelt eingespeichert; abends bei 10 – 15 ct/kWh Spot ausgespeist. Der EE-Anteil behält die Prämie (AW − Jahresmarktwert Solar), der Markterlös liegt weit über dem Referenzwert – die Profilchance aus Kapitel 17 wird zum Geschäftsmodell. Voraussetzung: Abgrenzungsmessung, Vermarkter mit Speicherfahrplan, und bei Altanlagen die Abwägung, ob der Wechsel vom Monats- ins Jahresmarktwert-Regime den Gewinn nicht wieder auffrisst.

Teil I · Stromvermarktung›Kapitel 7 von 8

7 · Regelenergie und Flexibilität: Erlöse jenseits der Kilowattstunde

Wind und PV sind präqualifizierbar, liefern aber vor allem negative Regelleistung. Der Weg führt fast immer über den Pool des Direktvermarkters. Wie Regelenergie, Reserven und Importe in der Eingriffskaskade zusammenwirken, steht in .

Produkte und Beschaffung geltend

Produkt	Aktivierung	Eignung Wind/PV
Primärregelleistung (FCR)	vollständig in 30 s, symmetrisch	gering; Domäne der Batteriespeicher
Sekundärregelleistung (aFRR)	vollständig in 5 min	negativ gut (Abregelung), positiv nur mit vorgehaltener Reserve
Minutenreserve (mFRR)	vollständig in 12,5 min	negativ gut, positiv eingeschränkt

Beschaffung durch die vier Übertragungsnetzbetreiber über regelleistung.net: täglicher Leistungsmarkt in 4-Stunden-Blöcken (Leistungspreis, pay-as-bid) und Regelarbeitsmarkt (Arbeitspreis, Obergrenze 9.999,99 €/MWh).
Präqualifikation beim Anschluss-ÜNB über das PQ-Portal (pq-portal.energy): Nachweis von Regelbarkeit, Verfügbarkeitsprognose und Messung. Stand 1. Januar 2026: 150 MW Wind und 25 MW Solar präqualifiziert. Marktdaten
Viertelstündliche aFRR-Produkte sind für Herbst 2026 angekündigt. angekündigt

Praxis und Abrechnung

Pooling: Der Direktvermarkter oder Aggregator bündelt viele Anlagen zu einer präqualifizierten Einheit und reicht Gebote ein; der Betreiber erhält eine Erlösbeteiligung laut Vermarktungsvertrag. Beispiele: Gewi/Getec, Entelios (Solarpark Schkölen), Next Kraftwerke, Energy2market; erster Onshore-Windpark in der Regelleistung: MVV, seit Juli 2025.
Wechselwirkung mit der Marktprämie: Die Prämie wird nur für eingespeiste Mengen gezahlt. Wird negative Regelleistung abgerufen, entfällt sie für die abgeregelte Menge – der Arbeitspreis muss Prämie plus Markterlös ersetzen. Positive Regelleistung erfordert Vorhaltung, also bewusste Minder-Einspeisung mit Opportunitätskosten.
Abrechnung: Leistungspreis für die vorgehaltenen Blöcke, Arbeitspreis je abgerufener Menge; Nachweis über hochauflösende Messwerte (Sekundenbereich bei FCR). Der Betreiber sieht in der Regel eine zusätzliche Zeile in der Gutschrift des Vermarkters.
Weitere Flexerlöse: Intraday-Optimierung des Fahrplans, vertraglich vereinbarte Abregelung für den Netzbetreiber (Spitzenkappung), künftig marktgestützte Momentanreserve. Für Batteriespeicher am Park kommen FCR und Arbitrage hinzu.

Einordnung: Für einen 16,8-MW-Windpark sind Regelenergieerlöse heute ein Zusatz im unteren einstelligen Prozentbereich der Gesamterlöse; sie werden relevant, wenn die Marktprämie gegen null geht und negative Preise zunehmen – dann wird bezahlte Abregelung zur Alternative zur unbezahlten.

Teil I · Stromvermarktung›Kapitel 8 von 8

8 · Fristen und Checkliste für Betreiber

Die teuersten Fehler in der Vermarktung sind Formfehler: verpasste Meldung, fehlende Registrierung, nicht getestete Fernsteuerbarkeit.

Lebenszyklus einer Anlage über 100 kW geltend

Vor Inbetriebnahme: Direktvermarktungsvertrag und Messkonzept mit Messstellenbetreiber und Netzbetreiber abstimmen (Fernsteuerbarkeit, Zähler, Gateway, Steuerbox, Redispatch-Stammdaten).Vermarkter brauchen Vorlauf für Bilanzkreiszuordnung und Anbindung; Realisierungsfristen nach Zuschlag beachten.
Zuordnung der Veräußerungsform melden (§ 21c EEG): vor Beginn des Vormonats.Beispiel: Einspeisung in der Marktprämie ab 1. Mai → Meldung bis spätestens 31. März. Versäumnis: Sanktion nach § 52 EEG (10 € je kW installierter Leistung).
Marktstammdatenregister: innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme registrieren.Ohne Registrierung entfällt der Zahlungsanspruch bis zur Nachholung.
Fernsteuerbarkeit: spätestens bis zum Ende des auf die Inbetriebnahme folgenden Kalendermonats nachweisen.Sonst für die betroffenen Monate keine Marktprämie.
Monatlich: Gutschriften des Vermarkters und des Netzbetreibers gegen die Messwerte prüfen.Mengenabgleich, Abregelungen (Redispatch-Entschädigung), Anteil negativer Viertelstunden, Entgelt laut Vertrag.
Jährlich bis 28. Februar: Daten für die Endabrechnung des Vorjahres an den Netzbetreiber (§ 71 EEG).Eigenverbrauch, Speichermengen, Gemeindebeteiligung; danach Endabrechnung mit dem Jahresmarktwert.
Bei Störfällen: Ausfallvergütung bis zum fünftletzten Werktag des Vormonats anmelden.80 % des anzulegenden Werts; höchstens drei Monate in Folge und sechs je Kalenderjahr, sonst Rückfall auf den Marktwert für den ganzen Monat.
Wind nach 5, 10 und 15 Jahren: Standortgüte-Nachweis (§ 36h EEG), Korrektur des anzulegenden Werts.Ab 2027 zusätzlich: Opt-out-Entscheidung bis Ende des zehnten Kalenderjahres. Entwurf
Jahr 21: Ende der Förderung → sonstige Direktvermarktung, PPA oder Repowering.Bis 100 kW: Marktwertdurchleitung durch den Netzbetreiber bis Ende 2032.

Checkliste Vermarktungsvertrag

Preismodell: Marktwertmodell, Spotmodell oder Hybrid; Entgelt fest oder variabel; Beteiligung an Intraday- und Regelenergieerlösen.
Negative Preise: Wer entscheidet über Abregelung, nach welcher Schwelle, wie werden abgeregelte Mengen dokumentiert?
Ausgleichsenergie und Prognosefehler: Übernahme durch den Vermarkter oder Durchreichung?
Redispatch 2.0: Rolle Einsatzverantwortlicher, Abrechnungsverfahren (Spitz oder Pauschal), Weitergabe der Entschädigung.
Datenzugang: Viertelstundenwerte, Portale, Schnittstellen zum Messstellenbetreiber.
Speicher- und Direktleitungsfähigkeit: Abgrenzungsmessung, Fahrplanfähigkeit, anteilige Zuordnung nach § 21b Abs. 2.
Laufzeit und Kündigung: Wechsel nur zum Monatsersten; Übergabefristen so legen, dass keine Ausfallvergütung nötig wird.
Ab 2027: Behandlung des Refinanzierungsbeitrags im Vertrag, Opt-out-Klauseln, Anpassung bei Gesetzesänderung. Entwurf

Größter offener Punkt für die Planung 2026/27: Der Entwurf des EEG 2027 kann sich im parlamentarischen Verfahren noch ändern; Projekte mit Inbetriebnahme um den Jahreswechsel sollten beide Regime durchrechnen. Für Speicher-Mischbetrieb gilt: erst die MiSpeL-Festlegung (geplant 1.10.2026) schafft Rechtssicherheit, für neue Kundenanlagen erst die angekündigte EnWG-Definition.

Teil II · Import und Export›Kapitel 1 von 8

Energieimporte: der Rahmen, in dem der Stromhandel spielt

Die Debatte um Stromimporte führt schnell in die Irre, wenn der Maßstab fehlt: Deutschland importiert seit Jahrzehnten den Großteil seiner Energie – nur eben als Kohle, Öl und Gas statt als Strom. Dieses Kapitel ordnet die Größenverhältnisse, zeigt die Rechnung der Energiekrise und rechnet mit einer Kurzstudie nach, was der Wind- und Solarbestand in genau dieser Krise wert war.

Zwei Drittel der Energie kommen von außen – beim Strom sind es fünf Prozent Marktdaten

Die Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen beziffert die Importquote am deutschen Energiebedarf für das Krisenjahr 2022 auf 69 Prozent; für 2024 liegt sie weiter bei rund zwei Dritteln. Die Abhängigkeit ist dabei extrem ungleich verteilt:

Die Pointe für jede Importdebatte: Der Energieträger mit der geringsten Importabhängigkeit ist ausgerechnet der Strom – und jede Kilowattstunde aus Wind, Sonne, Wasser und Braunkohle ist per Definition heimisch. Wer Stromimporte von einigen Prozent problematisiert, während 95 bis 100 Prozent der fossilen Brennstoffe eingeführt werden, hat den Maßstab verloren. Ein wachsender Strom- und EE-Anteil am Endenergieverbrauch senkt die Importquote des Gesamtsystems – selbst dann, wenn der Stromaußenhandel selbst schwankt.

Abgrenzung zum Rest der Seite: Die Kapitel zu Import und Export behandeln den kommerziellen Stromaustausch – ein Optimierungsergebnis der Marktkopplung, keine Mengenabhängigkeit. Die hier gezeigte Importquote misst dagegen die physische Herkunft der Primärenergie. Beide Größen werden in der Debatte regelmäßig verwechselt.

Die Rechnung: was die fossilen Importe kosten Marktdaten

Die Außenhandelsstatistik macht die Energiekrise als Rechnung sichtbar. Allein für Rohöl und Erdgas verdoppelte sich der Einfuhrwert 2022 nahezu – nicht weil mehr eingekauft wurde, sondern weil dieselben Mengen nach dem russischen Lieferstopp zu Krisenpreisen ersetzt werden mussten:

Alle Energieimporte 2022

≈ 131 Mrd. €

Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen – fast eine Verdopplung gegenüber 2021. Die Außenhandelsstatistik weist für fossile Träger insgesamt rund 146 Mrd. € brutto aus; netto (nach Abzug der Re-Exporte) etwa 137 Mrd. €. Die Spannen zeigen: Die Größenordnung ist robust, die exakte Zahl hängt an der Abgrenzung.

Herkunftswandel seit 2021

35 % → 0,1 %

Russlands Anteil am Wert der fossilen Einfuhren (2021 gegen 2024). Wichtigste Lieferländer 2024: Norwegen 30 %, USA 19 %, Niederlande 17 %. Die Abhängigkeit wurde umgelenkt – nicht beseitigt.

Der Versicherungseffekt: 2022 ohne Wind und Solar Kurzstudie kontrafaktisch

Was war der bestehende Wind- und Solarpark in genau dieser Krise wert? Die Consentec-Kurzstudie rechnet es kontrafaktisch nach: Das europäische Strommarktmodell OptEK löst das Jahr 2022 mehrfach – mit identischen Brennstoff- und CO₂-Preisen, identischer Nachfrage, aber auf 50 Prozent (EE50) beziehungsweise null (EE0) reduzierter Wind- und Solarleistung in Deutschland (2022 real: 121 GW, 181 TWh). Gemessen werden die Lastdeckungskosten: stündlicher Gebotszonenpreis mal stündlicher Nachfrage – also das, was die Stromnachfrage zu Marktpreisen kostet:

Zusatzkosten Deutschland (EE0)

+43 Mrd. €

126 statt 83 Mrd. € Lastdeckungskosten, +52 Prozent. Europaweit +105 Mrd. € (+19 Prozent) – die Größenordnung, die das Whitepaper der Studie als „rund 100 Milliarden Euro teurerer Stromeinkauf“ zusammenfasst.

Der Merit-Order-Hebel dahinter

≈ 42 Mrd. € Preiswirkung

Im stündlichen Mittel +4,8 Mio. € (EE0). Die eigentlichen Mehr-Erzeugungskosten sind deutlich kleiner – der Großteil ist Preiswirkung auf alle gehandelten Mengen: Genau der Mechanismus aus Kapitel 11, nur mit umgekehrtem Vorzeichen und auf ein ganzes Jahr summiert.

Warum „Versicherung“ das richtige Bild ist: Der Einspareffekt ist keine Konstante, sondern wächst genau dann, wenn es teuer wird. Der Verlauf der Mehrkosten folgt dem Gaspreis; in einzelnen Stunden der Krisengänge lag die Kostenwirkung von EE0 über 20 Mio. € je Stunde. Dieselbe Rechnung hätte 2020 einen Bruchteil ergeben – und wird mit steigenden CO₂-Preisen auch ohne Krise wieder wachsen. Wind und Solar wirken wie eine Police gegen fossile Preisspitzen: Die Prämie ist die Förderung in normalen Jahren, die Auszahlung kommt in der Krise. 2022 kam sie.

Der Kernenergie-Vergleichswert: Die Studie rechnet dieselbe Mindererzeugung von 33 TWh einmal als EE-Rückbau (EE80) und einmal als früheren Kernausstieg (AKW0). Ergebnis: identische Kostenwirkung – je +7 Mrd. € (+8 Prozent) in Deutschland, +16 Mrd. € (+3 Prozent) im Gesamtsystem; CO₂ +4 gegen +3 Prozent. Fossilfreier Strom hat denselben Ersatzwert, ob wetterabhängig oder steuerbar – ein unbequemer Befund für beide Lager der Debatte.

Perspektive 2030 und 2045: Auf Basis des Szenarios T45-Strom der BMWK-Langfristszenarien beziffert die Studie die Zusatzkosten eines verringerten EE-Zubaus auf mindestens 41 bis 57 Mrd. € (2030) beziehungsweise 65 bis 137 Mrd. € (2045) – dann wäre importierter grüner Wasserstoff (angesetzt mit 100 bzw. 80 €/MWh Brennstoffkosten, CO₂ mit 150 bzw. 300 €/t) die Ersatztechnologie. Der Versicherungseffekt verschwindet also nicht mit der Krise; er wechselt nur den Brennstoff.

Quelle: Consentec, Kurzstudie „Einspareffekt durch Wind- und Solarstrom im Stromsystem 2022 und Perspektive 2030/2045“, Abschlussdokumentation vom 01.12.2023 und Zusatzdokumentation Lastdeckungskosten vom 09.04.2024; zusammenfassendes Whitepaper „Der Wert von Wind- und Solarstrom in Deutschland – eine Erklärhilfe zum Strommarkt“.

Methodik und Grenzen der Kurzstudie

Modell und Datenbasis: OptEK ist die stundenscharfe Kraftwerkseinsatz- und Marktsimulation, die Consentec auch in den BMWK-Langfristszenarien (gemeinsam mit Fraunhofer ISI, ifeu und TU Berlin) einsetzt. Grundlage ist ein für 2020 im Backtesting validierter europäischer Datensatz (EU plus Großbritannien, Norwegen, Schweiz; Nachfrage 2.846 TWh, davon Deutschland 483 TWh), fortgeschrieben auf 2022: Kraftwerkspark, Netzkapazitäten nach TYNDP sowie stündliche historische Brennstoff- und Zertifikatspreise 2022; Braunkohle und Kernenergie mit konstanten Brennstoffkosten von 3,10 bzw. 5,50 €/MWh_th. Die Wetter- und Lastprofile stammen aus 2020 und werden auf die Jahresmengen 2022 skaliert.

Was die Zahl misst – und was nicht: Lastdeckungskosten sind Preis mal Nachfrage, keine Systemkosten: Sie enthalten die Knappheitsrenten der Bestandserzeuger. Verglichen werden nur variable Größen; ersparte EE-Förder- und Investitionskosten stehen ebenso außerhalb der Rechnung wie nicht getätigte Kraftwerksinvestitionen. Der Vergleich ist ceteris paribus (ein real nie mit EE geplanter Kraftwerkspark sähe anders aus), unterstellt unelastische Nachfrage und trifft ausdrücklich keine Aussage zur Versorgungssicherheit. Die Brennstoffpreise sind exogen: Dass 181 TWh fossile Mehrverbrennung die Gas- und Kohlepreise 2022 weiter getrieben hätten – mitten in der Gasmangellage –, ist nicht eingerechnet; die Autoren halten den Effekt deshalb eher für unter- als überschätzt. Ergänzend dokumentiert die Zusatzdokumentation vom 09.04.2024 die Preisbildung im Zwei-Zonen-Modell – methodisch dieselbe Herleitung, die diese Seite in den Kapiteln 2, 3 und im Regler-Labor verwendet.

Einordnung im Umfeld: Die Größenordnung deckt sich mit der IEA-Analyse „How much money are European consumers saving thanks to renewables?“ (Juni 2023): Ohne den europäischen Wind- und PV-Zubau der Jahre 2021–2023 wären die Großhandelspreise 2021/22/23 um 3, 8 und 15 Prozent höher ausgefallen – rund 100 Mrd. € Mehrkosten für die EU; die EU-Kommission zitiert diese Rechnung in der Begründung zur Verlängerung der Energie-Notfallverordnungen.

Verbindung zu den Stromkapiteln: Der Mechanismus hinter den 43 Milliarden ist derselbe Merit-Order-Effekt, den das Regler-Labor in Kapitel 14 vorrechnet – nur mit umgekehrtem Vorzeichen: Das Entfernen von 181 TWh Einspeisung erhöht die Residuallast jeder Stunde und schiebt den Schnittpunkt in den steilen Teil der Angebotskurve; der höhere Preis wirkt dann auf die gesamte Nachfrage, nicht nur auf die Ersatzmenge. Und die Ersatzbeschaffung selbst – 71 TWh fossile Mehrproduktion in Deutschland plus 111 TWh Graustrom-Importe – hätte die Importrechnung aus der Karte darüber weiter erhöht.

Teil II · Import und Export›Kapitel 2 von 8

Marktkopplung und Einheitspreis

Eine Gebotszone ist ein Gebiet, in dem der Strompreis einer Handelsperiode einheitlich ist, weil das Netz innerhalb der Zone als unbeschränkt angenommen wird. Zwischen Zonen ist die Übertragungskapazität begrenzt – und wird deshalb gemeinsam mit dem Strom versteigert. Handelsplätze, Day-Ahead-Auktion und Merit-Order sind in Teil I erklärt: und .

Einheitspreisverfahren: ein Preis für die ganze Stunde geltend

Am Day-Ahead-Markt (Vortagshandel) gilt das Einheitspreisverfahren (uniform pricing, auch Grenzpreisverfahren): Alle bezuschlagten Gebote einer Viertelstunde werden zum Preis des letzten noch benötigten Gebots abgerechnet – nicht zu ihrem eigenen Gebotspreis. Ein Windpark, der zu null Euro bietet, und ein Gaskraftwerk, das zu 130 Euro je Megawattstunde bietet, erhalten denselben Preis, wenn beide zum Zug kommen.

Die praktische Folge ist der Hebel, um den es auf dieser Seite geht: Eine kleine Mengenänderung am Rand verändert den Preis für die gesamte gehandelte Menge. Genau deshalb wirkt ein Import von zwei Gigawatt nicht nur auf zwei Gigawatt, sondern auf die gesamte Nachfrage der Stunde.

Warum nicht jeder seinen Gebotspreis bekommt: Beim alternativen Verfahren (pay-as-bid) müssten alle Anbieter raten, wo der Preis landet, und entsprechend hoch bieten. Das Ergebnis wäre kein niedrigerer Durchschnittspreis, sondern schlechtere Einsatzreihenfolge und teurere Prognosen. Das Einheitspreisverfahren ist der Grund dafür, dass jedes Kraftwerk seine tatsächlichen Grenzkosten bieten kann, ohne sich zu schaden.

Implizite Auktion: Strom und Leitung in einem Geschäft geltend

An fast allen deutschen Grenzen wird die Grenzkuppelkapazität nicht getrennt verkauft, sondern implizit zugeteilt: Ein europäischer Algorithmus – im Vortagshandel EUPHEMIA im Rahmen des Single Day-Ahead Coupling (SDAC) – nimmt die Gebote aller gekoppelten Zonen und die von den Übertragungsnetzbetreibern gemeldeten Kapazitätsgrenzen entgegen und bestimmt Preise und Flüsse gleichzeitig. Ziel der Optimierung ist die maximale Wohlfahrt: Der Strom fließt automatisch von der billigen in die teure Zone, bis entweder die Preise gleich sind oder die Leitung voll ist.

In der Kapazitätsberechnungsregion Core (unter anderem Deutschland, Frankreich, Belgien, Niederlande, Österreich, Polen, Tschechien) geschieht das lastflussbasiert: Nicht eine Leitung je Grenze wird begrenzt, sondern die kritischen Netzelemente werden gemeinsam betrachtet. An den Grenzen zu Dänemark, Schweden und Norwegen (Region Hansa) wird mit koordinierten Übertragungskapazitäten gerechnet. Zusätzlich gibt es explizite Monats- und Jahresauktionen für langfristige Übertragungsrechte.

Angebotskurve (Merit-Order)Nachfrage (kurzfristig kaum preisabhängig)gekoppelter Preis

So liest sich das Bild: Der Import tritt als zusätzlicher Block am linken Ende der Merit-Order ein – aus Sicht der deutschen Preisbildung ist er billigstes Angebot, egal was er im Herkunftsland kostet. Er schiebt die gesamte Kurve um seine Menge nach rechts, das teuerste noch laufende Kraftwerk fällt aus der Abrechnung, und der Schnittpunkt mit der Nachfrage rückt eine Stufe tiefer. Der neue Preis ist ein echter Gleichgewichtspunkt auf der deutschen Angebotskurve – kein Mittelwert der beiden Zonenpreise. Wie groß der Preisschritt ausfällt, hängt allein davon ab, wie breit die Stufe ist, auf der die Nachfrage gerade steht. Die Stufenhöhen sind Richtwerte einschließlich CO₂-Kosten (EU-ETS 60–80 €/t, gerechnet mit 70; Emissionsfaktoren nach UBA: Braunkohle 0,40, Steinkohle 0,34, Erdgas 0,20 t CO₂ je MWh Brennstoff): Der Zertifikatspreis hebt jede Stufe mit ihrem eigenen Faktor – Braunkohle landet dadurch trotz Brennstoffkosten von nur 4 bis 7 €/MWh bei rund 8 ct/kWh, zwischen Gas-und-Dampf-Anlagen und älteren Steinkohleblöcken. Ob GuD vor oder hinter der Kohle steht, kippt mit Gas- und CO₂-Preis (Fuel Switch); die gezeigte Reihenfolge gilt für die genannten Richtwerte.

Vier Referenzstunden, einmal durchgerechnet Modell

Dieselbe Mechanik, vier Marktlagen: 2 GWh Handel an der Kuppelstelle, deutscher Marktumsatz 60 GWh in der Stunde. Die Pfeile zeigen die Preisbewegung durch die Kopplung, das violette Band den verbleibenden Spread – sein Produkt mit der Handelsmenge ist der Engpasserlös:

Fall C ist der meistdiskutierte: Deutschland exportiert bei −5,0 ct, der Export hebt den Preis auf −3,5 ct. Für die Käufer schrumpft die rechnerische Entlastung gegenüber der Nulllinie von 3,0 auf 2,1 Mio. € – zugleich sinken die Zuzahlungen der einspeisenden Erzeuger um denselben Hebel, und 77 Tsd. € je Stunde fließen als Engpasserlös an die deutsche Seite. Wer nur die Käuferseite betrachtet, sieht einen Verlust; die Gesamtrechnung zeigt eine Verschiebung.

Fall D räumt mit einer Intuition auf: Sind beide Zonen negativ, fließt der Strom trotzdem dem Preisgefälle nach – von stärker negativ (−8,0) zu schwächer negativ (−3,0). Der Preis der Zielzone sinkt dadurch weiter auf −4,5 ct; das ist kein Sonderfall, sondern die normale Importwirkung, nur mit anderem Vorzeichen. Und der Engpasserlös bleibt positiv: 1,5 ct Spread × 2 GWh = 30 Tsd. €/h – die Netzbetreiber verdienen am Auseinanderlaufen der Preise, nicht an deren Vorzeichen.

Alle Zahlen der vier Stunden als Tabelle

Fall	DE vorher	DE nachher	Ausland vorher	Ausland nachher	Spread	Engpasserlös	davon DE
A · Import	10,0	9,5	3,0	3,2	6,3 ct	126 Tsd. €/h	63 Tsd. €/h
B · Export	10,0	10,5	14,0	13,5	3,0 ct	60 Tsd. €/h	30 Tsd. €/h
C · Export, DE negativ	−5,0	−3,5	5,0	4,2	7,7 ct	154 Tsd. €/h	77 Tsd. €/h
D · beidseitig negativ	−8,0	−6,0	−3,0	−4,5	1,5 ct	30 Tsd. €/h	15 Tsd. €/h

Alle Preisbewegungen sind gesetzte Modellwerte in ct/kWh zur Illustration der Richtungen und Größenordnungen; die impliziten Kurvensteigungen (Deutschland 0,25 bis 1,0 ct je GWh, Ausland 0,1 bis 0,75) liegen im plausiblen Bereich. Umrechnung: 1 ct/kWh × 1 GWh = 10.000 €. In Fall A beträgt die rechnerische Käuferentlastung 0,5 ct × 60 GWh = 300 Tsd. €/h – sie ist aber überwiegend Umverteilung von den inländischen Erzeugern, deren Erlös auf derselben Menge sinkt; der volkswirtschaftliche Saldo ist deutlich kleiner. Die saubere Trennung von Verteilung und Effizienz rechnet das Regler-Labor in Kapitel 14 vor. In Fall C entfällt für Neuanlagen mit Anspruchsverlust nach § 51 EEG die Marktprämie in jeder negativen Viertelstunde – die vier Förderregime dazu stehen in Kapitel 20.

Warum das wie ein Schutzmechanismus wirkt, ohne einer zu sein: Negative Preise bestrafen Einspeisung, belohnen Abnahme, ziehen über die Kopplung automatisch Exporte in Richtung der weniger negativen Zone und kürzen über § 51 EEG die Förderung – jede dieser Wirkungen ist bloße Konsequenz des Einheitspreisverfahrens, nicht Ergebnis eines dafür gebauten Instruments. Der Markt räumt das Überangebot, ohne dass jemand eingreift; genau deshalb sieht die Kette im Rückblick wie Absicht aus.

Zwei Zonen, drei mögliche Ergebnisse

Nach der Kopplung gibt es genau drei Zustände. Welcher eintritt, entscheidet darüber, ob an der Grenze überhaupt Geld anfällt.

Fall A

Volle Preiskonvergenz

Die Kapazität reicht aus, um die Preise anzugleichen. Beide Zonen haben denselben Preis. Engpasserlös: null. Der gesamte Handelsgewinn landet bei Erzeugern und Verbrauchern beider Seiten. Das ist der Normalfall an gut ausgebauten Grenzen – und das eigentliche Ziel des Netzausbaus.

Fall B

Leitung voll, Preise bleiben verschieden

Die Kapazität ist erschöpft, bevor die Preise sich treffen. Es bleibt eine Preisdifferenz. Der Exporteur erhält den niedrigeren Preis seiner Zone, der Importeur zahlt den höheren seiner Zone. Die Differenz × Menge fällt als Engpasserlös bei den Netzbetreibern an.

Fall C

Kein Handelsanreiz

Die Preise sind ohnehin gleich oder die Richtung würde die Differenz vergrößern. Es fließt nichts (kommerziell). Physikalisch können trotzdem Flüsse auftreten – Ringflüsse durch Nachbarnetze folgen der Physik, nicht dem Handel.

Handelsfluss und physikalischer Fluss sind zwei Ebenen. Der Handel ist ein Vertrag über Bilanzkreise; der Strom nimmt den Weg des geringsten Widerstands. Ein kommerzieller Export nach Österreich kann physikalisch teilweise über Polen und Tschechien fließen. Alle Zahlen zu Import und Export in dieser Seite beziehen sich, sofern nicht anders gekennzeichnet, auf den kommerziellen Außenhandel – die Bundesnetzagentur und Fraunhofer ISE veröffentlichen beide Sichten, sie unterscheiden sich spürbar.

Teil II · Import und Export›Kapitel 3 von 8

Der Importfall: Verdrängung, Preissenkung, Umverteilung

Ein Import ersetzt in der Merit-Order das teuerste inländische Kraftwerk, das sonst gelaufen wäre. Das senkt den Preis für alle. Der Verbrauchereffekt ist groß und der Effizienzgewinn klein – beides gleichzeitig, und beides richtig.

Der Mechanismus in vier Schritten

Deutschland hätte in dieser Stunde ohne Handel einen bestimmten Preis – er entspricht den Grenzkosten des letzten benötigten Kraftwerks, häufig einem Gaskraftwerk.Die Nachfrage ist kurzfristig fast unabhängig vom Preis; die Angebotskurve steigt zum oberen Ende steil an.
Im Nachbarland ist der Preis niedriger, weil dort in dieser Stunde billigere Erzeugung verfügbar ist – Wasserkraft, Wind, Kernenergie oder schlicht ein anderes Lastprofil.2025 kamen die größten Mengen aus Dänemark (19,4 TWh), Frankreich (13,7 TWh) und den Niederlanden (13,1 TWh, +48,1 % gegenüber 2024).
Der Kopplungsalgorithmus lässt Strom fließen, bis die Preise sich treffen oder die Leitung voll ist. In Deutschland sinkt die benötigte Eigenerzeugung, das teuerste Kraftwerk fällt aus der Reihenfolge.Damit sinkt der Preis, weil nun ein günstigeres Gebot preissetzend ist.
Der neue, niedrigere Preis gilt für jede Kilowattstunde der Stunde – auch für die im Inland erzeugten.Genau hier entsteht der große Verbrauchereffekt: Menge des Preiseffekts = gesamte Last, nicht Importmenge.

Rechenbeispiel: der Hebel des Einheitspreises Modell

Eine Stunde, vereinfachte Zahlen zur Veranschaulichung der Größenordnungen – keine Statistik:

Größe	ohne Import	mit 2 GW Import	Differenz
Last Deutschland	60 GW	60 GW	—
Inländische Erzeugung	60 GW	58 GW	−2 GW
Preissetzendes Kraftwerk	Gasturbine	GuD	—
Preis	130 €/MWh	118 €/MWh	−12 €/MWh
Ausgaben der Verbraucher	7,80 Mio. €	7,08 Mio. €	−720.000 €
Einnahmen inländischer Erzeuger	7,80 Mio. €	6,84 Mio. €	−960.000 €
Zahlung an den Importeur	0	236.000 €	+236.000 €
Eingesparte Erzeugungskosten (real)	—	—	rund 50.000 €

Annahmen: Angebotskurve mit 6 €/MWh je GW im oberen Bereich; Erzeugungskosten der verdrängten 2 GW im Mittel 124 €/MWh; Preis in der Nachbarzone nach Kopplung 118 €/MWh, keine Restdifferenz. Die konkreten Zahlen sind frei gewählt; sie zeigen das Verhältnis, nicht einen realen Marktzustand.

Die Zahl, auf die es ankommt: 720.000 Euro Verbraucherentlastung stehen rund 50.000 Euro echter Ressourcenersparnis gegenüber – ein Verhältnis von etwa 14 zu 1. Der Rest ist Umverteilung von inländischen Erzeugern zu inländischen Verbrauchern. Wer die Verbraucherentlastung als „volkswirtschaftlichen Nutzen des Handels“ ausgibt, übertreibt um den Faktor zehn und mehr. Wer umgekehrt nur den Effizienzgewinn nennt, verschweigt, dass die Entlastung für Haushalte und Industrie trotzdem real ankommt.

Was Importe über die Versorgungssicherheit aussagen – und was nicht

Belastbar

Importiert wird, wenn die ausländische Erzeugung in dieser Stunde günstiger ist. Die Bundesnetzagentur formuliert es unmissverständlich: Strom werde in aller Regel dann importiert, wenn die inländische Produktion teurer wäre; Angebot und Nachfrage bildeten ein gesamteuropäisches Zusammenspiel.
Der Saldo ist volatil und dreht schnell: 2024 Nettoimport 28,3 TWh (Bruttowerte je nach Abgrenzung abweichend), 2025 noch 21,9 TWh, im ersten Quartal 2026 bereits wieder Nettoexport von 2,6 TWh – das erste Exportquartal seit dem vierten Quartal 2023.
Der Lieferantenwechsel zeigt, dass es um Preis geht, nicht um Struktur: 2024 lieferte Frankreich die größte Menge, 2025 Dänemark mit 19,4 TWh vor Frankreich mit 13,7 TWh. Größter Abnehmer war 2025 Österreich mit 13,5 TWh (+41,8 %), am stärksten stiegen die Exporte in die Schweiz (+81,5 % auf 5,6 TWh).

Nicht belastbar

„Deutschland kann sich nicht selbst versorgen.“ Ein Handelssaldo ist kein Kapazitätsnachweis. Die Frage der Versorgungssicherheit entscheidet sich in den knappen Stunden, nicht im Jahresmittel.
„Wir importieren Atomstrom.“ Eine energieträgerscharfe Zuordnung importierter Mengen ist eine Rechenkonvention: Einmal eingespeister Strom lässt sich keinem Erzeuger mehr zuordnen. Die SMARD-Aufschlüsselung ist eine Näherung über den Erzeugungsmix des Lieferlandes – und wird für die Schweiz mangels Übermittlung gar nicht ausgewiesen.
„Importe machen abhängig.“ Der Kopplungsmechanismus wirkt in beide Richtungen; die Kapazität, die Importe ermöglicht, ermöglicht auch Exporte.

Bezugsjahr beachten: Angaben zu Import und Export unterscheiden sich je nach Quelle systematisch. Die Bundesnetzagentur weist den kommerziellen Außenhandel aus (2025: 76,2 TWh Import, 54,3 TWh Export), Fraunhofer ISE nennt in der Jahresauswertung dieselben kommerziellen Werte, das Statistische Bundesamt dagegen physische Grenzmengen. Saldenangaben nach Partnerland sind wiederum häufig physikalisch. Wer Werte vergleicht, muss zuerst die Abgrenzung prüfen.

Teil II · Import und Export›Kapitel 4 von 8

Der Exportfall: wer den Preis zahlt, wer ihn bekommt

Beim Export wird die Sache spiegelbildlich – mit einer Besonderheit, die in der Diskussion fast immer untergeht: Der deutsche Erzeuger verkauft zum deutschen Preis. Der höhere Preis im Zielland kommt nicht bei ihm an. Die Differenz landet an der Grenzkuppelstelle.

Wer bekommt was – die Zahlungsströme einer Exportstunde

Der entscheidende Punkt: „Wir verkaufen teuer ins Ausland“ stimmt nur, wenn man den Blick auf die Volkswirtschaft weitet. Der einzelne Erzeuger erhält exakt denselben Preis wie für eine im Inland verbrauchte Kilowattstunde. Der Aufschlag, den der ausländische Käufer zahlt, ist kein Erzeugererlös, sondern eine Knappheitsrente der Leitung – und die gehört regulatorisch den Netzbetreibern beider Seiten, mit strenger Zweckbindung.

Der Preiseffekt im Inland: real, aber klein

Ein Export erhöht die im Inland nachgefragte Menge und schiebt damit den Schnittpunkt auf der Angebotskurve nach rechts – der Preis steigt. Wie stark, hängt allein von der Steigung der Merit-Order in diesem Bereich ab:

Marktlage	Steigung im relevanten Bereich	Preiseffekt von 2 GW Export
Viel Wind und Sonne, flacher Kurvenbereich	Erneuerbare, Laufwasser und Must-run nebeneinander, kaum Kostensprünge	unter 2 €/MWh
Mittlere Residuallast, Steinkohle bis GuD	moderate Sprünge zwischen Technologien	rund 4–8 €/MWh
Hohe Residuallast, Spitzenlastbereich	Gasturbinen und Reservekraftwerke, sehr steil	15 €/MWh und mehr

Größenordnungen als Modellrechnung, keine gemessenen Elastizitäten. In der Praxis exportiert Deutschland überwiegend in Stunden mit niedriger Residuallast, also im flachen Kurvenbereich – genau deshalb ist der inländische Preiseffekt des Exports typischerweise gering, während Importe in Knappheitsstunden anfallen und dort stark wirken.

Diese Asymmetrie ist der Kern der Sache. Exportiert wird, wenn Deutschland billig ist – im flachen Teil der Kurve, wo eine zusätzliche Menge den Preis kaum bewegt. Importiert wird, wenn Deutschland teuer ist – im steilen Teil, wo eine kleine Menge viel bewegt. Die Verbraucherwirkung des Handels ist deshalb systematisch asymmetrisch zugunsten der Verbraucher: große Entlastung in teuren Stunden, geringe Belastung in billigen.

Die Asymmetrie hinter dem kleinen Effekt: Exportstunden liegen typischerweise im flachen Teil der Merit-Order – viel Wind und Solar, geringe Residuallast, dort verschieben fünf Gigawatt Handel den Preis nur um wenige Euro. Importstunden liegen im steilen Teil: hohe Residuallast, Gasturbinen am Rand, dieselben fünf Gigawatt bewegen ein Vielfaches. Deshalb ist die Verbraucherentlastung durch Importe pro Handelsstunde strukturell größer als die Verbraucherbelastung durch Exporte – selbst bei ausgeglichenem Handelssaldo. Die konkreten Zahlenwerte im Diagramm sind Modellwerte mit den Parametern des Regler-Labors (Kapitel 14); dort lässt sich derselbe Effekt mit eigenen Annahmen nachstellen.

Was Deutschland exportiert Marktdaten

Die energieträgerscharfe Zuordnung der Exporte ist eine Rechenkonvention über den Erzeugungsmix der jeweiligen Stunde – mit dieser Einschränkung: Im ersten Quartal 2026 stammten 57,1 % der Exportmengen aus erneuerbaren Energien (erstes Quartal 2025: 54,7 %), größter Einzelträger war Windenergie an Land. Bei den Importen lag der Erneuerbaren-Anteil bei 50,2 %, größter Einzelträger war Kernenergie.

Der Grund ist unmittelbar einleuchtend: Exportiert wird in Stunden, in denen Deutschland günstig ist – und günstig ist Deutschland, wenn viel Wind und Sonne einspeisen. Der Export ist damit strukturell ein Erneuerbaren-Export, der Import strukturell ein Bezug in Knappheitsstunden.

Vorsicht bei der Umkehrung: Daraus folgt nicht, dass geförderter Strom exportiert würde und die Förderung damit dem Ausland zugutekäme. Die Zuordnung ist statistisch, nicht vertraglich – und die Förderabrechnung kennt sie nicht. Warum das so ist und welche Rechnung stattdessen trägt, steht in .

Teil II · Import und Export›Kapitel 5 von 8

Engpasserlöse: die Rente der Grenzkuppelstelle

Bleibt nach der Kopplung eine Preisdifferenz, entsteht an der Grenze Geld. Es gehört den Übertragungsnetzbetreibern beider Seiten – und darf nur für wenige, gesetzlich benannte Zwecke verwendet werden.

Wie der Engpasserlös entsteht geltend

Der Erlös ist keine Gebühr, sondern ein Rechenrest: Der Käufer in der teuren Zone zahlt den Preis seiner Zone, der Verkäufer in der billigen Zone erhält den Preis seiner Zone. Die Differenz × gehandelter Menge bleibt im Abrechnungssystem übrig und wird den beteiligten Netzbetreibern zugewiesen.

Die Bundesnetzagentur benennt vier Bestandteile: die verbleibenden Preisdifferenzen des Kurzfristhandels (Day-Ahead und Intraday), die Erlöse aus versteigerten langfristigen Übertragungsrechten, die Auszahlungen an deren Inhaber (mindernd) und Erlöse aus den Regelenergieplattformen.

Engpasserlös = (Preis_{teure Zone} − Preis_{billige Zone}) × gehandelte Menge
Bei voller Preiskonvergenz: Engpasserlös = 0

Ein Engpasserlös ist ein Mangelzeugnis, kein Ertragsmodell. Er entsteht nur, wenn die Leitung nicht ausreicht. Je besser das Netz ausgebaut ist, desto kleiner wird er – und desto größer ist der Handelsgewinn, der bei Erzeugern und Verbrauchern verbleibt. Ein „Geschäftsmodell Engpass“ ist deshalb regulatorisch ausgeschlossen: Die Erlöse sind zweckgebunden und stehen dem Netzbetreiber nicht zur freien Verfügung.

Die Aufteilung zwischen den Netzbetreibern geltend

Die Verteilung folgt der von allen Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen und von der EU-Agentur ACER festgelegten Methode zur Verteilung der Engpasserlöse (Congestion Income Distribution Methodology) nach Art. 73 der Verordnung (EU) 2015/1222 – ACER-Entscheidung 07/2017 vom 14. Dezember 2017, geändert durch ACER-Entscheidung 16/2021 vom 17. Dezember 2021. Der Grundsatz an einer Gebotszonengrenze lautet: hälftige Teilung zwischen den beiden angrenzenden Übertragungsnetzbetreibern.

Diese Vereinfachung trägt für Grenzen mit koordinierter Übertragungskapazität – bei Deutschland etwa gegenüber Dänemark, Schweden und Norwegen. In der lastflussbasierten Region Core ist die Zuordnung komplizierter: Der Erlös entsteht dort an kritischen Netzelementen, wird zunächst der Region zugeordnet und anschließend auf die Gebotszonengrenzen umgelegt; erst auf der Ebene der Gebotszonengrenze greift der Aufteilungsschlüssel von 50 zu 50.

Beteiligte auf deutscher Seite: Amprion, TenneT TSO, TransnetBW und 50Hertz Transmission, je nach Grenze – zu Österreich beispielsweise alle drei westlichen, zu Polen nur 50Hertz. Die Verbindung nach Schweden (Baltic Cable) wird von einem eigenständigen Betreiber geführt, der nach einem Urteil des Europäischen Gerichtshofs vom 11. März 2020 einen Teil der Erlöse für Betrieb, Wartung und einen angemessenen Gewinn verwenden darf – anders als die regelzonenverantwortlichen Netzbetreiber, die ihre Netzkosten über Netzentgelte decken.

Sechs Jahre Engpasserlöse: von 254 Millionen auf über zwei Milliarden und zurück Marktdaten

Der Engpasserlös ist Preisdifferenz mal Handelsmenge – er misst also nicht die Höhe der Preise, sondern ihr Auseinanderlaufen zwischen den Gebotszonen. Deshalb explodierte er in der Energiekrise: 2022 liefen Gaspreisschocks, französischer Kernkraftausfall und regionale Knappheiten so weit auseinander, dass sich die Erlöse gegenüber 2020 fast verneunfachten.

Lesart des Wiederanstiegs 2025: +33 Prozent gegenüber 2024 bei gleichzeitig gesunkenem Nettoimport. Mehr Handel bei größeren Preisdifferenzen – die Kuppelstellen waren häufiger ausgelastet, der Wert zusätzlicher Grenzkapazität ist gestiegen, nicht gefallen. Ein hoher Engpasserlös ist kein Erfolg, sondern ein Knappheitssignal: Er ist genau das Geld, das bei ausreichender Leitungskapazität als Handelsgewinn bei Erzeugern und Verbrauchern angekommen wäre.

Zahlen und Fundstellen der Zeitreihe

Alle Werte aus den Engpasserlösberichten der Bundesnetzagentur nach Art. 19 Abs. 5 Satz 2 VO (EU) 2019/943, kalenderjahresscharf, deutsche Seite: 2020: 253.902.035 € · 2022: 2.188,51 Mio. € · 2023: 1.558,22 Mio. € (Bericht verzögert veröffentlicht am 13.08.2024) · 2024: 1.110,79 Mio. € · 2025: 1.482,55 Mio. € (März 2026). Der Wert 2021 wurde für diese Seite nicht neu aus der Primärquelle geprüft und bleibt deshalb als Lücke gekennzeichnet; der Bericht liegt bei der Bundesnetzagentur vor.

Zur Einordnung der Krisenjahre: Der Bericht 2020 dokumentiert außerdem, dass die ALEGrO-Verbindung nach Belgien erst im November 2020 in Betrieb ging und die ACER-Verwendungsmethode (Entscheidung 38/2020) erst auf Erlöse ab dem 01.01.2022 anzuwenden war.

Wohin das Geld darf – und wohin es 2025 tatsächlich ging geltend Marktdaten

Artikel 19 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2019/943 legt eine strenge Rangfolge fest. Erst wenn die vorrangigen Zwecke angemessen erfüllt sind, dürfen Engpasserlöse überhaupt netzentgeltsenkend wirken.

Rang	Zweck	2025	2024
1a	Sicherstellung der tatsächlichen Verfügbarkeit der vergebenen Kapazität, einschließlich Stabilitätskompensation (Art. 19 Abs. 2 lit. a)	815,37 Mio. €	494,14 Mio. €
1b	Erhaltung oder Ausbau zonenübergreifender Kapazitäten, einschließlich Netzinvestitionen zur Engpassverringerung (lit. b)	705,81 Mio. €	408,70 Mio. €
1c	Ausgleich für Offshore-Anlagen in einer Offshore-Gebotszone mit eingeschränktem Marktzugang (lit. c)	—	im Bericht 2024 noch nicht aufgeführt
2	Berücksichtigung bei der Ermittlung der Netzentgelte (Art. 19 Abs. 3 Satz 1)	0 €	77,54 Mio. € Der Bericht 2024 weist diesen Betrag als dritte Position aus, ordnet ihn im Text aber keiner der beiden Spalten eindeutig zu.
3	Übertragung auf ein gesondertes internes Konto bis zur zweckentsprechenden Verwendung (Satz 2)	−158,84 Mio. € Entnahme aus Vorjahresrücklagen
Erlöse gesamt	an allen engpassbehafteten deutschen Grenzkuppelstellen	1.482,55 Mio. €	1.110,79 Mio. €

Quelle: Bundesnetzagentur, Engpasserlösbericht nach Art. 19 Abs. 5 Satz 2 VO (EU) 2019/943, Berichtsjahr 2025 (veröffentlicht März 2026) und Berichtsjahr 2024 (März 2025). Die Summe der Verwendungen entspricht in beiden Jahren nicht der Erlössumme, weil die Verwendung durch die Baltic Cable AB nicht ausgewiesen ist und weil 2025 zusätzlich Rücklagen aus Vorjahren verwendet wurden.

Zur These „die Koppelstelle investiert in den Netzausbau“: Für 2025 trifft sie vollständig zu – die Bundesnetzagentur stellt ausdrücklich fest, dass zur Netzentgeltsenkung keine Engpasserlöse verwendet wurden; zusätzlich wurden 158,84 Mio. Euro aus Vorjahresrücklagen entnommen, um die vorrangigen Zwecke zu decken. Ein Automatismus ist das nicht: Die Rangfolge des Art. 19 ist eine Bedingung, kein Verteilungsschlüssel. Der Bericht 2023 belegt den anderen Fall: Dort wurden 300,06 Mio. Euro netzentgeltsenkend berücksichtigt – vollständig bei Amprion, deren vorrangige Zwecke offenbar gedeckt waren.

Vertiefung: der Sonderfall Baltic Cable

Die Verbindung Deutschland–Schweden wird nicht von einem der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber betrieben, sondern von der Baltic Cable AB – einem Unternehmen, das nur diese eine Leitung betreibt. Genau daran hängt der Streit: Dürfen Engpasserlöse die laufenden Betriebskosten und den Gewinn eines reinen Leitungsbetreibers decken? Der Europäische Gerichtshof hat auf ein schwedisches Vorabentscheidungsersuchen mit Urteil vom 11. März 2020 (Rechtssache C-454/18) entschieden: Betrieb und Wartung sind keine Investitionen im Sinne der Verwendungszwecke – aber die Regulierungsbehörde muss dem Betreiber gestatten, einen Teil der Erlöse als Ertrag für Betrieb, Wartung und einen angemessenen Gewinn zu verwenden, damit er nicht gegenüber Netzbetreibern mit eigenem Netz diskriminiert wird.

Deshalb weisen die Verwendungstabellen aller Berichtsjahre die Baltic-Cable-Erlöse nicht aus. Nach dem Bericht 2025 hat die Baltic Cable AB inzwischen – abgestimmt mit der Bundesnetzagentur – Engpassmehrerlöse in den Interkonnektor Greenlink zwischen Irland und Großbritannien investiert; die Höhe bleibt wegen Geschäftsgeheimnissen Dritter unveröffentlicht. Über die Mehrerlöse der Jahre 2020 bis 2022 läuft bei der Beschlusskammer 4 das Verfahren BK4-24-023. Der deutsche Gesetzgeber hat die Konstellation inzwischen ausdrücklich geregelt: § 28h EnWG („Anspruch auf Herausgabe von Engpasserlösen“) verpflichtet den selbstständigen Betreiber grenzüberschreitender Elektrizitätsverbindungsleitungen – also genau den Betreibertyp ohne eigenes Übertragungsnetz –, die eingenommenen Engpasserlöse in Höhe einer gesetzlichen Quote an die regelzonenverantwortlichen Netzbetreiber herauszugeben; dort fließen sie in die bundesweite Verrechnung der Netzkosten ein.

Vertiefung: warum der Bericht 2023 acht Monate zu spät kam

Die Verordnung verlangt die Veröffentlichung bis zum 1. März des Folgejahres; der Bericht 2023 erschien erst am 13. August 2024. Die Bundesnetzagentur begründet das ungewöhnlich offen: Bei der Prüfung sei aufgefallen, dass ein Übertragungsnetzbetreiber eine Verwendung beabsichtigte, die nicht im Sinne der vorrangigen Ziele des Art. 19 Abs. 2 gewesen wäre. Erst nach vertiefter Prüfung im zweiten Quartal 2024 sei eine verordnungskonforme Verwendung sichergestellt worden. Der Vorgang zeigt, dass die Rangfolge kein Selbstläufer ist, sondern behördlich durchgesetzt wird – welcher Netzbetreiber betroffen war und worum es konkret ging, nennt der Bericht nicht.

Konkrete Projekte aus Engpasserlösen 2025 Marktdaten

Die Netzbetreiber müssen die Investitionen projektscharf benennen. Die Summe aller Projekte entspricht exakt den 705,81 Mio. Euro der Position „Erhaltung oder Ausbau“ (lit. b) aus der Verwendungstabelle:

Alle Projekte mit Netzbetreiber-Aufteilung als Tabelle

Projekt	Netzbetreiber	aus Engpasserlösen
Ultranet (Gleichstromverbindung)	Amprion 231,5 + TransnetBW 57,8	289,3 Mio. €
SuedOstLink (Wolmirstedt – Raum Isar)	TenneT 165,8 + 50Hertz 94,9	260,7 Mio. €
SuedLink DC 2	TransnetBW	81,3 Mio. €
A-Nord	Amprion	48,4 Mio. €
Tiengen (DE) – Beznau (CH)	Amprion	13,8 Mio. €
Netzverstärkung Eichstetten – Bundesgrenze	TransnetBW	7,5 Mio. €
Uchtelfangen (DE) – Vigy (FR)	Amprion	4,1 Mio. €
Niederrhein (DE) – Doetinchem (NL)	Amprion	0,7 Mio. €
ALEGrO (DE – BE)	Amprion	0,1 Mio. €

Bemerkenswert: Die größten Beträge fließen nicht in Grenzkuppelleitungen, sondern in innerdeutsche Gleichstromverbindungen von Nord nach Süd. Das ist regelkonform – Artikel 19 Abs. 2 lit. b nennt ausdrücklich Investitionen, die für die Verringerung von Engpassen bei Verbindungsleitungen maßgeblich sind, und der innerdeutsche Nord-Süd-Engpass begrenzt unmittelbar die Kapazität, die Deutschland dem grenzüberschreitenden Handel anbieten kann. Es zeigt aber auch, wo der eigentliche Engpass liegt: nicht an der Grenze, sondern zwischen Nord- und Süddeutschland.

Teil II · Import und Export›Kapitel 6 von 8

Regler-Labor: zwei Zonen, alle Größen einstellbar

Eine Stunde, zwei Gebotszonen, eine Leitung dazwischen. Verschieben Sie Last, Einspeisung, Kurvensteigung und Kuppelkapazität und beobachten Sie, wie sich Preise, Handelsrichtung, Engpasserlös und die Verteilung zwischen Verbrauchern und Erzeugern ändern. Modell

Marktkopplungs-Simulator

DE Gebotszone Deutschland/Luxemburg

Last (Netzlast der Stunde) 62,0 GW

Zum Vergleich: Jahreshöchstlast in Deutschland typischerweise um 75–80 GW, Schwachlast im Sommer unter 40 GW.

Einspeisung Wind und Solar 25,0 GW

Grenzkosten nahe null. Ab hier beginnt die thermische Erzeugung; übersteigt die Einspeisung die Last, wird der Preis negativ.

Unterer Rand der thermischen Angebotskurve 12 €/MWh

Laufwasser, Abfall und Must-run-Kraftwärmekopplung – nicht die Braunkohle: Deren Grenzkosten liegen mit CO₂-Preis (EU-ETS 60–80 €/t; rund 1,05 t CO₂ je MWh Strom bei 38 % Wirkungsgrad) bei etwa 70 bis 100 €/MWh und stecken hier im ansteigenden Teil der Kurve.

Steilheit im Spitzenlastbereich 2,2 €/MWh je GW

Die Angebotskurve hat zwei Abschnitte: bis 45 GW Residuallast flach mit 0,9 €/MWh je GW, darüber mit dem hier eingestellten Wert (Gasturbinen und Reserve). In beiden Abschnitten stecken Brennstoff- und CO₂-Kostenunterschiede der Technologien – ein eigener CO₂-Regler wäre in diesem Zwei-Segment-Modell nicht sauber abbildbar, weil der Zertifikatspreis jede Stufe mit ihrem Emissionsfaktor unterschiedlich verschiebt. Bei Einspeisung über der Last fällt der Preis zunächst steil (3,5-facher Wert), ab drei Gigawatt Überschuss flacher – und ist bei −150 €/MWh gedeckelt.

AUS Nachbarzone (aggregiert)

Preis ohne Handel 78 €/MWh

Was die Nachbarzone in dieser Stunde ohne Austausch kosten würde. Liegt der Wert über dem deutschen Preis, exportiert Deutschland.

Steigung der Angebotskurve dort 2,0 €/MWh je GW

Bestimmt, wie schnell der Import den Preis dort drückt beziehungsweise der Export ihn anhebt.

GKS Grenzkuppelstelle

Verfügbare Handelskapazität 12,0 GW

Summe aller Grenzen in beide Richtungen, hier vereinfacht als eine Leitung. Artikel 16 Abs. 8 der Verordnung (EU) 2019/943 verlangt, dass mindestens 70 % der Kapazität dem zonenübergreifenden Handel zur Verfügung stehen.

Anteil Deutschlands am Engpasserlös 50 %

Regelfall an einer Gebotszonengrenze: hälftige Teilung zwischen den beiden angrenzenden Übertragungsnetzbetreibern.

Stunden pro Jahr mit dieser Marktlage 500 h

Nur für die Hochrechnung. Eine einzelne Marktlage tritt nie unverändert auf; der Wert dient der Größenordnung.

Preis Deutschland ohne Handel

–

Preis Deutschland mit Handel

–

Preis Nachbarzone mit Handel

–

Handelsmenge

–

AngebotskurveNachfrage der StundePreis ohne HandelPreis nach Kopplung

Engpasserlös gesamt

–

davon deutsche Seite

–

Zweckgebunden nach Art. 19 Abs. 2 VO (EU) 2019/943

Wirkung in Deutschland – Verteilung und Effizienz getrennt

Was Sie im Labor ausprobieren sollten

Der Hebel des Einheitspreises

Stellen Sie eine knappe Stunde ein (Last hoch, Einspeisung niedrig, Nachbarzone billig) und beobachten Sie das Verhältnis zwischen Verbraucherentlastung und volkswirtschaftlichem Saldo. Der Faktor liegt regelmäßig im zweistelligen Bereich. Erhöhen Sie dann die Steigung der deutschen Angebotskurve – der Hebel wird noch größer.

Wann der Engpasserlös verschwindet

Ziehen Sie die Handelskapazität nach oben. Ab einem bestimmten Punkt springt der Engpasserlös auf null: Die Preise sind konvergiert, die Leitung ist nicht mehr knapp. Der Handelsgewinn ist deshalb nicht verschwunden – er ist vollständig bei Erzeugern und Verbrauchern gelandet.

Die Asymmetrie zwischen Import und Export

Vergleichen Sie zwei Lagen mit gleicher Handelsmenge: einmal Import in einer knappen Stunde, einmal Export in einer windigen. Der Preiseffekt ist beim Import um ein Vielfaches größer, weil die Angebotskurve dort steil ist. Genau das ist der Grund, warum die Verbraucherbilanz des Handels über das Jahr positiv ausfällt, selbst wenn Import- und Exportmengen ähnlich groß sind.

Der Negativpreisfall

Schieben Sie die Einspeisung über die Last. Der deutsche Preis wird negativ. Beobachten Sie, was der Export dann bewirkt: Er hebt den Preis in Richtung null – das ist der Grund, warum Exportkapazität Negativpreisstunden verkürzt statt sie zu verursachen.

Grenzen des Modells: Lineare Angebotskurven, unelastische Nachfrage, eine einzige aggregierte Grenze, keine Speicher, kein Intraday, keine Netzrestriktionen innerhalb der Zonen und keine Ringflüsse. Reale Marktergebnisse werden mit deutlich komplexeren Modellen berechnet. Das Labor zeigt Wirkungsrichtungen und Größenverhältnisse – keine Prognosen.

Teil II · Import und Export›Kapitel 7 von 8

Trend, Entwurfslage und offene Punkte

Drei Entwicklungen verändern die hier beschriebenen Mechanismen in den nächsten Jahren: der Umbau der Förderung zum zweiseitigen Differenzvertrag, die Frage des Gebotszonenzuschnitts und die Umsetzung der Mindesthandelskapazität.

Vom Marktprämienmodell zum zweiseitigen Differenzvertrag Entwurf

Die geltende Marktprämie ist einseitig: Sie füllt nach unten auf, greift nach oben aber nicht ab. Der Entwurf des EEG 2027 sieht einen Refinanzierungsbeitrag vor – eine Zahlung des Betreibers, wenn der Referenzwert den anzulegenden Wert übersteigt. Das entspricht der Grundstruktur eines zweiseitigen Differenzvertrags (Contract for Difference), wie ihn die Strommarktreform der EU für neue Förderungen vorsieht.

Zwei Folgen sind absehbar und werden in der Debatte oft übersehen:

Gebote werden strukturell steigen. Wer die Chance auf Erlöse oberhalb des anzulegenden Werts verliert, muss sie im Gebot einpreisen. Ein Vergleich künftiger Zuschlagswerte mit heutigen Werten ohne Berücksichtigung dieses Optionswerts wäre irreführend.
Die Kappungsasymmetrie verschwindet. Der in beschriebene Effekt – Durchschnittsprämie größer null, obwohl der Durchschnittswert unter dem Marktwert liegt – entfällt, sobald die Gegenrichtung abgerechnet wird.

Klare Trennung: Es handelt sich um einen Entwurf. Geltendes Recht ist das EEG 2023 in der Fassung des Solarspitzengesetzes vom 25. Februar 2025. Weder Ausgestaltung noch Zeitpunkt noch Inkrafttreten des EEG 2027 stehen fest; Zahlenwerte aus dem Entwurf sind keine Rechtslage. Die Regler dieser Seite bilden ausschließlich geltendes Recht ab.

Gebotszonenzuschnitt: entschieden, aber nicht erledigt Marktdaten offen

Der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E legte am 28. April 2025 den Bidding Zone Review vor. Nach der von ACER vorgegebenen Methodik zeigten alle untersuchten deutsch-luxemburgischen Aufteilungen einen positiven Effekt auf die wirtschaftliche Effizienz – die Spanne reicht von 251 bis 339 Mio. Euro für das Zieljahr 2025. Den höchsten Wert erreichte die Aufteilung in fünf Zonen mit 339 Mio. Euro. ENTSO-E wies im Bericht selbst darauf hin, dass wichtige zusätzliche Aspekte nicht modelliert wurden; die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber erklärten die Ergebnisse in einem begleitenden Positionspapier für nicht geeignet, eine Aufteilungsentscheidung zu tragen.

Das Bundeswirtschaftsministerium veröffentlichte am 15. Dezember 2025 den „Aktionsplan Gebotszone“ und übermittelte ihn der Europäischen Kommission: Deutschland hält an der einheitlichen Zone fest. Begründung unter anderem: erhöhte Investitionsunsicherheit, regionale Kostenunterschiede für Endverbraucher und Zweifel an der Wirtschaftlichkeit von Erzeugungsanlagen in einzelnen Regionen. Eine Woche zuvor hatte die Expertenkommission zum Monitoring der Energiewende mehrere Gebotszonen als sinnvollste Option für regionale Preissignale bezeichnet – die Fachpositionen liegen also weiter auseinander.

Argumente für eine Teilung

Preise würden Netzengpasse abbilden; Erzeugung und Verbrauch bekämen ein Standortsignal.
Der Redispatch-Bedarf würde sinken, weil der Markt einen Teil der Umverteilung selbst leistet: Die Modellrechnung weist für die Fünf-Zonen-Variante 613 Mio. Euro jährliche Redispatch-Einsparung aus – mehr als der ausgewiesene Gesamtwohlfahrtsgewinn, weil andere Posten gegenläufig wirken.
Nachbarstaaten mit unterteilten Zonen – etwa Schweden mit vier Gebieten – verweisen auf Ringflüsse und ungleiche Belastung.

Argumente dagegen

Verlust an Liquidität im Terminmarkt; Absicherungsgeschäfte werden teurer, besonders für kleinere Akteure.
Der Marktwert der Erzeugung im Norden fällt sprunghaft – mit unmittelbarer Wirkung auf die Förderkosten, weil die Marktprämie steigt.
Die Umstellungskosten werden je nach Zonenzuschnitt auf 1,2 bis 2,4 Mrd. Euro geschätzt (Ariadne-Analyse) – das Vier- bis Zehnfache des jährlichen Wohlfahrtsgewinns. Der Aktionsplan der Bundesregierung stützt seine Ablehnung genau auf dieses Verhältnis.
Die Modellrechnung betrachtet nur das Zieljahr 2025 und bildet den weiteren Netzausbau nicht ab – verschieben sich die Engpasse, wäre ein neuer Zuschnitt eine statische Antwort auf ein wanderndes Problem.

Verfahrensstand: Kommt zwischen den betroffenen Mitgliedstaaten keine Einigung zustande, entscheidet nach Art. 14 der Verordnung (EU) 2019/943 letztlich die Europäische Kommission. Der deutsche Aktionsplan ist damit eine Position, keine abschließende Entscheidung.

Die Zahlen des Bidding Zone Review im Detail

ENTSO-E hat 14 von ACER vorgegebene Alternativkonfigurationen nach 22 Kriterien bewertet. Für Deutschland/Luxemburg zeigen alle Aufteilungsvarianten positive Effizienzeffekte: 251 bis 339 Mio. Euro jährlich für das Zieljahr 2025, Maximum bei fünf Zonen. Der größte Einzelposten dahinter ist die Redispatch-Einsparung von 613 Mio. Euro im Fünf-Zonen-Fall – dass der Gesamtwohlfahrtsgewinn kleiner ausfällt, liegt an gegenläufigen Posten wie Liquiditäts- und Handelsverlusten. Die Aufteilung der Niederlande brächte 9 Mio. Euro, die französischen und italienischen Varianten wären negativ; für Schweden empfehlen die nordischen Netzbetreiber den Status quo.

Dagegen stehen einmalige Umstellungskosten von 1,2 bis 2,4 Mrd. Euro je nach Zuschnitt (Ariadne-Analyse) – das Vier- bis Zehnfache des jährlichen Gewinns, was sich als Amortisationszeit lesen lässt. Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber halten die Ergebnisse in ihrem Positionspapier für ungeeignet als Entscheidungsgrundlage (veraltete Eingangsdaten, Zieljahr ohne künftigen Netzausbau); die Expertenkommission zum Energiewende-Monitoring kam im Dezember 2025 zum gegenteiligen Schluss. Verfahrensstand: Deutschland hat mit dem Aktionsplan Gebotszone vom 15.12.2025 seine Entscheidung für den Erhalt an die Europäische Kommission übermittelt; einigen sich die betroffenen Mitgliedstaaten nicht, liegt die Entscheidungsbefugnis bei der Kommission in Abstimmung mit ACER.

Die 70-Prozent-Vorgabe geltend

Artikel 16 Absatz 8 der Verordnung (EU) 2019/943 verlangt, dass mindestens 70 % der Übertragungskapazität dem zonenübergreifenden Handel zur Verfügung stehen – die Übertragungsnetzbetreiber dürfen die Handelskapazität nicht beschränken, um innerzonale Engpasse zu beheben. Deutschland verfolgte den Zielpfad über einen Aktionsplan nach Art. 15; der Zielwert war bis zum 31. Dezember 2025 zu erreichen. Der Aktionsplan Gebotszone vom Dezember 2025 stellt fest, dass die Vorgabe erfüllt wird.

Der Zusammenhang zu dieser Seite: Je größer die freigegebene Handelskapazität, desto stärker konvergieren die Preise, desto kleiner werden die Engpasserlöse und desto größer der Anteil des Handelsgewinns, der bei Verbrauchern und Erzeugern ankommt. Im lässt sich das unmittelbar nachvollziehen: Kapazität hochziehen – der Engpasserlös fällt auf null.

Der größte offene Punkt

Alles auf dieser Seite behandelt den Preis als Steuerungsgröße. Der Engpass, der die deutsche Handelskapazität tatsächlich begrenzt, liegt aber nicht an der Grenze, sondern zwischen Nord- und Süddeutschland – sichtbar daran, dass die größten Engpasserlös-Investitionen 2025 in innerdeutsche Gleichstromverbindungen flossen (SuedOstLink, SuedLink, Ultranet, A-Nord), nicht in Grenzkuppelleitungen.

Damit steht die entscheidende Frage offen: Wie viel der heute beobachteten Preisdifferenzen und Engpasserlöse ist ein europäisches Kuppelstellenproblem und wie viel ein innerdeutsches Netzproblem, das durch die einheitliche Gebotszone nur unsichtbar gemacht und über Redispatch-Kosten in den Netzentgelten abgerechnet wird? Solange diese Trennung nicht sauber quantifiziert ist, lässt sich weder die Gebotszonenfrage entscheiden noch beurteilen, ob der Ausbaupfad der Grenzkuppelkapazität richtig dimensioniert ist. Die Engpasserlösberichte liefern die Erlösseite je Grenze – die Gegenrechnung zu den innerdeutschen Redispatch-Kosten in derselben Systematik fehlt.

Teil II · Import und Export›Kapitel 8 von 8

Systemsicherheit: Kapazität, Reserven und die Frage, wofür Importe wirklich da sind

„Ohne Importe gehen die Lichter aus“ und „Redispatch beweist den Strommangel“ – beide Sätze verwechseln Ebenen. Dieses Kapitel sortiert sie: Wie viel Leistung hat das System, welche Reserven stehen dahinter, in welcher Reihenfolge wird eingegriffen – und wo in dieser Kette die Importe tatsächlich stehen. Produkte und Beschaffung der Regelenergie: .

Zwei verschiedene Sicherheiten

Wer über Versorgungssicherheit streitet, sollte zuerst klären, welche gemeint ist. Bilanzielle Sicherheit fragt: Gibt es zu jeder Stunde genug Erzeugung und Flexibilität, um die Last zu decken? Das ist die Welt der Kraftwerkskapazität, der Dunkelflauten-Szenarien und des Versorgungssicherheitsberichts. Netzsicherheit fragt: Kommt der Strom, den der Markt gehandelt hat, auch physisch dorthin, wo er gebraucht wird? Das ist die Welt der Engpässe, des Redispatch und der Netzreserve. Die dritte Ebene – die sekundenschnelle Frequenzhaltung über Regelreserve – läuft davon unabhängig im Hintergrund.

Warum die Trennung entscheidet: Fast alle deutschen Eingriffszahlen – die Milliarden für Redispatch, die Gigawatt der Netzreserve – gehören zur zweiten Kategorie. Sie belegen fehlende Leitungen, nicht fehlende Kraftwerke. Wer sie als Beweis für Strommangel liest, verwechselt einen Stau auf der Autobahn mit einem Mangel an Autos.

Reicht die Leistung? Marktdaten Leistungsbilanz: Modell Kraftwerksstrategie: geplant

Die Jahreshöchstlast erreichte im Januar 2026 erstmals über 83 Gigawatt – Tendenz mit der Elektrifizierung steigend. Dem stehen weit über 200 Gigawatt installierter Erzeugung gegenüber, davon allerdings der Großteil wetterabhängig: Photovoltaik allein über 117 Gigawatt (Stand Januar 2026), Wind an Land rund 70. In der maßgeblichen Stunde – dunkle, windstille Winterlast – zählt deshalb nur die steuerbare und die verlässlich verfügbare Leistung samt Speichern, Lastflexibilität und dem europäischen Verbund:

Die Kraftwerksliste macht die Lage präzise: 83,4 Gigawatt steuerbare Leistung stehen am Markt – nominell exakt auf Höhe der neuen Höchstlast. Das ist weder Entwarnung (Revisionen, Ausfälle und Wärmebindung der Kraft-Wärme-Kopplung kosten in jeder realen Stunde einen zweistelligen Prozentsatz, Batterien tragen nur stundenweise) noch Alarm (dahinter stehen 14,8 Gigawatt Reserven außerhalb des Marktes, Lastflexibilität und der Verbund). Es ist der Grund, warum die Frage über Wahrscheinlichkeitsrechnung entschieden wird – und warum sie mit jedem stillgelegten Kohleblock neu gestellt werden muss.

Von der Nennleistung zur gesicherten Leistung: die Bilanz ohne Verbund

Was deckt Deutschland an einem dunklen, windstillen Winterabend ohne Importe mindestens aus eigener Erzeugung? Die Antwort braucht zwei Schritte: Von der Nennleistung gehen Revisionen, Ausfälle und Wärmebindung ab – dafür stehen die Verfügbarkeitsfaktoren des letzten ÜNB-Berichts zur Leistungsbilanz (Stand Februar 2020; einen neueren gibt es nicht, weil die Bundesnetzagentur seither probabilistisch rechnet). Dann kommen die Reserven außerhalb des Marktes hinzu, obwohl nur eine von ihnen rechtlich für Strommangel vorgesehen ist.

Energieträger (Kraftwerksliste, 26.06.2026)	netto GW	gesichert GW	Nichtverfügbarkeit, Hinweis
Erdgas	30,1	≈ 28	7 %
Braun- und Steinkohle	24,2	≈ 22	9 %; Aufteilung rund 14 / 10 GW
Biomasse	8,9	≈ 5,5–6	35 %
Pumpspeicher (inkl. Vianden und österreichische Werke am deutschen Netz)	8,9	≈ 7	20 %; nur stundenweise
Batterie-Großspeicher ≥ 10 MW	3,7	0–3	kein ÜNB-Faktor; nur stundenweise. Registerstand Ende 2025: 17 GW Batterieleistung gesamt, überwiegend Heimspeicher, die zur Höchstlast nichts beitragen
Sonstige (Öl, Abfall, Kuppelgase, Dampf)	7,6	≈ 5–6	7–35 %
steuerbar am Markt	83,4	≈ 68–71	nominell auf Höhe der Höchstlast, gesichert rund 13 GW darunter
Wind an Land und auf See (≈ 78 GW), Laufwasser (≈ 5 GW)	dargebotsabh.	≈ 2–3	Wind 96–99 %, Laufwasser 72 %
Photovoltaik	110,6	0	100 %: die Höchstlast liegt nach Sonnenuntergang
Kapazitätsreserve (§ 13e EnWG)	1,2 (1,3)	≈ 1,1	7 %; ab 1.10.2026 1.314 MW; Abruf nur, wenn die Day-Ahead-Auktion nicht räumt
Netzreserve, im Inland einsetzbar (Status in der Liste: 9,7 GW)	4,7 (9,7)	≈ 4,3–8,8	9 %; rechtlich nur für Redispatch, physisch speist sie ein
Besondere netztechnische Betriebsmittel	1,2	≈ 1,1	7 %; nur für kritische Netzsituationen
Erzeugung + Reserven, ohne Importe		≈ 77–86	gegen > 83 GW Höchstlast: im ungünstigen Fall fehlen 6 GW, im günstigen bleiben 3 GW übrig

Ergebnis: Ohne Verbund deckt der eigene Park mit allen Reserven 77 bis 86 GW, also 93 bis 100 % der Höchstlast; Pumpspeicher und Batterien tragen davon nur für einige Stunden. Der Rest ist Import, Lastmanagement oder – als letzte Stufe – Lastabwurf (siehe Eingriffskaskade). Die 2,5 GW vorläufig stillgelegter Anlagen sind nicht gezählt; sie fahren nicht kurzfristig an. Zwei Vorbehalte gehören dazu: Die Netzreserve darf nur gegen Netzengpässe laufen, und die Faktoren sind Mittelwerte – an einem konkreten Abend entscheiden die tatsächlichen Revisionen und Ausfälle, ob es 77 oder 86 GW sind. Mehr steuerbare Leistung kommt erst mit der Kraftwerksstrategie (12-GW-Ausschreibung 2026, Inbetriebnahme ab etwa 2030/31).

Live-Status der Ausfälle: Welche Blöcke gerade stehen, zeigen die Meldeplattformen: EEX Transparency (Strom → Deutschland → Verfügbarkeit: geplante und ungeplante Nichtbeanspruchbarkeiten je Einheit, meldbar ab 10 MW und 15 Minuten, unverzüglich veröffentlicht), die ENTSO-E Transparency Platform („Unavailability of Generation Units“, REMIT-Meldungen ab 100 MW, kostenlose Schnittstelle) und SMARD (Nichtverfügbarkeiten aggregiert je Energieträger). Zum Maßstab: Die höchste fossile Einspeisung 2025 lag bei 40,2 GW (25.11.2025).

Der behördliche Befund

≥ 22 GW neu bis 2035

So viel zusätzliche steuerbare Leistung hält die Bundesnetzagentur für erforderlich, damit der Zuverlässigkeitsstandard der Gebotszone eingehalten bleibt – der Versorgungssicherheitsbericht Strom (2025) weist die Deckung bis dahin unter Bedingungen nach, zu denen auch der europäische Verbund gehört.

Die politische Antwort

41 GW Ausschreibungen bis 2031

Kraftwerksstrategie, Verständigung mit der EU-Kommission vom 16.01.2026: erste Runde über 12 GW noch 2026 geplant, technologieoffener Kapazitätsmarkt ab 2032. Stand: politische Einigung, Gesetzgebung ausstehend.

Einordnung ohne Alarm und ohne Entwarnung: Deutschland hat kein akutes Kapazitätsproblem – aber ein terminiertes: Kohleausstieg, wachsende Spitzenlast und Dunkelflauten-Absicherung laufen auf die Frage zu, wer ab den 2030ern die letzte Residuallast deckt. Genau dafür sind die Ausschreibungen gedacht. Dass der Nachweis der Versorgungssicherheit den europäischen Verbund einrechnet, ist dabei kein Schönrechnen, sondern der Sinn des Binnenmarkts: Gesicherte Leistung teilt man sich, weil Knappheiten selten gleichzeitig auftreten.

Die Eingriffskaskade: was passiert, wenn es eng wird Schema

Zwischen Normalbetrieb und Blackout liegt eine lange, gestufte Kette. Sie zu kennen entscheidet darüber, ob man einzelne Eingriffe richtig einordnet:

Stufe eins ist der Markt selbst – einschließlich des Außenhandels: Importe sind gewöhnliche Geböte in der Auktion, keine Hilfsmaßnahme. Stufe zwei gleicht sekundenschnelle Abweichungen aus. Stufe drei ist das tägliche Netzengpass-Management – dazu gleich mehr. Erst Stufe vier und fünf betreffen echte Mangellagen: Die Kapazitätsreserve nach § 13e EnWG steht bewusst außerhalb des Marktes (ihre Anlagen dürfen nicht an ihn zurückkehren) und wird nur abgerufen, wenn sich Angebot und Nachfrage trotz aller Gebote nicht ausgleichen. Dahinter folgen die Notfallmaßnahmen des § 13 Abs. 2 EnWG: Anpassungen von Erzeugung und Verbrauch bis hin zum gestuften, räumlich rotierenden Lastabwurf als letztem kontrollierten Mittel, den zusätzlich ein automatischer Unterfrequenz-Schutz absichert. Zu einem marktbedingten flächigen Lastabwurf ist es in Deutschland bislang nicht gekommen.

Zwei Arten von Lastabwurf. Der angeordnete Lastabwurf ist Stufe fünf: Nach § 13 Abs. 2 EnWG weisen die Übertragungsnetzbetreiber die Verteilnetzbetreiber an, Last regional und rotierend abzuschalten. Bei einer Lücke von 6 GW – dem ungünstigen Rand der Bilanz oben – wären das rund 7 % der Höchstlast, also stundenweise einzelne Regionen. Der automatische Lastabwurf ist Systemschutz: Fällt die Frequenz unter 49,0 Hz, trennen Frequenzrelais nach VDE-AR-N 4142 (Umsetzung des EU-Netzkodex für Notzustand und Netzwiederaufbau) in zehn Stufen bis 48,1 Hz Last vom Netz, Sollwert 45 % ± 7 % der Gesamtlast, mindestens 38 %; bei 47,5 Hz trennen sich die Kraftwerke selbst, das wäre der Blackout. Bei 83 GW Last entspricht der Sollbereich 32 bis 37 GW. Im Monitoring der Übertragungsnetzbetreiber für 2020 lag der kumulierte Abwurf im Mittel bei 35,4 %, unter der Untergrenze. Beide Mechanismen kürzen die Nachfrage; der automatische greift bei einem plötzlichen Erzeugungsdefizit, für eine planbare Knappheit ist er nicht gedacht.

Die Reserven im Einzelnen

Netzreserve (NetzResV): stillgelegte oder systemrelevante Kraftwerke, die außerhalb des Marktes für Redispatch bereitstehen – also für Netzengpässe, nicht für Strommangel. Bedarf jährlich von der Bundesnetzagentur festgestellt: 6.947 MW (Winter 2024/25), 6.493 MW (2025/26), 7.407 MW (2026/27), im Ausblick 2028/29 8.274 MW. Ein Teil wird vertraglich durch Kraftwerke im benachbarten Ausland gedeckt – zuletzt 1.344 MW (2025/26) beziehungsweise 2.665 MW (2026/27); für 2026/27 tragen deutsche Reservekraftwerke 4.742 MW. In der Kraftwerksliste stehen 9,7 GW im Status Netzreserve – nominal, denn einzelne Anlagen (Bergkamen A, Staudinger 4 und 5) können in der Grenzsituation wegen lokaler Engpässe nicht einspeisen. Im Winterhalbjahr 2023/24 wurde deutsche Netzreserve an 90 von 198 Tagen angefordert; sie ist Alltagswerkzeug, kein Notnagel.

Kapazitätsreserve (§ 13e EnWG): kontrahierte Leistung für den Fall, dass der Markt nicht räumt – mit striktem Rückkehrverbot, damit sie den Markt nicht verzerrt. Ihre Abrufkosten führt die Bundesnetzagentur seit 2023 in der Kostenaufstellung des Engpassmanagements; aktiviert wurde sie seit ihrer Einführung noch nie (DIW-Wochenbericht 49/2024; eine Aktivierung setzte nach der Kapazitätsreserveverordnung eine nicht geräumte Day-Ahead-Auktion voraus und wäre als Marktereignis öffentlich). Die Ausschreibungen über das 2-Gigawatt-Soll waren bislang stets unterzeichnet: Für den dritten Erbringungszeitraum (Oktober 2024 bis September 2026) sind 1.205 Megawatt kontrahiert; die Netto-Nennleistung der gebundenen Anlagen – vollständig Erdgas – liegt mit 1,4 Gigawatt etwas darüber (Kraftwerksliste, Stand 26.06.2026). Beschafft wird im Zweijahresrhythmus; für den vierten Erbringungszeitraum ab Oktober 2026 galt der Gebotstermin 2. März 2026 mit geändertem Zuschlagsverfahren. Ergebnis (1. Oktober 2026 bis 30. September 2028): 1.314 Megawatt in elf Geboten von fünf Anbietern – RWE Gersteinwerk F/G/K 820 MW, LEAG Ahrensfelde und Thyrow 270 MW, Statkraft 115 MW, Westfalen Weser 100 MW, Air Products 9 MW – zum Zuschlagswert von 100.000 € je Megawatt und Jahr, rund 131 Mio. € jährlich für Bereitschaft, erneut unter dem 2-GW-Soll.

Die Netzreserve dagegen wird laufend eingesetzt. Die Bundesnetzagentur weist den Einsatz quartalsweise aus („Erhöhung Reservekraftwerke“, in GWh, inkl. Probestarts) und jährlich im Bericht „Umfang und Kosten von Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen“. Die Mengen schwanken stark mit Rechtslage und Winter: Im dritten Quartal 2023 rund 85 GWh gegenüber 557 GWh im Vorjahresquartal, weil Kohleanlagen befristet aus der Netzreserve an den Markt zurückkehren durften. Sie bleiben ein Bruchteil des gesamten Netzengpassmanagements (Q1 2026: 8.248 GWh) – die Kosten dagegen dominiert die Vorhaltung: Q1 2026 rund 430 Mio. € für Reservekraftwerke (+21 % gegenüber Q1 2025), weil mehr Anlagen vorgehalten wurden. Bezahlt wird Verfügbarkeit, nicht Arbeit – refinanziert über die Netzentgelte.

Besondere netztechnische Betriebsmittel: von den Übertragungsnetzbetreibern beschaffte, schnellstartfähige Gasturbinen – je 300 MW in Biblis, Leipheim, Marbach und Irsching, zusammen 1,2 GW (Kraftwerksliste: 1,3 GW) – ausschließlich für kritische Netzsituationen. Die frühere Sicherheitsbereitschaft der Braunkohle ist beendet: Die letzten Blöcke (Jänschwalde E/F, Niederaußem E/F, Neurath C) liefen bis zum 31. März 2024 als Versorgungsreserve und sind seither endgültig stillgelegt. Vorläufig stillgelegt sind weitere 2,5 GW (größter Block: Emden, Erdgas, 433 MW netto) – keine Reserve, aber nach Anzeigeverfahren reaktivierbar.

Regelreserve gehört nicht in diese Reihe: Sie wird marktlich beschafft und gleicht Prognosefehler und Störungen im Sekunden- bis Viertelstundenbereich aus – sie hält die Frequenz, nicht die Bilanz ganzer Knappheitsstunden.

Sind Importe eine Frage der Sicherheit – oder des Marktes? Marktdaten

Die kurze Antwort: Im Betrieb sind sie Markt. Importstunden sind Preisstunden – der Handel kauft dort, wo die Kilowattstunde am billigsten ist, lange bevor irgendeine Reserve auch nur angefragt würde. Die Kaskade oben zeigt es: Zwischen einem Import und der ersten echten Notmaßnahme liegen drei volle Stufen. 2025 hat Deutschland 76,2 TWh importiert – und im selben Jahr keinen einzigen dokumentierten Abruf der Kapazitätsreserve gebraucht. Wäre jeder Import ein Sicherheitsfall, müsste die Kette dahinter glühen. Sie tut es nicht.

Der stärkste Beleg steht ausgerechnet in der Netzreserve-Feststellung der Bundesnetzagentur selbst. Die Stunde, für die die Reserve 2025/26 dimensioniert wurde – der Netznutzungsfall 297 –, ist keine Import-Notstunde, sondern das Gegenteil:

Die Pointe dieser Grafik: Der höchste Reserveeinsatz fällt in eine Stunde, in der Deutschland netto 17,6 Gigawatt exportiert – hohe Winderzeugung im Norden, dazu billiger Import aus Skandinavien, hohe Last im Süden Europas. Netzbelastend sind laut Bericht ausdrücklich die Exporte nach Süden und Südwesten. Die Netzreserve sichert also nicht gegen Importabhängigkeit ab, sondern gegen die Transportfolgen des Exporterfolgs. Wer Importe für das Sicherheitsproblem hält, hat die Dimensionierungslogik der Behörde genau verkehrt herum gelesen.

Und langfristig? Dort ist die Antwort differenzierter: Der Nachweis der Versorgungssicherheit rechnet den europäischen Verbund als regulären Beitrag ein – im Zielbild sind grenzüberschreitende Flüsse Teil der Architektur, nicht ihr Risiko. Selbst die Netzreserve wird zu einem Teil im Ausland kontrahiert. Eine Autarkie-Auslegung wäre technisch nicht abwegig – die steuerbare Erzeugungsleistung am Markt liegt nach der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur bei rund 83 Gigawatt, nominell auf Höhe der bisherigen Jahreshöchstlast, noch vor Reserven, Speichern und Lastflexibilität –, aber sie würde genau die Effizienzgewinne verbrennen, die Kapitel 10 bis 12 vorrechnen. Importe sind das billigste Glied der Kaskade – nicht das letzte.

Redispatch: das Netz, nicht die Menge Marktdaten

Der Markt handelt deutschlandweit zu einem Preis – als gäbe es keine Leitungsgrenzen. Die gibt es aber, vor allem zwischen Nord und Süd. Redispatch ist die nachträgliche Korrektur:

Netzengpassmanagement 2024

30,3 TWh · 2,78 Mrd. €

Maßnahmenvolumen und vorläufige Gesamtkosten (2023: 34,3 TWh, 3,34 Mrd. €). 2025 vorläufig: rund 3,07 Mrd. € bei stabilem Volumen. Drei Viertel der Engpassursachen liegen im Übertragungsnetz; der Anteil der Verteilnetze wächst.

Was davon „abgeregelter Ökostrom“ ist

0,43 Mrd. € (2025)

Finanzieller Ausgleich an Betreiber abgeregelter EE-Anlagen (2024: 0,55 Mrd. €) – ein Bruchteil der Gesamtkosten, die überwiegend aus konventionellem Redispatch (2025: 1,18 Mrd. €), Reservevorhaltung und Ausgleichsgeschäften bestehen. Spezifisch kostete EE-Abregelung 2024 rund 200, konventioneller Redispatch rund 142 € je MWh.

Wie die Netzreserve-Bedarfszahl entsteht – und was die Grenzstunde kostet

Die Bundesnetzagentur simuliert für eine synthetische Starklastwoche den europäischen Markt (für 2025/26 mit CO₂-Preis 80,65 €/t und Erdgas 77,45 €/MWh – nach 151,53 €/MWh im Betrachtungszeitraum 2023/24, weshalb Gaskraftwerke in der Einsatzreihenfolge wieder vorrücken) und prüft per Lastflussrechnung, ob das Handelsergebnis transportierbar ist. Wo nicht, werden erst topologische Schaltungen ausgereizt, dann Markt-Redispatch samt Windabregelung, zuletzt die Netzreserve. In der Grenzstunde 2025/26 werden von 9.068 MW verfügbarer Netzreserveleistung 7.288 MW eingesetzt – alle Kraftwerke bis auf eines – plus 3.421 MW Hochfahrleistung aus dem Ausland. Der so ermittelte Bedarf ist eine Netz-, keine Mengenzahl: Dieselbe Stunde ist am Markt komfortabel gedeckt.

Die prognostizierte Redispatchmenge für 2025/26 liegt bei 17 TWh. Der wirksamste Kostensenker ist Netzausbau: Genau deshalb fließen die Engpasserlöse aus Kapitel 13 zu 96 Prozent in die großen Nord-Süd-Gleichstromkorridore, und genau hier setzt auch die Gebotszonen-Debatte aus Kapitel 15 an – kleinere Zonen würden den Engpass in den Marktpreis holen, statt ihn nachträglich wegzukaufen.

Teil III · Förderung und Einsparungen›Kapitel 1 von 6

17 · Abrechnung: Marktprämie, Referenzmarktwerte und die zwei Gutschriften

Die Marktprämie ist kein individueller Ausgleich, sondern die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem Flottendurchschnitt der Technologie. Wer über dem Durchschnitt vermarktet, behält die Differenz; wer darunter liegt, trägt sie. Die Veräußerungsformen, zwischen denen der Betreiber wählt, stehen in Teil I (); die Förderung auf Flottenebene – Marktanteil, Prämienanteil, Differenzkosten – in , das Windbeispiel auf Flottenebene in .

Die Formel und ihre drei Regime geltend

Marktprämie (ct/kWh) = max( anzulegender Wert − Referenzmarktwert ; 0 )
Referenzmarktwert = Monatsmarktwert (MW) oder Jahresmarktwert (JW) der Technologie (Anlage 1 zu § 23a EEG)

Monatsmarktwert-Regime: Anlagen mit Inbetriebnahme bzw. Zuschlag vor dem 1. Januar 2023. Die Prämie wird je Kalendermonat endgültig berechnet; ein Monat mit Marktwert über dem anzulegenden Wert ergibt null, wird aber nicht mit anderen Monaten verrechnet.
Jahresmarktwert-Regime: Anlagen ab 2023 sowie alle Anlagen mit Abgrenzungs- oder Pauschaloption beim Speicher. Unterjährig zahlt der Netzbetreiber nur Abschläge; die Endabrechnung folgt nach Veröffentlichung des Jahresmarktwerts im Folgejahr (§ 26 EEG). Starke und schwache Monate werden gegeneinander verrechnet – bei Solar ein Nachteil, weil Wintermonate mit hohen Marktwerten die Sommerprämie kürzen.
Zweiseitiger CfD Entwurf EEG 2027: Gleiche Formel, aber symmetrisch. Liegt der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert, zahlt der Betreiber die Differenz als Refinanzierungsbeitrag (§ 21d EEG-2027-E). Details in .

So entstehen die Referenzwerte

Die Übertragungsnetzbetreiber gewichten den Day-Ahead-Preis jeder Viertelstunde mit der hochgerechneten Einspeisung der gesamten Wind- bzw. Solarflotte. Abgeregelte Mengen zählen nicht mit. Das Ergebnis ist der Marktwert der Technologie; die Managementprämie ist seit dem EEG 2014 im anzulegenden Wert eingepreist und wird nicht mehr separat gezahlt.

Folge: Eine Anlage mit gutem Profil (Wind in windschwachen Regionen, Ost-West-PV, Speicher) erlöst am Markt mehr als den Referenzwert – die Marktprämie bleibt dennoch unverändert. Diese „Profilchance“ ist der wirtschaftliche Kern von Speicher-Kombinationen und von PPA-Verhandlungen.

Referenzmarktwerte, die aktuell in den Abrechnungen stehen Marktdaten

Quelle: Übertragungsnetzbetreiber, netztransparenz.de; Auswahl. Alle Werte in ct/kWh.

Periode	Wind an Land	Solar	Spot-Mittel
Jahresmarktwert 2024	6,293	4,624	–
Jahresmarktwert 2025	7,441	4,508	8,932
Oktober 2025	5,578	–	–
Dezember 2025	8,349	–	–
Januar 2026	9,536	11,019	11,009
April 2026	–	1,317	–
Mai 2026	–	3,163	–
Juni 2026	7,855	6,190	–
Juli 2026	8,601	5,226	10,545

Achtung bei Quellenvergleichen: Ein ungewichtetes Mittel der Solar-Monatswerte 2025 ergibt rund 6,2 ct/kWh – abrechnungsrelevant ist aber der erzeugungsgewichtete Jahresmarktwert von 4,508 ct/kWh. Der Profilfaktor Solar 2025 (Marktwert / Spotmittel) lag bei 0,505.

Anzulegende Werte Wind: Zuschlag × Korrekturfaktor (§ 36h EEG)

Standortgüte	Faktor	Beispiel mit Ø-Zuschlag Mai 2026 (5,06)
unter 60 % (Südregion unter 50 %)	1,42 (1,55)	7,19 (7,84) ct/kWh
70 %	1,29	6,53 ct/kWh
100 %	1,00	5,06 ct/kWh
150 % und mehr	0,79	4,00 ct/kWh

Zwischenwerte werden linear interpoliert; die Standortgüte wird nach 5, 10 und 15 Betriebsjahren anhand der tatsächlichen Erträge überprüft. Zuschlagswerte Wind an Land (mengengewichtet): Mai 2025 6,83 → Aug 2025 6,57 → Nov 2025 6,06 → Feb 2026 5,54 → Mai 2026 5,06 ct/kWh. Gesetzlicher Wert für Bürgerenergie ohne Ausschreibung, Inbetriebnahme 2025: 7,35 ct/kWh am 100-%-Standort (§ 46 EEG). Solar ohne Ausschreibung (§ 48 Abs. 1a EEG): erstes Segment (Freifläche bis 1 MW) Inbetriebnahme 2024: 6,47, 2025: 5,23; zweites Segment (Gebäude) 2024: 10,68, 2025: 9,79 ct/kWh. Dach-Ausschreibung Februar 2026: Ø 9,56 (Höchstwert 10,00); Freifläche 2026: Ø 4,94 (März) und 4,79 (Juli) ct/kWh.

Abrechnungs-Simulator: ein Monat, zwei Gutschriften interaktiv

Nachgebildet sind die monatliche Gutschrift des Direktvermarkters und die Abrechnung des Netzbetreibers. Die Regler setzen typische Werte aus den Tabellen oben; alles ist veränderbar. Beträge gerundet, ohne Umsatzsteuer.

1 Anlage und Regime

§ 51 greift: keine Marktprämie in Viertelstunden mit negativem Preis (Neuanlagen seit 25.2.2025; ältere Jahrgänge nur bei Stundenblöcken, siehe )

2 Preise und Mengen

anzulegender Wert (Zuschlag × Korrekturfaktor bzw. gesetzlicher Wert)

Wind: 5,06 × 1,29 = 6,53 (Zuschlag Mai 2026, 70-%-Standort). Solar: 5,23 (erstes Segment, Inbetriebnahme 2025).

Referenzmarktwert der Technologie (Monats- oder Jahresmarktwert)

Jahresmarktwert 2025: Wind 7,441 · Solar 4,508 ct/kWh.

Eigener Vermarktungserlös gegenüber dem Referenzwert

Profilchance: besseres Standortprofil, Speicher, gute Prognose. Im Marktwertmodell des Vermarkters ist dieser Wert null.

Vermarktungsentgelt des Direktvermarkters

Marktübliche Spanne je nach Modell, Anlagengröße und Risikoübernahme.

Anteil der Einspeisung in negativen Viertelstunden

2025: 573 negative Stunden. Solar 2024 im Jahresmittel ca. 18 % der Einspeisung, im Mai über 30 %; Wind deutlich weniger. Annahme in negativen Viertelstunden: Ø −0,5 ct/kWh.

Einspeisung im Abrechnungsmonat

Beispiel: 16,8-MW-Windpark ≈ 3.600 MWh/Monat; 10-MWp-Solarpark ≈ 850 MWh/Monat.

monatlich

Gutschrift · Direktvermarkter

Vermarktungserlös

Abrechnungsmonat · Marktwertmodell oder Spotmodell

Abschlag

Abrechnung · Anschlussnetzbetreiber

Marktprämie nach § 20 EEG

Gesamterlös im Monat (beide Gutschriften)

–

je erzeugter Kilowattstunde

–

gegenüber dem anzulegenden Wert

–

Vier durchgerechnete Fälle

Marktwerte wie in der Tabelle oben. Bei Jahresmarktwert-Anlagen sind unterjährige Monatsbeträge Abschläge, keine endgültigen Prämien.

Fall W1 · Wind · Jahresmarktwert-Regime

Bürgerenergiepark, 3 × 5,6 MW, Inbetriebnahme Juni 2025, 70-%-Standort

anzulegender Wert 7,35 × 1,299,48 ct/kWh

Marktprämie 2025 (endgültig, JW 7,441)2,04 ct/kWh

Abschlag Januar 2026 (MW 9,536)0,00 ct/kWh

Abschlag Juni 2026 (MW 7,855)1,63 ct/kWh

Abschlag Juli 2026 (MW 8,601)0,88 ct/kWh

Prämienvolumen 2026 bei 43,7 GWh/a, falls JW 2026 = 8,0≈ 0,65 Mio. €

Lesart: Die Prämie ist ein Sicherheitsnetz nach unten, kein fester Zuschlag. Steigt der Jahresmarktwert 2026 über 9,48 ct/kWh, fällt die Prämie auf null – die Einnahmen kommen dann vollständig vom Direktvermarkter. Negative Preise: Inbetriebnahme nach dem 25.2.2025 → jede negative Viertelstunde ohne Prämie, Laufzeitverlängerung nach § 51a.

Fall W2 · Wind · Monatsmarktwert-Regime

Bestandspark, Inbetriebnahme 2015, anzulegender Wert 8,00 ct/kWh (Annahme)

Oktober 2025 (MW 5,578)2,42 ct/kWh

Dezember 2025 (MW 8,349)0,00 ct/kWh

Januar 2026 (MW 9,536)0,00 ct/kWh

Juni 2026 (MW 7,855)0,15 ct/kWh

Juli 2026 (MW 8,601)0,00 ct/kWh

Lesart: Jeder Monat wird endgültig abgerechnet; Nullmonate werden nicht mit Oktober verrechnet. Für Jahrgänge bis 2015 gilt keine Negativpreis-Regel: Die Prämie fließt auch bei negativen Preisen, der Vermarkter speist ein, solange Spotpreis > −Marktprämie. Prüfpunkt: freiwilliger Wechsel in die Viertelstunden-Regel gegen +0,6 ct/kWh auf alle Mengen (§ 100 Abs. 47 EEG) – lohnt, wenn die Prämie in negativen Stunden ohnehin gering ist.

Fall S1 · Solar Freifläche · Jahresmarktwert-Regime

990 kWp, Inbetriebnahme Oktober 2024, gesetzlicher Wert erstes Segment

anzulegender Wert (§ 48 Abs. 1a, Jahrgang 2024)6,47 ct/kWh

Marktprämie 2025 (endgültig, JW 4,508)1,96 ct/kWh

Abschlag Januar 2026 (MW 11,019)0,00 ct/kWh

Abschlag April 2026 (MW 1,317)5,15 ct/kWh

Abschlag Juni 2026 (MW 6,190)0,28 ct/kWh

Abschlag Juli 2026 (MW 5,226)1,24 ct/kWh

Lesart: Wäre dieselbe Anlage im Monatsmarktwert-Regime, ergäbe die Summe der Monatsprämien mehr, weil Januar (0) nicht gegen April (5,15) verrechnet würde. Im Jahresmarktwert-Regime zählt nur AW − JW auf die gesamte Jahresmenge. Negativpreise: Jahrgang 2024 → Prämie entfällt erst bei drei zusammenhängenden negativen Stunden (§ 51 EEG 2023, Anlagen ab 400 kW).

Fall S2 · Solar Dach · Zuschlag 2026

1,5 MWp Gewerbedach, Zuschlag Dach-Ausschreibung Februar 2026

Zuschlagswert (Ø Februar 2026; Höchstwert 10,00)9,56 ct/kWh

Marktprämie bei JW Solar 4,5≈ 5,06 ct/kWh

Anteil Einspeisung bei negativen Preisen (Annahme 18 %)ohne Prämie

effektiver Wert je erzeugter kWh (ohne Laufzeitverlängerung)≈ 7,8 ct/kWh

Kompensation § 51a (Faktor 0,5 bei Solar)Laufzeit +

Lesart: Der hohe Zuschlagswert täuscht: Fast ein Fünftel der Jahreseinspeisung fällt in negative Viertelstunden, in denen weder Prämie noch Markterlös fließen – der Vermarkter regelt ab. Abhilfe: Ost-West-Ausrichtung, Speicher mit Abgrenzungsoption () oder Eigenverbrauch bzw. Direktleitung in diesen Stunden. Erst ein intelligentes Messsystem mit getesteter Steuerbox macht die Anlage fernsteuerbar – ab 100 kW Pflicht.

Praxis der Abrechnung

Gutschriftverfahren: Sowohl Direktvermarkter als auch Netzbetreiber rechnen in der Regel per Gutschrift ab; der Betreiber stellt keine Rechnung. Grundlage sind die viertelstündlichen Messwerte des Messstellenbetreibers.
Abschläge: Netzbetreiber zahlen monatliche Abschläge auf die Marktprämie (bei Jahresmarktwert-Anlagen meist auf Basis des jeweiligen Monatsmarktwerts) und rechnen nach Veröffentlichung der Jahresmarktwerte endgültig ab; Nachzahlungen und Rückforderungen sind normal.
Datenpflicht: Bis 28. Februar des Folgejahres sind dem Netzbetreiber alle für die Endabrechnung nötigen Daten zu übermitteln (§ 71 EEG), u. a. Eigenverbrauch, Speichermengen, Zuordnung der Veräußerungsform.
Redispatch 2.0: Bei netzbedingter Abregelung ersetzt der Netzbetreiber die entgangenen Erlöse inklusive Marktprämie (Spitzabrechnung oder Pauschalverfahren); die Abrechnung läuft über den Direktvermarkter als Einsatzverantwortlichen. EEG-2027-Entwurf: In kapazitätslimitierten Gebieten soll auf Entschädigung für die ersten 20 % (Wind) bzw. 18 % (Solar) der Jahresmenge verzichtet werden.

Dieselbe Viertelstunde, vier Anlagen: 0,1 ct an der Börse

Der Börsenpreis ist für alle gleich – was die Anlage erhält, hängt am Jahrgang und an der Veräußerungsform. Beispielstunde mit 0,1 ct/kWh (positiv, daher keine Negativpreis-Regel).

Anlage	Regime	Erlös in dieser Viertelstunde	Warum
Windpark, Zuschlag Mai 2026 (anzulegender Wert 5,06 × 1,29 ≈ 6,53 ct)	Marktprämie, Jahresmarktwert	0,1 ct + 0 bis ≈ 0,5 ct	Die Prämie hängt nicht an der Stunde, sondern am Jahresmarktwert: Bei JW 2025 (7,44 ct) über dem anzulegenden Wert wäre sie null; erst wenn der JW unter ≈ 6,5 ct fällt, füllt sie auf.
Bürgerwindpark 2025 (anzulegender Wert 9,48 ct)	Marktprämie, Jahresmarktwert	0,1 + 2,04 ≈ 2,1 ct	Prämie = 9,48 − 7,44 (JW 2025) = 2,04 ct – in der 0,1-ct-Stunde genauso wie in der 10-ct-Stunde. Das Preissignal bleibt: Wer die billige Stunde meidet, behält die Prämie trotzdem.
Windpark 2015 (anzulegender Wert 8,00 ct, Annahme)	Marktprämie, Monatsmarktwert	0,1 + 0 bis ≈ 2,4 ct je nach Monat	Monatsscharfe Differenz: Juni 2026 (Monatsmarktwert 7,855) → +0,15 ct; Oktober 2025 (5,578) → +2,42 ct; Januar 2026 (9,536) → null.
Dach-PV 2010, Einspeisevergütung	Festvergütung, keine § 51-Regel	≈ 39 ct – fix	Der Vergütungssatz des Jahrgangs gilt unabhängig vom Börsenpreis, auch bei 0,1 ct und auch bei negativen Preisen. Spanne im Bestand je nach Jahrgang: von knapp 8 ct (kleine Neuanlage 2026, Überschusseinspeisung) bis 57,4 ct (Jahrgang 2004).

Benchmark-Prinzip: Warum der eigene Erlös nicht zählt

Die Prämie rechnet gegen den Flottendurchschnitt (Referenzmarktwert), nicht gegen den individuellen Vermarktungserlös. Wer besser verkauft als die Flotte – bessere Prognose, Intraday-Optimierung, Abregeln in Negativstunden –, behält die Differenz vollständig. Und weil die Marktwert-Hochrechnung der Übertragungsnetzbetreiber die Einspeisung inklusive der Negativpreisstunden ansetzt, Abregelungen aber nicht herausrechnet (Anlage 1 Nr. 5 EEG), schlägt jede in der Negativstunde abgeregelte Anlage den Benchmark systematisch.

Betreiber- und Kontosicht auseinanderhalten: Für den Betreiber ist die Prämie je Kilowattstunde stundenunabhängig. Für das EEG-Konto kostet die 0,1-ct-Stunde trotzdem fast den vollen anzulegenden Wert – der niedrige Erlös drückt den Jahresmarktwert und erhöht damit die Prämie auf alle Kilowattstunden des Jahres. Das „Verschenken“ billiger Stunden steckt also bereits in den Differenzkosten, es kommt nicht noch einmal obendrauf (Einordnung in ).

Teil III · Förderung und Einsparungen›Kapitel 2 von 6

18 · Negative Preise: Wann die Prämie aussetzt – und was das kostet

Welche Regel gilt, hängt vom Inbetriebnahmedatum ab. Für Neuanlagen seit dem 25. Februar 2025 genügt eine einzige negative Viertelstunde. Ob bei Exporten in solchen Stunden „draufgezahlt“ wird, rechnet in vier Fällen durch; die Zahlungsströme einer Exportstunde zeigt .

Die Staffel nach Anlagenjahrgang (§ 51 EEG) geltend

Inbetriebnahme	Prämie entfällt, wenn …	Betroffen
bis 31.12.2015	nie – Prämie fließt auch bei negativen Preisen	Freiwilliger Wechsel in die Viertelstundenregel gegen +0,6 ct/kWh auf alle Mengen (§ 100 Abs. 47)
2016 – 2020 (EEG 2017)	… der Day-Ahead-Preis 6 Stunden in Folge negativ ist	Anlagen ab 3 MW bzw. ab drei Windenergieanlagen
2021 – 2022 (EEG 2021)	… 4 Stunden in Folge	ab 500 kW
2023 (EEG 2023)	… 4 Stunden in Folge	ab 400 kW
1.1.2024 – 24.2.2025	… 3 Stunden in Folge	ab 400 kW (ursprünglich vorgesehene Verschärfung auf 2 h ab 2026 und 1 h ab 2027 ist für Neuanlagen überholt)
ab 25.2.2025 (Solarspitzengesetz)	… eine einzige Viertelstunde negativ ist	ab 2 kW; Kleinanlagen ohne intelligentes Messsystem erst nach dessen Einbau. Auch Einspeisevergütung: keine Zahlung in negativen Viertelstunden

Kompensation (§ 51a EEG)

Der 20-jährige Förderzeitraum verlängert sich um die nicht vergüteten Viertelstunden; bei Solaranlagen wird nur die Hälfte angerechnet (Faktor 0,5). Ökonomisch ist das ein schwacher Ausgleich: Eine Viertelstunde im Jahr 2046 ist weniger wert als eine im Jahr 2026, und ob dann überhaupt noch Prämie anfällt, ist offen.

Größenordnungen Marktdaten

Jahr	Negative Stunden (Day-Ahead)
2023	301
2024	457
2025	573

Für Solar wiegt das schwerer als die Stundenzahl vermuten lässt: 2024 fielen im Jahresmittel rund 18 % der Solareinspeisung in negative Preiszeiten, im Mai über 30 %. Seit der Umstellung des Day-Ahead-Markts auf Viertelstunden (Oktober 2025) greift die Regel feingranularer.

Was der Direktvermarkter dann tut

Neuanlage (Viertelstundenregel): Abregelung, sobald der Preis negativ ist – es fließt weder Prämie noch Erlös. Die Mengen verschwinden aus der Gutschrift.
Altanlage ohne Regel: Einspeisen lohnt, solange Spotpreis + Marktprämie > 0. Bei −3 ct/kWh und 2 ct Prämie wird abgeregelt, bei −1 ct nicht.
Stundenregeln (6/4/3 h): Der Vermarkter prüft den Day-Ahead-Fahrplan am Vortag: Erst wenn der Block lang genug ist, entfällt die Prämie für den gesamten Block.

Gegenmaßnahmen mit Zahlenwirkung: Ost-West-Ausrichtung (weniger Mittagsspitze), Speicher mit Abgrenzungsoption (), Eigenverbrauch oder Direktleitung genau in diesen Viertelstunden, und bei Bestandsanlagen die Opt-in-Rechnung: +0,6 ct/kWh auf 100 % der Menge gegen den Prämienverlust auf den negativen Anteil.

„Wir verschenken Strom ans Ausland“ – was daran stimmt

Die Größenordnung

Exporte in Stunden mit negativen Preisen haben Deutschland von 2019 bis 2025 zusammen rund 266 Mio. € gekostet – bei Gesamtexporten von 180,5 TWh im Wert von rund 12 Mrd. € im selben Zeitraum. Das „Draufzahlen“ an der Grenze ist also ein Millionen-, kein Milliardenthema. Und es wird nicht doppelt gezahlt: Negative Preise drücken den Jahresmarktwert, erhöhen dadurch die Marktprämie und stecken damit bereits in den Differenzkosten des EEG-Kontos – dieselben billigen Stunden noch einmal als „verschenkten Strom“ zu addieren, wäre Doppelzählung.

Wo wörtlich verschenkt wird

Bei Anlagen ohne Negativpreis-Regel: Der Festvergütungs-Bestand (vor allem Dach-PV bis 2015, Vergütungssätze bis 57 ct) speist bei negativen Preisen ungebremst weiter ein; die Übertragungsnetzbetreiber müssen diesen Strom am Spotmarkt verkaufen – zu negativen Preisen, mit voller Vergütung obendrauf. Neuanlagen ab 25.2.2025 verlieren dagegen in jeder negativen Viertelstunde den Förderanspruch und werden abgeregelt.

Grenzanlage ≠ System: Neu bezuschlagte Wind- und Solarparks (anzulegende Werte um 5–6,5 ct) verursachen bei heutigen Marktwerten fast keine Förderkosten. Die 16–19 Mrd. € pro Jahr entstehen im Bestand mit Werten weit über Marktniveau – 2023 allein 8,5 Mrd. € für 30,8 TWh Einspeisevergütungs-Solar (≈ 28 ct/kWh), während Wind an Land 2026 nur noch rund 0,7 Mrd. € kostet. Wer über Förderkosten diskutiert, diskutiert über Verträge der Jahre 2004–2012, nicht über den Zubau von heute.

Teil III · Förderung und Einsparungen›Kapitel 3 von 6

Woraus die „Förderung“ besteht

Wer über Förderkosten spricht, meint fast immer den falschen Betrag. Ein Windpark in der geförderten Direktvermarktung hat einen gesetzlichen Gesamtzahlungsanspruch. Der wird zum weit überwiegenden Teil vom Markt bezahlt. Nur die Differenz ist Förderung. Die Abrechnung einer einzelnen Anlage in der Marktprämie steht in .

Der Aufbau in vier Schichten geltend

Im Marktprämienmodell nach § 20 EEG 2023 verkauft ein Direktvermarkter den Strom an der Börse. Der Netzbetreiber zahlt zusätzlich die Marktprämie: die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert (dem Zuschlagswert aus der Ausschreibung, gegebenenfalls korrigiert) und dem Marktwert der Technologie. Für Anlagen mit Zuschlag ab 2023 ist der Referenzwert der Jahresmarktwert.

Marktprämie = max(anzulegender Wert − Jahresmarktwert; 0)
Einnahme des Betreibers = eigener Vermarktungserlös + Marktprämie
Der Vermarktungserlös kann über dem Marktwert liegen – dieser Überschuss verbleibt beim Betreiber und wird nicht angerechnet.

Daraus folgt eine Struktur, die in der öffentlichen Debatte praktisch nie sichtbar wird:

Schicht	Wer zahlt	Charakter
Vermarktungserlös bis zum anzulegenden Wert	Stromkäufer über den Börsenpreis	Marktumsatz, keine Förderung
Marktprämie	Bundeshaushalt über das EEG-Konto	die eigentliche Förderung
Vermarktungserlös oberhalb des anzulegenden Werts	Stromkäufer	verbleibt beim Betreiber, kein Abzug (Ausnahme: Entwurf EEG 2027)
Vermiedene Netzentgelte	Netzbetreiber	mindert die Förderzahlung; bei Wind an Land seit 2023 null

Schaubild: Zusammensetzung des Zahlungsanspruchs Modell

Stellen Sie anzulegenden Wert und Jahresmarktwert ein. Der Balken zeigt, welcher Teil des Zahlungsanspruchs aus dem Markt kommt und welcher aus dem EEG-Konto.

1 Anlagenseite

Anzulegender Wert 7,77 ct/kWh

Bei Ausschreibungsanlagen der Zuschlagswert, korrigiert um den Standortfaktor. Höchstwert Wind an Land 2026: 7,25 ct/kWh.

Jahresmarktwert der Technologie 7,85 ct/kWh

Marktwertfaktor × Baseload-Preis. Prognose 2026: Wind an Land 0,905 · Wind auf See 0,910 · Solar 0,616, jeweils bezogen auf 8,678 ct/kWh Terminpreis.

Erzeugungsmenge 115,5 TWh

Prognose 2026: Wind an Land in der Marktprämie 115,5 TWh von insgesamt 138,2 TWh.

Feste Einspeisevergütung statt Marktprämie – der Netzbetreiber vermarktet selbst; der Betreiber erhält den vollen Satz, das EEG-Konto trägt die Differenz zum erzielten Börsenerlös.

Zahlungsanspruch gesamt

–

davon vom Markt

–

davon Förderung

–

Das Förderniveau der Erzeugungsarten im Vergleich Prognose 2026

Die spezifischen Sätze sind aus den veröffentlichten Absolutwerten der Übertragungsnetzbetreiber zurückgerechnet: Marktprämie = Prämienzahlung geteilt durch Prämienmenge, feste Einspeisevergütung = Vergütung abzüglich des vom Netzbetreiber erzielten Börsenerlöses, geteilt durch die Menge. Beide Größen sind Differenzkosten des EEG-Kontos und damit unmittelbar vergleichbar. Die Summe aller Positionen trifft das veröffentlichte Balkendiagramm der Übertragungsnetzbetreiber auf unter eine halbe Million Euro genau.

Alle Werte als Tabelle

Energieträger	Vermarktungsweg	Förderung	vom Markt	Menge	Differenzkosten
Windenergie an Land	feste Einspeisevergütung	0,29 ct/kWh	7,85 ct/kWh	1,0 TWh	3 Mio. €
Windenergie an Land	Marktprämie	0,56 ct/kWh	7,85 ct/kWh	115,5 TWh	642 Mio. €
Wasserkraft	Marktprämie	1,54 ct/kWh	8,68 ct/kWh	3,9 TWh	60 Mio. €
Wasserkraft	feste Einspeisevergütung	2,35 ct/kWh	8,68 ct/kWh	0,8 TWh	18 Mio. €
Solare Strahlungsenergie	Marktprämie	4,16 ct/kWh	5,35 ct/kWh	35,7 TWh	1.484 Mio. €
Windenergie auf See	Marktprämie	8,14 ct/kWh	7,90 ct/kWh	21,3 TWh	1.731 Mio. €
Energie aus Biomasse	Marktprämie	11,33 ct/kWh	8,68 ct/kWh	30,9 TWh	3.507 Mio. €
Energie aus Biomasse	feste Einspeisevergütung	11,73 ct/kWh	8,68 ct/kWh	1,8 TWh	207 Mio. €
Solare Strahlungsenergie	feste Einspeisevergütung	12,17 ct/kWh	5,35 ct/kWh	51,9 TWh	6.319 Mio. €
Geothermie	Marktprämie	14,97 ct/kWh	8,68 ct/kWh	0,2 TWh	28 Mio. €
Summe	geförderte Mengen	—	—	263,0 TWh	14.001 Mio. €

Nicht in der Grafik: Deponie-, Klär- und Grubengas (unter 0,1 TWh; die Festvergütungsmenge erwirtschaftet 2026 sogar einen Überschuss von 1,66 ct/kWh), Solar-Eigenverbrauch und Mieterstrom (1,53 ct/kWh auf 15,0 TWh) sowie die leistungsbezogene Flexibilitätsprämie für Biomasse (282 Mio. €). Die ungeförderte sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG (49,3 TWh) erhält keine Zahlung und taucht deshalb nicht auf.

Die beiden Ansichten beantworten verschiedene Fragen. Nach Fördersatz sortiert steht Windenergie an Land ganz unten und Solar-Festvergütung fast ganz oben – Faktor 22 zwischen beiden. Nach Menge gewichtet kippt das Bild nicht, es wird noch deutlicher: Die Windenergie an Land liefert mit 115,5 TWh die größte geförderte Menge und verursacht trotzdem nur 642 Mio. Euro, während die halb so große Solar-Festvergütungsmenge das Zehnfache kostet. Wer eine Technologie nach ihrem Fördersatz beurteilt, ohne das Baujahr des Bestands zu nennen, vergleicht Verträge aus zwei Jahrzehnten.

Wie stark die Förderkosten am Terminpreis hängen Modell Prognose 2026

Die gesamte Prognose steht auf einem einzigen Parameter: dem Baseload-Terminpreis von 8,678 ct/kWh. Sinkt er um einen Cent, sinken alle Marktwerte mit ihrem Marktwertfaktor – und jede Differenzkosten-Position wächst um Marktwertfaktor × Menge. Der volle Balken zeigt die Basis 2026, der gestrichelte Aufsatz den Zuwachs bei einem um 1 ct/kWh niedrigeren Terminpreis:

Zuwachs insgesamt je −1 ct Terminpreis

≤ 2,16 Mrd. €

auf 263 TWh geförderte Menge; ohne preisunabhängige Positionen (Eigenverbrauchszuschlag 229 Mio. €, Flexibilitätsprämie 282 Mio. €).

Der eigentliche Befund

+163 % vs. +5 %

Wind an Land würde sich fast verdreifachen (642 → bis zu 1.687 Mio. €), die Solar-Festvergütung legt nur um 5 Prozent zu. Absolut bleibt sie trotzdem der größte Posten.

Warum „≤“ bei Wind an Land: Die Marktprämie ist je Anlage bei null gekappt. Sinkt der Marktwert um 1 ct, steigt die Prämie nur für Anlagen, deren anzulegender Wert bereits über dem Marktwert liegt, um den vollen Cent; Anlagen knapp unterhalb rutschen erst teilweise in die Förderung. Bei Wind an Land liegt viel Bestand genau in dieser Zone (Durchschnitt 7,77 gegen Marktwert 7,85 ct/kWh) – der reale Zuwachs bleibt also unter der Obergrenze. In der Gegenrichtung gilt dasselbe asymmetrisch: Steigt der Terminpreis um 1 ct, fallen die 642 Mio. Euro nicht auf null minus, sondern nur in Richtung null – die Kappung wirkt wie eine Einbahnstraße zugunsten der Betreiber und zulasten des EEG-Kontos.

Rechenweg und Marktwertfaktoren

Zuwachs je Position = Marktwertfaktor × geförderte Menge × 1 ct/kWh. Marktwertfaktoren der ÜNB-Prognose 2026: Solar 0,616 · Wind an Land 0,905 · Wind auf See 0,910 · übrige Technologien 1,000. Bei der festen Einspeisevergütung ist der Zusammenhang exakt, weil die Differenzkosten unmittelbar Vergütungssatz minus Börsenerlös sind und der Börsenerlös mit dem Marktwert fällt. Bei der Marktprämie ist er exakt für alle Positionen, deren anzulegender Wert deutlich über dem Marktwert liegt (Wind auf See 16,08, Biomasse 20,01, Solar 9,50 gegen 5,35 ct/kWh) – nur Wind an Land liegt an der Kappungsgrenze. Beispielrechnung Solar-Festvergütung: 51,9 TWh × 0,616 ct/kWh = 320 Mio. Euro.

Die Falle des Durchschnitts Marktdaten

Ein Ergebnis, das jede Durchschnittsrechnung sprengt: Für Windenergie an Land prognostizieren die Übertragungsnetzbetreiber für 2026 einen durchschnittlichen anzulegenden Wert von 7,768 ct/kWh – bei einem erwarteten Jahresmarktwert von 7,854 ct/kWh. Der Durchschnittswert liegt also unter dem Marktwert. Nach der Formel müsste die Marktprämie null sein. Tatsächlich prognostizieren dieselben Netzbetreiber 642 Mio. Euro Marktprämie.

Der Grund liegt in der Formel selbst: Die Prämie ist bei null gekappt. Anlagen mit anzulegendem Wert über dem Marktwert erhalten die volle Differenz; Anlagen darunter erhalten null – sie zahlen nichts zurück. Eine Flotte mit gestreuten anzulegenden Werten erzeugt deshalb immer eine positive Durchschnittsprämie, auch wenn ihr Durchschnittswert unter dem Marktwert liegt.

Durchschnitt von max(AW − MW; 0) > max(Ø AW − MW; 0)
Rechnerisch: 642,2 Mio. € auf 115,5 TWh = 0,56 ct/kWh im Mittel – obwohl die Formel mit Durchschnittswerten null ergibt.

Praktische Folge für Prognosen: Wer die Förderkosten einer Technologie aus dem Durchschnitts-Zuschlagswert und einem Marktwert hochrechnet, unterzeichnet sie systematisch. Umgekehrt gilt: Der Refinanzierungsbeitrag im Entwurf des EEG 2027 hätte diese Asymmetrie beseitigt, weil er die Gegenrichtung ebenfalls abrechnet – siehe .

Herleitung: warum der Flottendurchschnitt systematisch zu wenig ergibt

Für jede einzelne Anlage gilt Prämie_i = max(AW_i − JW; 0). Der Maximum-Operator ist konvex; nach der Jensen-Ungleichung ist der Durchschnitt der Maxima deshalb stets größer oder gleich dem Maximum des Durchschnitts: Mittelwert von max(AW_i − JW; 0) ≥ max(Mittelwert(AW_i) − JW; 0). Gleichheit gilt nur, wenn alle Anlagen auf derselben Seite der Kappungsgrenze liegen.

Zahlenbeispiel mit zwei gleich großen Anlagen: AW = 6,77 und 8,77 ct/kWh, Jahresmarktwert 7,85. Der Durchschnitts-AW von 7,77 ergäbe max(7,77 − 7,85; 0) = 0. Tatsächlich zahlt das Konto max(6,77 − 7,85; 0) + max(8,77 − 7,85; 0), gemittelt also 0,46 ct/kWh – die Anlage unterhalb der Grenze kann nichts „zurückgeben“. Genau dieser Effekt erzeugt die 642 Mio. Euro Wind-an-Land-Prämie trotz eines Durchschnitts-AW unter dem Marktwert. Konsequenz für jede Flottenrechnung: Wer mit Durchschnittswerten je Technologie rechnet, unterschätzt die Förderkosten systematisch – korrekt ist nur die anlagenscharfe Summe oder eine Verteilungsannahme über die anzulegenden Werte.

Wo die Förderkosten tatsächlich entstehen Marktdaten

Der EEG-Finanzierungsbedarf 2026 beträgt nach der Berechnung der Übertragungsnetzbetreiber vom 24. Oktober 2025 14,567 Mrd. Euro. Die Aufteilung nach Energieträgern zeigt, dass die Debatte über Windkraftförderung am Kostentreiber vorbeigeht:

Energieträger	Differenzkosten 2026	Anteil	Ursache
Solare Strahlungsenergie	8.032 Mio. €	54,7 %	Festvergütungs-Bestand mit Ø 17,5 ct/kWh bei einem Marktwert von 5,3 ct/kWh
Energie aus Biomasse	3.810 Mio. €	25,9 %	Ø anzulegender Wert über 20 ct/kWh, Marktwertfaktor 1,0
Windenergie auf See	1.731 Mio. €	11,8 %	Ø anzulegender Wert 16,08 ct/kWh im Bestand
Windenergie an Land	645 Mio. €	4,4 %	Ø Marktprämie 0,56 ct/kWh (642 Mio. €) – größtenteils marktgedeckt
Sonstige erneuerbare Energien	75 Mio. €	0,5 %	Wasserkraft, Deponie-, Klär- und Grubengas, Geothermie
Sonstige Kosten und Erlöse	392 Mio. €	2,7 %	Profilservice, Börsenzulassung, Register, Zinsen
Kernfinanzierungsbedarf	14.684 Mio. €	100 %	zuzüglich 1.468 Mio. € Liquiditätsreserve, abzüglich 1.586 Mio. € Kontostand

Windenergie an Land trägt 4,4 % der Förderkosten und liefert 42 % der geförderten Strommenge. Prognostizierte Erzeugung 2026: 138,2 TWh von insgesamt 329,1 TWh EEG-Strom. Wer über Förderkosten diskutiert, diskutiert über Solar-Dachanlagen aus den Jahren bis 2015 und über Biomasse – nicht über den heutigen Windzubau.

Elf Jahre in einem Bild: Mengen, Netto-Differenzkosten, Quote Ist 2016–2024 2025e/26e

Die Prognosetabelle oben zeigt ein einzelnes Jahr. Die lange Reihe dahinter: Seit 2016 wurden rund 2.300 TWh Strom über Einspeisevergütung oder Marktprämie gefördert, dafür flossen netto rund 207 Mrd. € – im Mittel 9,0 ct/kWh. Systemgrenze hier: nur geförderte Mengen (EV + Marktprämie), ohne sonstige und ausgeförderte Direktvermarktung – deshalb liegen die Mengen unter den EEG-Gesamtzahlen der Tabelle oben.

Panel B erklärt, warum „Förderkosten“ und Strommenge zwei verschiedene Geschichten erzählen: Die Zahlungen hängen am Marktwert. In den Hochpreisjahren 2021–2023 deckte der Markt fast alles; 2022 blieben netto 4,4 Mrd. € übrig, bei Wind an Land und Wasserkraft überstiegen die Vermarktungserlöse sogar die Zahlungen. Aufsummiert über elf Jahre wird die Schere sichtbar:

Methodik, Datenstand und Grenzen

Netto-Differenzkosten = Marktprämie (Differenzzahlung) + Einspeisevergütung abzüglich Vermarktungswert der EV-Mengen. Bewertungssatz: Jahresmittelwert MW Solar(a) nach § 33 EEG 2012 (netztransparenz), da Solar 72–89 % der EV-Mengen stellt. Der mengengewichtete Jahresmarktwert liegt darunter (Solar 2024: 4,624 vs. 5,858 ct/kWh) – die Netto-Werte sind eher eine Untergrenze. Brutto wurden 2016–2024 an Betreiber 201 Mrd. € gezahlt.
Ist 2016–2024 aus den EEG-Jahresabrechnungen (Mengentestaten) der ÜNB; 2025e eigene Schätzung (Interpolation 2024-Ist/2026e; Summe 15,6 Mrd. € konsistent mit dem EEG-Bundeszuschuss 2025 von 16,5 Mrd. €); 2026e ÜNB-Prognose vom 24.10.2025. Die Ist-Abrechnung 2025 erscheint am 15.09.2026.
Lesehinweis Quote: Die ct/kWh-Werte sind Elfjahres-Bestandsmittel, keine Grenzkosten des Zubaus. Für Neuanlagen 2026 liegt die Rangfolge anders: Wind-an-Land- und Solar-Neuzuschläge erzeugen kaum noch Differenzkosten, während die Solar-Quote vom Festvergütungs-Bestand der Jahre bis 2015 dominiert wird.

Live-Rechner: Wie stark dämpfen Wind & Solar den Börsenpreis? Energy-Charts-API Regression

Die Kehrseite der Förderkosten: Wind- und Solarstrom verdrängen in jeder Stunde teurere Kraftwerke und senken so den Day-Ahead-Preis (Merit-Order-Effekt). Dieser Rechner lädt auf Klick die stündlichen Originaldaten (Preis, Erzeugung, Last) direkt von der Energy-Charts-API des Fraunhofer ISE in Ihren Browser und schätzt eine lastkontrollierte Regression: Preis ~ Last + Wind an Land + Wind auf See + Solar. Daraus: mittlere Preisdämpfung je Technik und Entlastungsvolumen (Dämpfung × Jahreslast).

Hinweis: Beim Klick wird eine Verbindung zu api.energy-charts.info (Fraunhofer ISE) aufgebaut; die Erzeugungsdaten werden monatsweise geladen (12 Anfragen je Jahr, zusammen rund 20 MB, WLAN empfohlen; die API drosselt öffentliche Abfragen, deshalb mit Pausen); auf Netlify läuft die Abfrage zuerst über die _redirects-Proxy-Regel der eigenen Domain, sonst direkt. Es werden keine Daten dieser Seite übertragen.

Krisenjahr 2022 in den Summen ausklammern

Noch keine Daten geladen.

Jahr	Ø-Preis €/MWh	Dämpfung €/MWh Wind Land	Dämpfung Wind See	Dämpfung Solar	Entlastung Mrd € Wind Land	Entlastung Wind See	Entlastung Solar	Entlastung Σ	EEG-Netto Mrd €

Elfjahres-Gegenüberstellung als Bild (Beispiel-Lauf vom 27.08.2026, 2026 anteilig – aktuelle Werte liefert der Rechner oben):

Hochrechnung 2026 (Stand 15.09.2026) – bis der Rechner oben die Ist-Stunden liefert: Halbjahreswerte des Fraunhofer ISE (Wind an Land 52,8, auf See 14,6, PV-Netzeinspeisung 43,2, Last 237 TWh), mit den Halbjahresanteilen von 2025 auf das Jahr hochgerechnet, Dämpfung je Gigawatt aus der ISE-Stundenregression 2025 (Wind 1,43, Solar 2,42 €/MWh je GW), obere Spanne +15 % für das höhere Preisniveau 2026. Anker: Nach der ISE-Kontrafaktik hätte der Börsenpreis im April 2026 ohne die Erneuerbaren 76 % höher gelegen, rund 52 €/MWh.

Für Wind auf See ist derselbe Koeffizient je GW angesetzt wie für Wind an Land; die Regression oben findet für See wegen der kleinen Einspeisebasis die unsichersten Werte. Ergebnis: 21–25 Mrd. € nach Regressionslogik, 11–12 Mrd. € mit dem 0,5×-Abschlag, gegen 14,7 Mrd. € EEG-Kernbedarf.

Methodik, Einordnung und Grenzen

Schätzverfahren: OLS auf Stundenbasis, Preis ~ Konstante + Last + Wind an Land + Solar (alle in GW). Die Lastkontrolle behebt die größte Verzerrung der einfachen Punktwolken-Fits (Solar speist mittags ein, wenn die Last hoch ist – ohne Kontrolle wird der Solareffekt unterschätzt). Preiszonen: bis 09/2018 DE-AT-LU, danach DE-LU; 15-Minuten-Daten werden auf Stundenmittel aggregiert.
Was die Zahl bedeutet: kurzfristig-statische Preisdämpfung im bestehenden System – keine Kontrafaktik-Simulation. Ohne EE hätte es langfristig einen anderen Kraftwerkspark gegeben (Effekt kleiner), aber auch höhere Gasnachfrage und -preise (Effekt größer); Importe würden einen Teil abfedern. Abregelung bei Preisen um 0 € staucht die gemessene Steigung. Ein lineares Modell mittelt zudem über die konvexe Merit Order.
Nicht saldieren: Die Entlastung ist überwiegend eine Umverteilung von Erzeugern zu Verbrauchern (inkl. Exportkunden), die EEG-Differenzkosten sind ein Transfer an Betreiber – die Spalten stehen bewusst nebeneinander, nicht als Saldo. Ein Teil der Preisdämpfung senkt zudem die Marktwerte und erhöht damit selbst die Marktprämien (Rückkopplung).
Ausreißer 2022: Im Gaskrisenjahr liefert die lineare Schätzung extreme Dämpfungswerte (hohes Preisniveau, stark konvexe Merit Order, Gaspreis als gemeinsamer Treiber) – die 2022er-Zeile ist eher eine Obergrenze und dominiert jede Mehrjahressumme. Für Wind auf See sind die Koeffizienten wegen der kleinen Einspeisebasis am unsichersten.
Konservative Untergrenze: Die Bilanz weist die Entlastung als Spanne 0,5× bis 1,0× des Regressionswerts aus. Der Faktor 0,5 ist eine Heuristik, verankert am 2022er-Vergleich Fundamentalmodell (~43 Mrd €) zu Regression (~81 Mrd €) und deckt Konvexität, Gaspreis-Konfundierung und fehlende Systemanpassung pauschal ab.
Fundamentalmodelle liegen tiefer: Studien mit voller Systemanpassung (anderer Kraftwerkseinsatz, Im-/Exporte, normalisierte Brennstoffpreise) kommen auf deutlich kleinere Werte – etwa Consentec (Szenariorahmen ~2030): Lastdeckungskosten Deutschland ohne EE rund 43 Mrd €/a höher. Die statische Ist-Regression misst dagegen das tatsächliche Preisgefüge des jeweiligen Jahres – im Extremjahr 2022 daher ein Vielfaches.
Vergleichswerte: Publizierte Modellrechnungen liegen typisch darunter: enervis/BSW (Fundamentalmodell) ~6–7 Mrd € für PV im Jahr 2024; FÖS (Regression) ~39 €/MWh für Wind an Land 2024. Die EEG-Netto-Spalte entspricht der Elfjahresreihe oben (2025e/26e geschätzt).

Teil III · Förderung und Einsparungen›Kapitel 4 von 6

Bei welchen Exporten zahlen wir wirklich drauf?

Die Frage ist berechtigt – aber sie muss anders gestellt werden, als sie meist gestellt wird. Denn eine bestimmte Kilowattstunde lässt sich weder physikalisch noch abrechnungstechnisch dem Export zuordnen. Was sich dagegen exakt beantworten lässt: In welcher Konstellation ist der Saldo aus Markterlös und Förderzahlung negativ.

Erste Klarstellung: Es gibt keine geförderte Exportkilowattstunde

Physikalisch

Strom im Verbundnetz ist nicht unterscheidbar. Ein Windpark in Schleswig-Holstein speist in das nächstgelegene Umspannwerk ein; wohin die Leistung fließt, entscheidet die Kirchhoffsche Regel, nicht der Liefervertrag. Die energieträgerscharfen Import- und Exportstatistiken der Bundesnetzagentur sind ausdrücklich Rechenkonventionen über den Erzeugungsmix der jeweiligen Stunde.

Abrechnungstechnisch

Die Marktprämie bemisst sich nach § 20 EEG 2023 aus dem anzulegenden Wert und dem Jahresmarktwert der Technologie – einer Kennzahl der gesamten Flotte über das gesamte Kalenderjahr. Weder der Standort noch der Abnehmer noch die Handelsrichtung gehen in die Formel ein. Ein Exportgeschäft verändert die Prämie eines einzelnen Betreibers um exakt null.

Was die folgenden Rechnungen sind: eine Zuordnungsfiktion. Sie unterstellen, dass eine bestimmte Menge dem Export zugerechnet wird, und prüfen, ob der Saldo positiv oder negativ ausfällt. Das ist ein legitimes Gedankenexperiment, um Größenordnungen zu prüfen – aber keine Abrechnung, und niemand stellt eine solche Rechnung auf.

Der indirekte Weg, auf dem Export und Förderung wirklich zusammenhängen

Es gibt einen Zusammenhang – er verläuft nur genau umgekehrt zur landläufigen Annahme. Der Jahresmarktwert einer Technologie ist der mengengewichtete Durchschnittserlös ihres Einspeiseprofils. Er wird durch billige Stunden gedrückt, und je niedriger er ist, desto höher fällt die Marktprämie auf sämtliche Kilowattstunden des Jahres aus.

Ohne Exportmöglichkeit wäre der Preis in den Überschussstunden niedriger – der Absatz für die Menge fiele weg, mehr Anlagen müssten abregeln, der Preis rutschte tiefer ins Negative. Der Jahresmarktwert wäre also kleiner und die Förderkosten wären höher.

Entlastung des EEG-Kontos durch Exportmöglichkeit
= (Preis mit Export − Preis ohne Export) × Exportmenge
Der Effekt ist unabhängig von der Gesamtjahresmenge: Ein höherer Jahresmarktwert senkt die Prämie je Kilowattstunde auf allen Mengen, aber der auf die Exportmenge zurückgehende Anteil bleibt derselbe.

Anders formuliert: Exportkapazität ist ein Förderkostendämpfer. Sie erschließt Absatz für Stunden, in denen das Inland gesättigt ist, hält den Preis in diesen Stunden oben, hebt damit den Jahresmarktwert und verkleinert die Differenz, die das EEG-Konto tragen muss. Genau deshalb ist der Ausbau der Grenzkuppelkapazität nicht nur netz-, sondern auch haushaltspolitisch begründet.

Vier Fälle, durchgerechnet Modell

Dieselbe Menge, dieselbe Stunde, vier verschiedene Förderregime. Verschieben Sie die Regler und beobachten Sie, in welchem Fall das EEG-Konto tatsächlich verliert.

Die Rechtsgrundlagen der vier Fälle

Fall 1 beruht auf § 51 EEG 2023 in der Fassung des Solarspitzengesetzes vom 25.02.2025: Für Neuanlagen entfällt der Anspruch auf die Marktprämie in jeder Viertelstunde mit negativem Day-Ahead-Preis; § 51a verlängert dafür den Vergütungszeitraum um die ausgefallenen Zeiten. Fall 2 bildet den älteren Bestand ab, für den je nach Inbetriebnahmejahr gar keine oder erst ab längeren Negativpreisphasen greifende Regeln gelten (historisch die Vier- bzw. Sechs-Stunden-Regel früherer EEG-Fassungen) – wirtschaftlich entscheidet dann allein, ob die Prämie den negativen Preis übersteigt. Fall 3 ist die feste Einspeisevergütung nach § 21 EEG für Kleinanlagen, auf die der Anspruchsverlust seit dem Solarspitzengesetz ebenfalls anzuwenden ist; die Vermarktung übernimmt der Übertragungsnetzbetreiber. Fall 4 ist derselbe Vergütungsanspruch ohne Negativpreisregel – der Altbestand, dessen Verträge vor Einführung der Regeln geschlossen wurden und Bestandsschutz genießen. Maßstab ist stets die Rechtslage im Inbetriebnahmejahr; die Seite gibt die Systematik wieder, nicht jede Übergangsvorschrift.

1 Förderseite

Anzulegender Wert in der Marktprämie 7,77 ct/kWh

Gilt für die Fälle 1 und 2. Prognose 2026 für Wind an Land: 7,77 ct/kWh im Durchschnitt.

Satz der festen Einspeisevergütung 28,74 ct/kWh

Gilt für die Fälle 3 und 4. Dachanlagen mit Inbetriebnahme um 2011 liegen in dieser Größenordnung; der Prognosedurchschnitt aller Solar-Festvergütungsanlagen beträgt 2026 17,51 ct/kWh.

Jahresmarktwert der Technologie 7,85 ct/kWh

Maßgeblich für die Marktprämie – nicht der Preis der einzelnen Stunde.

2 Marktseite in der betrachteten Stunde

Börsenpreis Deutschland 2,50 ct/kWh

Negative Werte sind zulässig; die Gebotsgrenze am Vortagsmarkt liegt bei −50 ct/kWh.

Preis ohne Exportmöglichkeit 0,50 ct/kWh

Kontrafaktisch: Was der Preis wäre, wenn diese Menge im Inland bliebe. Liegt regelmäßig unter dem tatsächlichen Preis.

Preisdifferenz zur Nachbarzone 1,20 ct/kWh

Verbleibende Differenz nach der Kopplung. Null bedeutet volle Preiskonvergenz – dann gibt es keinen Engpasserlös.

Anteil Deutschlands am Engpasserlös 50 %

Betrachtete Menge 5,0 TWh

Zum Vergleich: Gesamtexport Deutschlands 2025 lag bei 54,3 TWh.

Engpasserlös deutsche Seite

–

fließt in Kapazitätssicherung und Netzausbau

Entlastung des EEG-Kontos durch die Exportmöglichkeit

–

Die Antwort in einem Satz

Wo kein Verlust entsteht

Marktprämie mit Negativpreisregel. Bei negativen Preisen entfällt der Förderanspruch, der Direktvermarkter regelt ab. Es fließt weder Erlös noch Förderung – ein Verlust kann gar nicht entstehen. Der Betreiber erhält als Ausgleich eine Verlängerung des Förderzeitraums.
Marktprämie bei positiven Preisen. Der Erlös ist positiv, die Grenzkosten von Wind und Solar sind praktisch null. Selbst wenn man die volle Prämie der Menge zurechnet, ist die Prämie ein Transfer zwischen Steuerzahler und Betreiber, kein Ressourcenverbrauch. Volkswirtschaftlich fließt Geld aus dem Ausland herein – zuzüglich des Engpasserlösanteils.

Wo tatsächlich draufgezahlt wird

Festvergütung ohne Negativpreisregel. Der Altbestand – vor allem Dach-Solaranlagen bis 2015 mit Sätzen bis in den höheren zweistelligen Cent-Bereich – speist bei negativen Preisen ungebremst weiter ein. Der Übertragungsnetzbetreiber muss die Menge am Spotmarkt verkaufen, auch zu negativen Preisen, und die volle Vergütung wird obendrauf gezahlt. Das EEG-Konto trägt beides.
Diese Konstellation hat mit dem Export allerdings nichts zu tun. Sie entsteht unabhängig davon, ob die Menge exportiert oder im Inland abgesetzt wird – der Export mildert sie sogar, weil er den Preis anhebt.

Und die doppelte Buchführung, die man vermeiden muss: Billige Stunden drücken den Jahresmarktwert und erhöhen dadurch die Marktprämie. Dieser Effekt steckt bereits vollständig in den ausgewiesenen Differenzkosten des EEG-Kontos. Wer dieselben Stunden zusätzlich als „verschenkten Strom“ addiert, zählt sie zweimal.

Netzkosten: Was davon gehört den Erneuerbaren? NEP/StromNEV NEP 2025: Entwurf

Der Netzausbau ist der größte Infrastrukturposten der Energiewende – aber er hat zwei Treiber: den Transport der Erneuerbaren (Nord-Süd, Anschlüsse) und die Elektrifizierung der Nachfrage (Wärmepumpen, E-Mobilität, Industrie). Eine amtliche Aufteilung existiert nicht. Fair ist deshalb nur eine Betrachtung, die drei Stufen trennt: klar EE-kausal (Offshore-Anbindung, HGÜ-Nord-Süd, EE-Anschlüsse), gemischt (Verstärkungen, die beidem dienen) und lastgetrieben (Verteilnetzausbau für neue Verbraucher) – letzterer gehört der Elektrifizierung, nicht den Erneuerbaren.

Zahlenanker (Investitionen bis 2045)	Mrd €	Status
Übertragungsnetz, NEP 2023–2037/2045 (bestätigt)	327,7	inkl. Offshore-Anbindung; BNetzA-bestätigt 03/2024
Übertragungsnetz, NEP 2037/2045 (2025), 1. Entwurf	360–390	Entwurf, Konsultation seit 12/2025
davon Szenariodifferenz B − A („mehr EE-Ausbau“)	≈ +41	Entwurf – Näherung für EE-Grenzkosten im ÜN
Verteilnetze bis 2045 (ef.Ruhr-Schätzung)	≈ 430	Studie; Treiber überwiegend Last/PV-Anschluss, Split offen
Offshore-Netzanbindung (bis 70 GW)	in ÜN-Werten enthalten	klar EE-kausal; Wälzung über Offshore-Netzumlage

Faire Umrechnung auf die Kilowattstunde: Netze leben 40–80 Jahre – ein Investitionsberg darf deshalb nicht auf ein Jahr, sondern nur als Annuität über die Nutzungsdauer umgelegt werden (betriebsgewöhnliche Nutzungsdauern nach Anlage 1 StromNEV, Leitungen typisch 40–50 Jahre; kalkulatorische Verzinsung nach § 7 StromNEV/ARegV). Der Rechner legt die zugerechnete Investition als Annuität auf die jährliche EE-Strommenge um:

Investitionssumme gesamt: 300 Mrd €
davon den Erneuerbaren zugerechnet: 70 %
Realzins: 3,0 %
Nutzungsdauer: 45 Jahre
EE-Strommenge: 550 TWh/a

Reine CAPEX-Annuität: Betriebskosten, Netzverluste und Redispatch (Kapitel 16) kommen hinzu; Bestandsnetz-Kosten stecken bereits in den heutigen Netzentgelten. Gegenposition mitdenken: Ohne Erneuerbare bräuchte das System andere Infrastruktur (Kraftwerksanschlüsse, Brennstofflogistik) – Zurechnung ist keine Einsparung. Quellen: BNetzA/ÜNB (NEP), IMK 12/2024, ef.Ruhr, StromNEV.

Backup-Kosten: gesicherte Leistung für die Dunkelflaute Kraftwerksliste/BNetzA Kapazitätsmarkt: Gesetz ausstehend

Wind und Solar liefern Arbeit, aber keine gesicherte Leistung – die Höchstlast (zuletzt über 83 GW) muss auch in der Dunkelflaute gedeckt sein. Diese Kosten sind Kapazitätskosten: Sie hängen an installierten Kilowatt und Fixkosten pro Jahr, nicht an erzeugten Kilowattstunden. Fair gerechnet wird deshalb wieder als Annuität: Backup-Kosten je EE-kWh ≈ (benötigte GW × Fixkosten-Annuität in €/kW·a) ÷ EE-Strommenge – die konkreten Parameter (Gas-/H₂-ready-CAPEX, Batteriekosten, Volllaststunden) stellt der Gesamtkonzept-Rechner im EE-Cockpit ein.

Drei Schichten, drei Rollen: Thermisches Backup (Kraftwerksstrategie: 12-GW-Ausschreibung 2026, Ziel über 41 GW steuerbare Leistung bis 2031; ab 2032 Kapazitätsmarkt – EU-beihilferechtlich geeinigt, Gesetz noch ausstehend) deckt die seltenen langen Lücken; bezahlt wird künftig Verfügbarkeit statt Arbeit. Batterien (3,7 GW in Betrieb, stark wachsend) verschieben Stunden – sie glätten Mittagsspitze und Abendlast, ersetzen aber keine Flautenwoche. Reserven außerhalb des Marktes bleiben die letzte Schicht – die Kapazitätsreserve (1,2 GW kontrahiert, ab Oktober 2026 1,3 GW) wurde seit Einführung nie aktiviert; Details in .

Keine Doppelzählung: Ein Teil dieser Fixkosten steckt schon heute im Strompreis (Knappheitsstunden) und künftig in einer Kapazitätsmarkt-Umlage. Wer Backup-Annuitäten zusätzlich zu Marktpreis-basierten Rechnungen wie dem Preisdämpfungs-Rechner in Kapitel 19 addiert, zählt doppelt. Und genau hier liegt die häufigste Unschärfe von Vergleichsrechnern: Bei netzprobe.de etwa bleiben die Brückenkosten des Ersatzsystems unsichtbar – einer der acht versteckten Stellhebel aus unserem Audit. Fallbeispiel: Die vom BMWE genannten „Systemkosten von über 36 Mrd. €/Jahr“ (Reiche, FAZ-Gastbeitrag) sind ein Mix aus EEG-Förderung, Reserven-Vorhaltung, Redispatch-Entschädigungen und Preis-/Netzzuschüssen – laufende Transfers und Betriebskosten, keine Investitionen; sie überlappen zudem stark mit den ~29,5 Mrd. € Bundeszuschüssen 2026 (IW) und dürfen weder damit noch mit den NEP-Investitionen addiert werden. Die ehrliche Reihenfolge: erst Systemgrenze festlegen (nur EE-Zubau? ganzes Ersatzsystem?), dann Kapazitäts- und Arbeitskosten getrennt ausweisen, dann vergleichen.

Netzentgelte & Reserven: Was davon ist ein „Erneuerbaren-Problem“? BNetzA/NEP/NNF

Erst das Prinzip: Reserven und Regelleistung gab es auch im alten System (n-1-Redundanz, Regelenergie) – der klassische Regelleistungsbedarf ist trotz EE-Ausbau nicht mitgewachsen. Den Erneuerbaren zurechenbar ist also nur der Zuwachs, und der zerfällt in vier Spalten: EE-Standorteffekt (Erzeugung wandert nach Norden), Netzausbau-Verzug (Redispatch ist Übergangskosten – mit den HGÜ-Leitungen sinkend angelegt), Kernkraft-Ausstieg (die Süd-Erzeugungslücke ist eine politische Entscheidung, keine EE-Eigenschaft) und Exporthandel: Die auslegungsrelevante Stunde der Netzreserve 2028/29 war eine Exportstunde mit +17,6 GW Nettoexport – einen Teil der Reserve halten wir für Europas Strombinnenmarkt vor (Beleg in ). Die nie aktivierte Kapazitätsreserve ist dabei eine Versicherungsprämie, kein Schadensposten.

Die aktuelle Entgelthöhe hat fünf Treiber: (1) Kapitalkosten der Investitionswelle – 327,7 Mrd. € Übertragungsnetz bestätigt, ≈ 430 Mrd. Verteilnetze; die Zinswende wirkt doppelt, weil der regulierte Eigenkapitalzins für Neuanlagen dem Basiszins folgt (+3 Prozentpunkte Wagniszuschlag). (2) Engpasskosten-Wälzung: Redispatch und Abregelungsentschädigungen (≈ 4,7 Mrd. € 2025) plus Reservevorhaltung. (3) Divisor-Effekt: Entgelte sind Kosten ÷ entnommene Kilowattstunden – Eigenverbrauch und Effizienz schrumpfen die Basis, das Lastwachstum aus Wärmepumpen und E-Mobilität kommt erst. (4) Politik-Sprünge: Die Streichung des 5,5-Mrd.-Bundeszuschusses nach dem KTF-Urteil trieb die Entgelte 2024; der neue Milliardenzuschuss ab 2026 dämpft sie wieder – beides ändert den Träger, nicht die Kosten. (5) Offshore-Anbindung (eigene Umlage).

Also: primär ein EE-Problem? Als Monokausalität nein. Der berechtigte Kern: EE-Transport ist der größte Einzeltreiber der Übertragungsnetz-Investitionen. Aber der Verteilnetz-Ausbau der Zukunft ist überwiegend lastgetrieben (Elektrifizierung), der Redispatch hälftig eine Netzverzugs- und Standortgeschichte, die aktuelle Entgeltspitze hängt stark an Zins, Divisor und Zuschuss-Politik – und ein Stück Reserve zahlen wir für den europäischen Handel. Wer „hohe Netzentgelte = Erneuerbare“ setzt, bucht vier fremde Rechnungen auf ein Konto.

Der Bundeszuschuss 2026 und sein EE-Anteil

Was der Zuschuss ist: 6,5 Mrd. € aus dem Klima- und Transformationsfonds für die vier Übertragungsnetzbetreiber, geregelt im neuen § 24c EnWG (Gesetz in Kraft seit 12.12.2025), ausgezahlt in zehn Monatsraten von Februar bis November 2026, vollständig zur Senkung der Netzentgelte einzusetzen und von der Bundesnetzagentur kontrolliert. Das bundeseinheitliche Übertragungsnetzentgelt sinkt damit um 57 %, von 6,65 auf 2,86 ct/kWh; gerechnet entspricht das einer ÜNB-Kostenbasis von rund 11,4 Mrd. € (6,5 Mrd. ÷ 3,79 ct ≈ 171 TWh Entnahme). Beim Haushalt kommen davon ≈ 1,6 ct/kWh an, über die vorgelagerten Netzkosten der Verteilnetzbetreiber; Industrie an Hoch- und Mittelspannung profitiert stärker. 2027 sind 5,5 Mrd. € geplant.

Wie viel davon Wind und Solar: Der Zuschuss senkt alle Kostenblöcke anteilig, sein EE-Anteil ist also der EE-Anteil an den Netzkosten. Mit den Zurechnungskonventionen dieser Seite (Engpass 40 / 40 / 20, Ausbau 45 % Wind, 10 % PV) und der Kostenstruktur des Übertragungsnetzes 2025 sind das 22 bis 39 %, also 1,4 bis 2,5 Mrd. €. Die Spanne entsteht fast ganz aus einer Frage: Zählt der Redispatch, der nur existiert, weil SuedLink und SuedOstLink Jahre hinter dem Bedarf liegen, als EE-Kosten oder als Kosten des Netzausbau-Verzugs?

Offener Verifikationspunkt: Die amtliche Zerlegung der Entgelte (Kapital- vs. Engpasskostenanteil je Netzebene) aus Monitoringbericht und ÜNB-Kalkulationen – wird nachgezogen, sobald der Monitoringbericht 2026 vorliegt (Ende November). Bis dahin sind die Kostenstruktur (Amprion 2025, bundesweit skaliert) und der Anteil des Ausbaus seit 2019 an den Kapitalkosten (≈ 45 %) Schätzungen.

Teil III · Förderung und Einsparungen›Kapitel 5 von 6

Fall Windenergie an Land: Förderstruktur in Zahlen

Der Energieträger, um den am lautesten gestritten wird, ist der mit dem niedrigsten Förderanteil. Alle Zahlen: Prognose der Übertragungsnetzbetreiber für den EEG-Finanzierungsbedarf 2026, veröffentlicht am 24. Oktober 2025.

Erzeugung Wind an Land 2026 Prognose

138,2 TWh

42 % der gesamten EEG-Strommenge von 329,1 TWh.

Differenzkosten im EEG-Konto

645 Mio. €

4,4 % des Kernfinanzierungsbedarfs von 14.684 Mio. €.

Anteil geförderte Direktvermarktung

83,6 %

115,5 TWh in der Marktprämie, 21,6 TWh sonstige Direktvermarktung, 1,0 TWh Festvergütung.

Installierte Leistung Ende 2026

75,9 GW

Ende 2025: 68,7 GW. Bruttozubau 2026 prognostiziert 8,3 GW, Rückbau 1,1 GW.

Die Aufteilung des Zahlungsanspruchs 2026 Prognose

Position	Mio. €	ct/kWh	Erläuterung
Gesetzlicher Gesamtzahlungsanspruch	9.056,8	7,77	Anzulegender Wert × geförderte Menge, einschließlich Festvergütung
davon Vermarktungserlöse bis zum anzulegenden Wert	8.330,1	7,21	vom Markt getragen – keine Förderung
davon Marktprämie	642,2	0,56	Förderung, aus dem Bundeshaushalt über das EEG-Konto
davon Festvergütung	84,5	8,14	Kleinanlagen und Ausfallvergütung, 1,0 TWh
Vermarktungserlöse oberhalb des anzulegenden Werts	722,3	0,63	verbleibt beim Betreiber, wird nicht angerechnet
Börsenerlöse der Netzbetreiber aus Festvergütungsmengen	81,5	7,85	mindert die Differenzkosten
Differenzkosten EEG-Konto	645,2	0,47	642,2 + 84,5 − 81,5, bezogen auf 138,2 TWh

Der Satz, auf den es ankommt: 92,0 % des Zahlungsanspruchs der Windenergie an Land werden 2026 voraussichtlich vom Markt getragen, 7,1 % sind Marktprämie. Bezogen auf die gesamte erzeugte Menge einschließlich der ungeförderten sonstigen Direktvermarktung sinkt die Differenzkostenquote auf 0,47 ct/kWh.

Warum die Prämie so klein ist – und was das für die Zukunft heißt

Der Marktwertfaktor

Windenergie an Land erzielt 2026 voraussichtlich 90,5 % des Baseload-Preises – also 7,85 ct/kWh bei einem Terminpreis von 8,678 ct/kWh (Phelix-DE Baseload Cal-26, Feststellungszeitraum 16.06. bis 15.09.2025 nach Anlage 1 Nr. 11 EnFG). Solar erreicht dagegen nur 61,6 %, weil die Einspeisung stark gleichzeitig ist und die eigenen Erzeugungsstunden systematisch verbilligt.

Der Windprofilfaktor sinkt mit wachsendem Ausbau ebenfalls, aber deutlich langsamer – Windeinspeisung ist über Tages- und Jahreszeiten wesentlich gleichmäßiger verteilt. Genau dieser Unterschied erklärt den Kostenabstand zwischen Wind und Solar im EEG-Konto.

Die Zuschlagswerte

Die anzulegenden Werte neuer Windparks liegen inzwischen nahe am Marktwert. In der Ausschreibung Mai 2026 lag der mengengewichtete durchschnittliche Zuschlagswert bei 5,06 ct/kWh (Spanne 4,75 bis 5,61 ct/kWh); der Höchstwert 2026 beträgt 7,25 ct/kWh.

Der Zuschlagswert ist allerdings nicht der anzulegende Wert: Er wird mit dem Korrekturfaktor des Standorts multipliziert (Gütefaktor nach dem Referenzertragsmodell). An windschwachen Standorten liegt der anzulegende Wert deshalb deutlich über dem Gebot, an windstarken darunter.

Konsequenz für Prognosen: Solange der Terminpreis in der Größenordnung von 8–9 ct/kWh liegt und der Windprofilfaktor bei etwa 0,9, erwirtschaften neu bezuschlagte Windparks ihren anzulegenden Wert weitgehend am Markt. Die Förderkosten der Windenergie an Land werden in dieser Konstellation vom Bestand dominiert, nicht vom Zubau – und der Bestand mit hohen Werten läuft in den kommenden Jahren aus der zwanzigjährigen Förderdauer.

Empfindlichkeit gegenüber dem Preisniveau

Die Förderkosten der Windenergie hängen fast vollständig am Großhandelspreis – und damit auch daran, wie viel Absatz der Handel über die Grenzen erschließt. Die Wirkungsrichtung ist eindeutig:

Veränderung	Jahresmarktwert Wind	Marktprämie	Verbraucherpreis
Großhandelspreis steigt	steigt	sinkt	steigt
Großhandelspreis fällt	fällt	steigt	sinkt
Mehr Exportkapazität	steigt (Absatz in Überschussstunden)	sinkt	steigt minimal
Mehr Importkapazität	fällt (Preisdruck in Knappheitsstunden)	steigt	sinkt deutlich
Mehr Zubau ohne Flexibilität	fällt (Profilfaktor sinkt)	steigt	sinkt

Die politisch unbequeme Symmetrie: Förderkosten und Verbraucherpreise bewegen sich gegenläufig. Jede Maßnahme, die den Großhandelspreis senkt, entlastet die Verbraucher und belastet den Bundeshaushalt – und umgekehrt. Wer beides gleichzeitig verspricht, muss erklären, aus welcher dritten Quelle die Differenz kommt. Die einzige Maßnahme, die beides in dieselbe Richtung bewegt, ist eine Senkung der realen Erzeugungskosten – also Netzausbau, Flexibilität und Speicher.

Teil III · Förderung und Einsparungen›Kapitel 6 von 6

22 · Stromlieferverträge (PPA) und das EEG 2027: Was sich ab 2027 ändert

Der Kabinettsentwurf vom 29. Juli 2026 macht aus der einseitigen Marktprämie einen zweiseitigen Differenzvertrag – und aus dem PPA einen einmaligen, unumkehrbaren Ausstieg.

Der zweiseitige CfD im Entwurf Entwurf · Kabinett 29.7.2026

Jahresmarktwert < anzulegender Wert → Marktprämie = AW − JW (wie heute)
Jahresmarktwert > anzulegender Wert → Refinanzierungsbeitrag = JW − AW (neu, § 21d EEG-2027-E)

Bemessung: jährlich, je erzeugter und eingespeister Kilowattstunde, einschließlich zwischengespeicherter Mengen; gilt für Anlagen ab 100 kW – auch in der sonstigen Direktvermarktung. Ein Wechsel in die sonstige Direktvermarktung befreit also nicht mehr vom Beitrag.
Schutz bei niedrigen Preisen: Der Beitrag ist auf den Spotpreis abzüglich eines Mindesterlöses gedeckelt (0,5 ct/kWh Solar, 1,0 ct/kWh Wind). In Viertelstunden mit negativen Preisen gibt es weder Prämie noch Beitrag.
Rechenbeispiel Kappung (Wind, Mindesterlös 1,0): anzulegender Wert 6,5, Jahresmarktwert 8,0 → Beitrag 1,5 ct/kWh. Je Viertelstunde gilt: Spot 8,0 → 1,5 abführen, 6,5 netto · Spot 2,5 (= Beitrag + Mindesterlös) → 1,5 abführen, 1,0 netto · Spot 2,0 → nur 1,0 abführen, 1,0 netto · Spot 0,1 → 0 abführen, 0,1 netto · Spot −0,5 → weder Prämie noch Beitrag, abregeln. Der Nettoerlös bleibt in jeder positiven Viertelstunde ≥ 0 (mindestens min(Spot; Mindesterlös)) – die Kappung nimmt dem Beitrag gezielt die Wirkung einer Abregelschwelle bei positiven Preisen. Kehrseite: Im Band zwischen Mindesterlös und Beitrag + Mindesterlös ist der Nettoerlös flach – das Viertelstunden-Preissignal (auch für Speicherverschiebung) ist dort ausgeschaltet; zwischengespeicherte Mengen unterliegen dem Beitrag ausdrücklich mit.
Kein Ausweichen im Förderregime: Die Zahlungspflicht gilt nach dem Kabinettsentwurf auch während Phasen sonstiger Direktvermarktung – der alte Arbitragepfad (Hochpreisjahre in sonstiger DV, Rückkehr zur Prämie in Tiefpreisjahren) ist geschlossen; heraus führt nur der einmalige, unwiderrufliche Verzicht (§ 21e EEG-2027-E). Ein Marktwertkorridor vor Einsetzen der Abschöpfung fehlt im Entwurf – zentraler Kritikpunkt der Branche, weil reale PPA-Erlöse und jahresmarktwertbasierte Abschöpfung auseinanderfallen können.
Opt-out (§ 21e EEG-2027-E): einmalig bis zum Ende des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme; danach freie Vermarktung (PPA, sonstige DV) ohne Floor und ohne Cap – und kein Rückweg.
Ausgenommen: Biomasse. Entfällt für Neuanlagen: die Einspeisevergütung; Anlagen unter 25 kW erhalten keine Förderung mehr.

Weitere Punkte des Entwurfs mit Vermarktungsbezug

Gemeindebeteiligung (§ 6) künftig auf die erzeugte Menge, bis 0,3 ct/kWh; Erstattung durch den Netzbetreiber 0,2 ct/kWh auf die eingespeiste Menge.
Pachtdeckel Wind (§ 36d): 3,5 % × Standortertrag × anzulegender Wert; Pönale 50 €/kW und Jahr (§ 53a).
Spitzenkappung Wind: Einspeiseleistung auf 280 W je m² Rotorfläche begrenzt.
Redispatch: in kapazitätslimitierten Gebieten keine Entschädigung für die ersten 20 % (Wind) bzw. 18 % (Solar) der Jahresmenge.

29.7.2026 Kabinettsbeschluss Regierungsentwurf EEG 2027. Entwurf
Herbst 2026 Bundestag und Bundesrat; Änderungen im Detail wahrscheinlich. offen
31.12.2026 Beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 läuft aus – der Zeitdruck hinter dem Verfahren. offen
1.1.2027 Geplantes Inkrafttreten. angekündigt

Opt-out oder bleiben? Entscheidungslogik für einen Windpark ab 2027

Erwartung zum Jahresmarktwert bilden.Liegt der Jahresmarktwert Wind dauerhaft über dem anzulegenden Wert (Zuschlag × Korrekturfaktor), zahlt die Anlage im CfD Beiträge statt Prämie zu erhalten. 2025: 7,441 ct/kWh gegen typische Zuschläge von 5 – 6,5 ct/kWh am 70-%-Standort.
Eigenes Profil gegen den Flottenwert stellen.Der Beitrag bemisst sich am Flotten-Jahresmarktwert, der Erlös am eigenen Profil. Wer 0,5 ct/kWh über der Flotte liegt, behält das auch im CfD – das ist kein Opt-out-Argument.
PPA-Angebot einholen und um Risiken bereinigen.Festpreis über 10 Jahre gegen Floor-und-Cap des CfD: PPA-Preis minus Vermarktermarge, minus Bilanzierungs- und Profilrisiko, plus Herkunftsnachweise (heute Größenordnung 0,2 ct/kWh, nur außerhalb der Förderung verkäuflich).
Finanzierungsseite prüfen.Banken bewerten den CfD-Floor als Sicherheit; ein Opt-out braucht einen bonitätsstarken Abnehmer und lange Laufzeit. Der Opt-out ist unumkehrbar – ein späterer Preisverfall trifft die Anlage ungeschützt.
Frist im Kalender: Ende des zehnten Kalenderjahres nach Inbetriebnahme.Bis dahin lässt sich die Entscheidung jährlich neu bewerten; mit Jahr 11 ist sie vorbei. Entwurf

PPA-Typen und ihre Abrechnung

Typ	Preis und Menge	Wer trägt Profil-/Mengenrisiko	Abrechnung	Typisches Beispiel
Pay-as-produced	Festpreis je erzeugter kWh, Menge wie produziert	Abnehmer (Profil), Betreiber (Volumen)	monatlich nach Messwerten; Bilanzkreis des Abnehmers oder seines Dienstleisters	Utility-PPA: Next Kraftwerke mit Agrowea, 14 Post-EEG-Windparks, 175 MW (Januar 2026)
Pay-as-forecasted / Baseload	Festpreis für ein vereinbartes Band; Abweichungen zu Spot ausgeglichen	Betreiber (Profil und Prognose)	Bandlieferung + Spotdifferenzen; höherer Preis als pay-as-produced	Industriekunde mit Grundlastbedarf
Floor / Collar	Spot mit Mindestpreis (und ggf. Höchstpreis)	geteilt	Spotgutschrift plus Floor-Ausgleich	Post-EEG-Windpark mit Bankfinanzierung
Sleeved PPA	Stadtwerk/Versorger kauft vom Park und liefert an den Endkunden weiter	Versorger (Reststrom, Bilanzierung)	zwei Verträge, Versorger rechnet beide ab	Kommunales Stadtwerk mit Gewerbekunden
Virtueller (finanzieller) PPA	Differenzausgleich gegen Spotindex, kein physischer Strom	vertraglich verteilt	Ausgleichszahlung monatlich; Strom bleibt in der Direktvermarktung	Konzern mit Standorten in mehreren Netzen
On-site / Direktleitung	Lieferung ohne öffentliches Netz; Preis unterhalb des Netzstrompreises des Abnehmers	Betreiber (Verfügbarkeit), Abnehmer (Reststrombezug)	eigener Zähler beim Abnehmer; für den Rest bleibt die Marktprämie; keine Netzentgelte und Umlagen auf die direkt gelieferte Menge	Windpark → Großwärmepumpe, Solarpark → Rechenzentrum (Kalkulation)

Preisindikationen Sekundärquellen, Stand 1. Halbjahr 2026

Solar-PPA (pay-as-produced, 10 Jahre) wurden im ersten Quartal 2026 um 55 €/MWh indiziert; der Base-Future für 2026 lag um 95 €/MWh. Die Lücke ist der Profilabschlag: Capture-Faktor PV unter etwa 60 %, Wind an Land 75 – 85 %. Vermarkter-Margen für Bilanzierung und Strukturierung: 1 – 2 ct/kWh. Die Indexanbieter weichen voneinander ab und veröffentlichen unterschiedliche Laufzeiten; belastbar sind nur konkrete Angebote.

Rechtsrahmen für On-site-Lieferung: Kundenanlage

Der Europäische Gerichtshof (Urteil vom 28.11.2024, C-293/23) und der Bundesgerichtshof (Beschluss vom 13.5.2025, EnVR 83/20) haben die deutsche Kundenanlage eng gefasst: Eine Kundenanlage liegt nur vor, wenn die Leitungsanlage kein Verteilernetz ist; Leitungssysteme zur Weiterleitung von Strom, der zum Verkauf an Endkunden bestimmt ist, fallen grundsätzlich unter die Netzregulierung. Die EnWG-Novelle vom 23.12.2025 schützt Bestandsanlagen, die bis dahin angeschlossen waren, bis zum 31.12.2028 (§ 118 Abs. 7 EnWG). geltend Für neue Direktleitungen mit Drittbelieferung ist die Einordnung im Einzelfall zu prüfen; eine dauerhafte gesetzliche Definition („Hausverteileranlage“) ist angekündigt, ebenso Energy Sharing nach der EnWG-Novelle ab Mitte 2026. offen

Internationale Einordnung

Der zweiseitige Differenzvertrag ist in Europa der Normalfall, nicht die Ausnahme: Großbritannien (CfD-Runden seit 2014, 15 Jahre, mit Rückzahlung bei Marktpreisen über dem Strike Price) und Frankreich (complément de rémunération mit Rückzahlungspflicht) arbeiten seit Jahren so; die EU-Strommarktreform von 2024 verlangt für neue direkte Preisstützungen ab 2027 zweiseitige CfD oder gleichwertige Modelle. Die deutsche Besonderheit bleibt der Flottenreferenzwert statt eines anlagenindividuellen Ausgleichs – mit der Profilchance als Anreiz.

23 · Quellen, Stichtage und Abgrenzungen

Block A · Vermarktung, Abrechnung und Förderung (Kapitel 1–8, 17, 18, 22)

Rechtsgrundlagen (geltend): Erneuerbare-Energien-Gesetz 2023 in der Fassung des Solarspitzengesetzes vom 25.2.2025 – insbesondere § 6 (Gemeindebeteiligung), § 9 (Steuerbarkeit), § 19 Abs. 3a–3c (Speicher), § 20 (Marktprämie), § 21 (Einspeise- und Ausfallvergütung), § 21a (sonstige Direktvermarktung), § 21b/21c (Zuordnung, Wechsel, Meldung), § 23a und Anlage 1 (Berechnung der Marktprämie), § 26 (Abschläge), § 36h (Korrekturfaktor), § 46 und § 48 (gesetzliche anzulegende Werte), § 51/51a (negative Preise, Kompensation), § 52 (Sanktionen), § 71 (Datenpflicht), § 100 Abs. 47 (Opt-in Bestandsanlagen); Energiewirtschaftsgesetz § 118 Abs. 7 (Kundenanlagen-Übergangsregel, Novelle vom 23.12.2025); Messstellenbetriebsgesetz (iMSys-Einbaupflicht).

Entwürfe und Verfahren: Regierungsentwurf EEG 2027, Kabinettsbeschluss 29.7.2026 (BMWE) – §§ 21d/21e, § 36d, § 53a in der Entwurfsfassung; Bundesnetzagentur, Festlegungsverfahren MiSpeL, Az. 618-25-02, Arbeitsstand 5.8.2026; EuGH, Urteil vom 28.11.2024, C-293/23; BGH, Beschluss vom 13.5.2025, EnVR 83/20.

Marktdaten: Übertragungsnetzbetreiber, netztransparenz.de (Monats- und Jahresmarktwerte, Profilfaktoren, Stand Juli 2026); Bundesnetzagentur (Ausschreibungsergebnisse Wind an Land Mai 2025 – Mai 2026, Solar Februar/März/Juli 2026; Archiv der Vergütungssätze § 46/§ 48 Abs. 1a; Marktstammdatenregister); EPEX SPOT / Energy-Charts (negative Stunden 2023 – 2025, Viertelstunden-Day-Ahead seit Oktober 2025); regelleistung.net und pq-portal.energy (Präqualifikation, Stand 1.1.2026); ZfK-Direktvermarkterumfrage (Portfolios zum 1.7.2026); Clearingstelle EEG|KWKG (Nachbarbelieferung, Marktwertdurchleitung); PPA-Preisindikationen aus Indexanbietern und Fachpresse (Sekundärquellen, 1. Halbjahr 2026).

Strommarkt (Kapitel 2): EEX (Phelix-DE-Futures; Cal-27 Base 104,24 €/MWh am 31.7.2026 nach EEX/Energy-Charts-Auswertung), EPEX SPOT (Produktbeschreibungen Day-Ahead/Intraday, IDA-Zeitpunkte; Annual Power Trading Results 2025 vom 19.1.2026: Day-Ahead DE-LU 291,4 TWh, Intraday Deutschland 106,0 TWh, Zählweise einseitig bzw. halbiert), Übertragungsnetzbetreiber/netztransparenz.de (Fahrplanmanagement: Day-Ahead-Fahrplananmeldung bis 14:30 Uhr des Vortages; Standardbilanzkreisvertrag Anlage 3: ausgeglichene Viertelstunden-Leistungsbilanz), EPEX SPOT Trading Products (Gebotsformen: Profil-, verknüpfte und exklusive Blockgebote, Mindestannahmequote; Iceberg-Orders im Intraday), TenneT NL und Elia (passives Balancing: Vergütung systemstützender Bilanzkreisabweichungen zum Ausgleichsenergiepreis, Echtzeitveröffentlichung der Regelenergieaktivierungen), Übertragungsnetzbetreiber/netztransparenz.de (Modellbeschreibung reBAP, AEP-Schätzer), FfE (Spotmarktanalyse 2025, Marktdesign-Analyse 2026), Modo Energy (erste 15-Minuten-Day-Ahead-Auktion, Oktober 2025), Statista/EPEX (Monatsmittel Februar 2026); ICE/EEX über Marktdatendienste (TTF-Front-Monat 59,44 €/MWh am 31.7.2026; EUA ≈ 80 €/t im August 2026), Umweltbundesamt (Emissionsfaktoren Brennstoffe); Öko-Institut (Kohleverstromung 2014; CO₂-Mindestpreis-Konzept 2021: kurzfristige Grenzkosten/variable Kosten Braunkohle; Kohleausstiegs-Szenarien: Braunkohle-Brennstoffvollkosten ≈ 7 €/MWh Brennstoffwärme), FÖS/Öko-Institut 2017/2018 (Stromgestehungskosten Braunkohle 3,4–4,7 ct/kWh bei 7.000 h); Fraunhofer ISE, Studie „Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien“, Juli 2024 (LCOE-Neuanlagen: PV Freifläche 4,1–6,9, Wind an Land 4,3–9,2, Wind auf See 5,5–10,3, GuD 10,9–18,1, Braunkohle 15,1–25,7, Steinkohle 17,3–29,3, Gasturbine 15,4–32,6, Kernkraft 13,6–49,0 ct/kWh; Annahmen: Erdgas 38 €/MWh, Braunkohle 2,3 €/MWh, Steinkohle 11,6 €/MWh Brennstoffwärme, CO₂ 75–90 €/t, reale Werte 2024); Agora Energiewende („Erneuerbare Energien senken Strompreise unabhängig von der Nachfrage“, Juni 2025: bis zu −20 €/MWh bis 2030; ≈ 12 Mrd. € Ersparnis vs. 7–7,8 Mrd. € EEG-Mehrkosten p.a.), Enervis/BSW-Solar (PV-Merit-Order-Effekt 2024: −15 %, 7,4 Mrd. €; Verbandsstudie), Fraunhofer ISI/ImpRES (Merit-Order-Effekt 2011: 4,6 / 2012: 4,9 Mrd. €; Charakterisierung als Preis- und Verteilungseffekt).

Preisbildung und Stromrechnung (Kapitel 3): BDEW-Strompreisanalyse Januar und April 2026 (Haushalt 37,0 ct/kWh; Komponenten; Industrie-Neuabschlüsse), Übertragungsnetzbetreiber/netztransparenz.de (Umlagen 2026: KWKG 0,446, Offshore 0,941, besondere Netznutzung 1,559 ct/kWh; EEG-Finanzierungsbedarf 2026 nach § 4 EnFG, Veröffentlichung 24.10.2025; EEG-Konto Monatsbilanzen bis Juli 2026), Bundesregierung/Bundestag (Gesetz zum Zuschuss zu den Übertragungsnetzkosten 2026, § 24c EnWG, in Kraft 12.12.2025; dauerhafte Stromsteuersenkung produzierendes Gewerbe), Energy-Charts/Fraunhofer ISE (Day-Ahead-Halbjahresmittel 2024/2026), Handelsblatt (Zusammenstellung Strompreisstützung 2026, Dezember 2025), ZfK (EEG-Kosten in sieben Grafiken, Juli 2026); ÜNB-Mittelfristprognose/EEG-Finanzierungsbedarf 2026 (Zahlungsblöcke je Energieträger).

Einordnung Exporte und Bestandskosten (Kapitel 17/18): Auswertung der Export- und Negativpreisdaten 2019–2025 auf SMARD-Basis (Arbeitsstand dieses Projekts: 266 Mio. € Exportverlust bei 180,5 TWh/12 Mrd. € Exportwert), BNetzA/ÜNB (EEG-Jahresabrechnung 2023: 30,8 TWh Einspeisevergütungs-Solar für 8,5 Mrd. €), Vergütungssätze nach EEG 2004 (57,4 ct/kWh Dach-PV) und aktueller Degression.

Stand 12. September 2026. Alle ct/kWh-Angaben netto. Fallbeispiele sind Rechenbeispiele, keine Angebote. Diese Seite ersetzt keine Rechts- oder Steuerberatung; maßgeblich sind Gesetzestext, Netzbetreiber-Bescheide und Vermarktungsvertrag. Hinweise auf Akteure dienen der Veranschaulichung und sind keine Empfehlung.

Block B · Import und Export, Fördereffekt (Kapitel 9–16, 19–21)

Rechtsgrundlagen geltend

Norm	Gegenstand	Stand
Verordnung (EU) 2019/943, Art. 19	Engpasserlöse: Zweckbindung, Rangfolge, Berichtspflicht	konsolidierte Fassung, zuletzt geändert 2024 (Aufnahme lit. c für Offshore-Gebotszonen)
Verordnung (EU) 2019/943, Art. 14 bis 16	Gebotszonenüberprüfung, Aktionspläne, Mindesthandelskapazität 70 %	geltend
Verordnung (EU) 2015/1222 (CACM), Art. 73	Methode zur Verteilung der Engpasserlöse (Aufteilungsschlüssel 50 zu 50 an der Gebotszonengrenze)	ACER-Entscheidung 07/2017 vom 14.12.2017, geändert durch ACER-Entscheidung 16/2021 vom 17.12.2021
ACER-Entscheidung 38/2020 vom 23.12.2020	Methode zur Verwendung der Engpasserlöse nach Art. 19 Abs. 4	geltend
EEG 2023, § 20	Marktprämie, anzulegender Wert, Referenzwert	Fassung des Solarspitzengesetzes vom 25.02.2025
EEG 2023, §§ 51, 51a	Anspruchsverlust bei negativen Preisen, Verlängerung des Förderzeitraums	Fassung vom 25.02.2025
EnFG, § 4 mit Anlage 1	Ermittlung des EEG-Finanzierungsbedarfs, Feststellung des Terminpreises	geltend
StromNZV, § 15	Verwendung von Erlösen aus der Engpassbewirtschaftung	geltend
EuGH, Urteil vom 11.03.2020, C-454/18	Engpasserlösverwendung durch reine Verbindungsleitungsbetreiber	zur Vorgängerverordnung 714/2009, nach Auffassung der BNetzA übertragbar

Marktdaten Marktdaten

Kennzahl	Wert	Bezug	Quelle und Stichtag
Stromimport Deutschland	76,2 TWh	2025, kommerzieller Außenhandel	Bundesnetzagentur, Jahresmitteilung zum Strommarkt 2025
Stromexport Deutschland	54,3 TWh	2025, kommerzieller Außenhandel	ebenda; 2024: 48,9 TWh
Nettoimportsaldo	21,9 TWh	2025	ebenda, −22,6 % gegenüber 2024
Nettoexport erstes Quartal 2026	2,6 TWh	Q1 2026	SMARD, Quartalsbericht; Export 17,9 TWh, Import 15,3 TWh
Day-Ahead-Durchschnittspreis	89,32 €/MWh	2025	SMARD; Q1 2026: 102,17 €/MWh
Anteil Erneuerbarer an den Exporten	57,1 %	Q1 2026	SMARD; Rechenkonvention über den Erzeugungsmix
Engpasserlöse deutsche Grenzen	1.482,55 Mio. €	2025	BNetzA, Engpasserlösbericht, März 2026
Engpasserlöse deutsche Grenzen	1.110,79 Mio. €	2024	BNetzA, Engpasserlösbericht, März 2025
Engpasserlöse deutsche Grenzen	1.558,22 Mio. €	2023	BNetzA, Engpasserlösbericht, veröffentlicht 13.08.2024; darin 300,06 Mio. € netzentgeltsenkend (Amprion)
Engpasserlöse deutsche Grenzen	2.188,51 Mio. €	2022	BNetzA, Engpasserlösbericht 2022
Engpasserlöse deutsche Grenzen	253,90 Mio. €	2020	BNetzA, Engpasserlösbericht 2020 (253.902.035 €)
Importquote am Energiebedarf	69 %	2022	AG Energiebilanzen; 2024 rund zwei Drittel (IW-Analyse)
Energieimporte gesamt	≈ 131 Mrd. €	2022	AG Energiebilanzen; Außenhandelsstatistik fossil brutto ≈ 146, netto ≈ 137 Mrd. €
Einfuhrwert Rohöl + Erdgas	127,8 Mrd. €	2022	Destatis-Reihe 2019–2024 (2024 vorläufig: 63,5 Mrd. €)
Jahreshöchstlast (Netto)	> 83 GW	Jan. 2026	SMARD-Auswertung; historischer Höchstwert
Netzreservebedarf	6.493 / 7.407 / 8.274 MW	2025/26–2028/29	BNetzA-Feststellungen 28.04.2025 und 22.05.2026; 2026/27: 4.742 MW Inland + 2.665 MW Ausland; Grenzstunde NNF 297: Nettoexport +17,6 GW, Einsatz 7.288 MW + 3.421 MW Ausland
Netzengpassmanagement	30,3 TWh / 2,78 Mrd. €	2024	BNetzA/SMARD (vorläufig); 2023: 34,3 TWh / 3,34 Mrd.; 2025 vorl.: 3,07 Mrd. €; EE-Ausgleich 2024: 554, 2025: 433 Mio. €
Leistung am Markt / davon steuerbar	278,3 / 83,4 GW	26.06.2026	BNetzA-Kraftwerksliste (MaStR-Datenstand), Nettonennleistung; außerhalb des Marktes 14,8 GW (Netzreserve 9,7, Kapazitätsreserve 1,4, bnBm 1,3, vorläufig stillgelegt 2,5)
Gesicherte Leistung ohne Verbund	≈ 72 / 77–86 GW	26.06.2026	Kraftwerksliste × Nichtverfügbarkeiten des ÜNB-Berichts zur Leistungsbilanz 2018–2022 (Stand 18.02.2020): Kohle 9 %, Erdgas 7 %, Biomasse 35 %, Pumpspeicher 20 %, Laufwasser 72 %, Wind 96–99 %, PV 100 %; ≈ 70 GW steuerbar + 2–3 GW Wind/Laufwasser, zzgl. Kapazitätsreserve, inländische Netzreserve und bnBm
Kapazitätsreserve	1.205 / 1.314 MW	10/2024–9/2026 / 10/2026–9/2028	ÜNB-Zuschlagslisten (netztransparenz.de), Gebotstermin 02.03.2026, Zuschlagswert 100.000 €/MW·a; Soll nach KapResV 2 GW; bisher nie abgerufen
Unterfrequenz-Lastabwurf (UFLA)	45 % ± 7 % der Last	VDE-AR-N 4142	zehn Stufen 49,0–48,1 Hz, Kraftwerkstrennung bei 47,5 Hz; ÜNB-Monitoring 2020: kumuliert im Mittel 35,4 % (netztransparenz.de)
Bedarf neue steuerbare Leistung	≥ 22 GW bis 2035	2025	BNetzA; Kraftwerksstrategie: 41 GW Ausschreibungen bis 2031 geplant (Einigung mit EU-KOM 16.01.2026, Gesetz ausstehend)
Kontrafaktik 2022 ohne Wind + Solar	+43 Mrd. € DE / +105 Mrd. € EU / +118 Mio. t CO₂	2022	Consentec, Kurzstudie „Einspareffekt durch Wind- und Solarstrom im Stromsystem 2022 und Perspektive 2030/2045“, Abschlussdokumentation 01.12.2023 (Lastdeckungskosten = Preis × Nachfrage)
EEG-Finanzierungsbedarf	14.566,7 Mio. €	2026, Prognose	ÜNB nach § 4 EnFG, veröffentlicht 24.10.2025
Marktprämie Wind an Land	642,2 Mio. €	2026, Prognose	ebenda, auf 115,5 TWh
Terminpreis Phelix-DE Baseload Cal-26	86,78 €/MWh	Feststellung 16.06. bis 15.09.2025	Anlage 1 Nr. 11 EnFG
Strompreis-Stützungen des Bundes	29,5 Mrd. €	2026, Plan	IW-Rechnung, Handelsblatt 24.12.2025: EEG 14,6 (ÜNB-Prognose 24.10.2025), Netzzuschuss 6,5, Stromsteuer 3,9, Strompreiskompensation 3,0, Industriestrompreis 1,5; 2020: 4,13 Mrd. €
Bundeszuschuss Übertragungsnetz	6,5 Mrd. € / 6,65 → 2,86 ct/kWh	2026	§ 24c EnWG (in Kraft 12.12.2025), KTF, zehn Monatsraten Februar–November; ÜNB-Mitteilung 01.10.2025, Bundesregierung 22.12.2025; 2027: 5,5 Mrd. € geplant
Öffentliche Nettostromerzeugung, 1. Halbjahr	Wind 67,4 / PV 43,2 TWh; Last 237 TWh	H1 2026	Fraunhofer ISE, Energy-Charts (01.07.2026); Wind an Land 52,8, auf See 14,6 TWh; April-Kontrafaktik: Preis ohne EE +76 %
Preisdämpfung je GW Einspeisung	Wind 1,43 / Solar 2,42 €/MWh	2025, Stundenwerte	Fraunhofer ISE, Jahresauswertung 2025 (Stand 27.08.2026), lineare Regression; Summe Wind + Solar 2,65 €/MWh je GW
Kostenstruktur Übertragungsnetz	34 / 32 / 18 / 15 %	2025	Amprion: Engpassmanagement und Reserven, Kapitalkosten, Systemdienstleistungen, Betrieb; hier bundesweit auf ≈ 11,4 Mrd. € skaliert
NEP Strom 2037/2045 (2025), 1. Entwurf	360–390 Mrd € bis 2045; Szenariodifferenz B−A ≈ +41	Übertragungsnetz-Investitionen; Entwurf in Konsultation	ÜNB, 12/2025
StromNEV Anlage 1 / § 7; ARegV	Nutzungsdauern; kalk. EK-Verzinsung	Basis der Annuitäten-Umrechnung im Netzkosten-Rechner	gesetze-im-internet.de
EEG-Jahresabrechnungen (Mengentestate) 2016–2024	EV- und MP-Mengen/-Zahlungen je Energieträger	Basis der Elfjahresreihe in Kapitel 19	netztransparenz.de, ÜNB
Marktwertübersicht: MW Solar(a) § 33 EEG 2012	2,952 … 20,806 ct/kWh (2016–2024)	Bewertung der EV-Vermarktung (Netto-Rechnung)	netztransparenz.de
Marktwertfaktoren Prognose 2026	0,905 / 0,910 / 0,616	Wind Land / Wind See / Solar	ÜNB-Prognose, Gutachten IE Leipzig
Wohlfahrtsgewinn Aufteilungsvarianten DE/LU	251–339 Mio. €	Zieljahr 2025, Zentraleuropa	ENTSO-E Bidding Zone Review, 28.04.2025 – Höchstwert bei fünf Zonen
Umstellungskosten einer Zonenteilung	1,2–2,4 Mrd. €	je nach Zonenkonfiguration	Ariadne, Analyse zur Gebotszonenteilung
Aktionsplan Gebotszone	—	veröffentlicht 15.12.2025	BMWE, an die Europäische Kommission übermittelt

Abgrenzungen, die man kennen muss

Kommerzieller gegen physikalischen Außenhandel. Die Bundesnetzagentur weist den kommerziellen Handel aus (Bilanzkreisgeschäfte), das Statistische Bundesamt physische Grenzmengen. Beide Reihen weichen erheblich voneinander ab und sind nicht mischbar. Saldenangaben nach Partnerland sind häufig physikalisch.
Nettoerzeugung gegen Gesamterzeugung. Fraunhofer ISE weist die öffentliche Nettostromerzeugung aus (ohne Eigenverbrauch konventioneller Kraftwerke, mit gesondert ausgewiesenem Solar-Eigenverbrauch); die Bundesnetzagentur veröffentlicht die realisierte Erzeugung. Anteilswerte für erneuerbare Energien unterscheiden sich deshalb um mehrere Prozentpunkte, ohne dass eine Quelle falsch wäre.
Energieträgerscharfer Außenhandel. Eine Zuordnung importierter oder exportierter Mengen zu Energieträgern ist eine Rechenkonvention. Für die Schweiz fehlen die Erzeugungsmeldungen an ENTSO-E, weshalb SMARD diese Mengen als „unbekannt“ führt.
Prognose gegen Ist. Sämtliche Angaben zum EEG-Finanzierungsbedarf 2026 sind Prognosen der Übertragungsnetzbetreiber vom Oktober 2025. Die Jahresabrechnung erscheint im Folgejahr und weicht regelmäßig ab – besonders bei den preisabhängigen Positionen.
Zuschlagswert gegen anzulegenden Wert. Bei Windenergie an Land wird der Zuschlagswert der Ausschreibung mit dem standortabhängigen Korrekturfaktor multipliziert. Ein Vergleich von Ausschreibungsergebnissen mit anzulegenden Werten ohne diese Umrechnung ist unzulässig.

Was diese Seite nicht leistet

Die Regler-Modelle rechnen mit linearen Angebotskurven, unelastischer Nachfrage, einer einzigen aggregierten Grenze und ohne Speicher, Intraday-Handel, Netzrestriktionen innerhalb der Zonen oder Ringflüsse. Sie zeigen Wirkungsrichtungen und Größenverhältnisse. Reale Marktergebnisse und Förderprognosen werden mit Fundamentalmodellen berechnet, die ein Vielfaches an Zuständen abbilden.

Ebenfalls nicht behandelt: Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiemechanik, Regelleistungsmärkte und ihre grenzüberschreitenden Plattformen, langfristige Übertragungsrechte im Detail, der Inter-TSO-Compensation-Mechanismus für Transitflüsse sowie Herkunftsnachweise. Der Inter-TSO-Compensation-Mechanismus wäre die passende Ergänzung: Er entschädigt Netzbetreiber für die Aufnahme grenzüberschreitender Flüsse und ist die zweite Hälfte der Antwort auf die Frage, wer die Kosten des europäischen Stromtransports trägt.

Impressum

Angaben gemäß § 5 DDG

Christopher Lüning
Saarlandstraße 66
55411 Bingen am Rhein

Kontakt:
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Stand dieser Erklärung: 24. August 2026.