Strom im Überfluss, Anreize aus der Knappheit — was sich ohne Mehrkosten einsparen ließe

Strom im Überfluss, Anreize aus der Knappheit

Foto: Solarpark bei Dülmen — an sonnigen Mittagen liefert solche Erzeugung mehr, als das Netz vor Ort aufnehmen kann. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Dietmar Rabich

Deutschland hat eine Sache richtig gut gemacht: Es hat Erneuerbare aus der Nische zum Rückgrat der Stromversorgung gebracht. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz war dafür das entscheidende Werkzeug. Es hat Wind- und Solarstrom verlässlich vergütet, Investitionen ausgelöst und die Erzeugungskosten so weit gedrückt, dass neue PV- und Windanlagen heute zu den günstigsten Stromquellen überhaupt gehören. Diese Phase ist gewonnen.

Mit dem Erfolg hat sich die eigentliche Aufgabe verschoben. In der Ausbau-Phase war die knappe Größe die grüne Erzeugung selbst — es ging darum, überhaupt genug Wind- und Solarstrom ins System zu bekommen. Heute ist diese Erzeugung an vielen Stunden im Jahr im Überfluss da. Die neue knappe Größe ist nicht mehr die Menge, sondern der Zeitpunkt und der Ort: Strom ist nicht immer dann reichlich, wenn er gebraucht wird, und nicht immer dort, wo er gebraucht wird.

Die Anreize, mit denen unser Stromsystem gesteuert wird, stammen überwiegend aus der ersten Phase. Sie belohnen, was damals richtig war: möglichst viel erzeugen, möglichst viel einspeisen, möglichst gleichmäßig verbrauchen. Sie sagen aber kaum etwas darüber, wann und wo erzeugt, verbraucht oder gespeichert werden sollte. Das ist kein Vorwurf an irgendjemanden — es ist die natürliche Folge davon, dass ein System schneller erfolgreich wurde, als seine Regeln nachziehen konnten.

Dieser Text geht der Frage nach, was es kostet, mit Anreizen aus der Knappheit in einer Welt des Überflusses zu steuern — und was sich einsparen ließe, ohne dass irgendwo Mehrkosten entstehen oder jemandem etwas genommen wird. Die Einsparungen liegen genau dort, wo das System heute Wert wegwirft.

Der gemeinsame Nenner

Fast alles lässt sich auf einen Satz bringen: Das System belohnt Menge, nicht Zeitpunkt und Ort.

Eine eingespeiste Kilowattstunde wird gleich vergütet, egal ob das Netz sie gerade aufnehmen kann oder nicht. Eine verbrauchte Kilowattstunde kostet in ihren staatlich gesetzten und Netz-Bestandteilen ungefähr gleich viel, egal ob gerade Überschuss herrscht oder Knappheit. Und eine Batterie, die Überschuss aufnimmt und in der Knappheit abgibt, hat keinen verlässlichen Rahmen, der genau dieses Verhalten dauerhaft vergütet.

Solange das Mengensignal dominiert und das Zeit- und Ort-Signal fehlt, passiert dreierlei, das Geld kostet: Wir regeln sauberen Strom ab und werfen ihn weg, wir bauen Netze für Spitzen aus, die sich verschieben ließen, und wir lassen Flexibilität ungenutzt, die längst im System steckt — in Batterien, Wärmepumpen und Elektroautos.

Erstens: Wir werfen sauberen Strom weg

Das ist der greifbarste Punkt, weil er ohne Modellannahmen auskommt.

2024 wurden in Deutschland rund 9,4 Terawattstunden Strom aus Erneuerbaren abgeregelt — das sind 9,4 Milliarden Kilowattstunden, etwa 3,5 Prozent der gesamten grünen Erzeugung. Verteilt auf 1.389 Gigawattstunden Solar und knapp 8.000 Gigawattstunden Wind. Allein in Bayern mussten 986 Gigawattstunden Solarstrom abgeregelt werden, 71 Prozent der bundesweiten Solar-Abregelung.

Das Management dieser Netzengpässe — vor allem das Herunterregeln von Anlagen und die Entschädigung dafür — kostete 2024 rund 2,78 Milliarden Euro (2023 waren es 3,34 Milliarden).

Die Logik dahinter war einmal vernünftig: Wenn das Netz an einer Stelle voll ist, muss die Einspeisung dort begrenzt werden, sonst wird es instabil. Der Fehlanreiz entsteht erst dadurch, dass es kein systematisches Gegenstück gibt — keinen verlässlichen Mechanismus, der sagt: Bevor du diesen Strom abregelst und dafür Entschädigung zahlst, nutze ihn lieber vor Ort. Genau dort setzt der Gedanke an, Verbrauch in die Überschussstunden zu verschieben, statt den Überschuss wegzuwerfen.

Die abgeregelten 9,4 Terawattstunden sind physisch verlorener Wert. Schon zu einem moderaten Nutzwert von etwa 6 Cent je Kilowattstunde angesetzt — beispielsweise als Ladeenergie statt Graustrom — entspricht das einer Größenordnung von rund einer halben Milliarde Euro pro Jahr an Energie, die buchstäblich verworfen wird.

Zweitens: Das Preissignal fehlt in der Fläche

Strom für Endkunden besteht zu einem großen Teil aus Bestandteilen, die pro Kilowattstunde gleich hoch sind, egal wann verbraucht wird: das Netzentgelt (für Haushalte überwiegend als Arbeitspreis), die Stromsteuer (2,05 Cent je Kilowattstunde, Aufkommen rund 6 Milliarden Euro im Jahr), die Konzessionsabgabe (rund 3,5 Milliarden Euro für Strom und Gas) und die Umlagen.

Das Ergebnis: Eine Kilowattstunde mittags bei negativem Börsenpreis wird in diesen Komponenten genauso belastet wie eine Kilowattstunde am Winterabend in der Knappheit. Für die meisten Verbraucher gibt es damit kaum einen Anreiz, ihren flexiblen Verbrauch — Auto laden, Wärmepumpe, Speicher füllen — in die günstigen Stunden zu legen. Hinzu kommt, dass die meisten Haushalte über ein Standardlastprofil abgerechnet werden und den realen Preis nie sehen. Dynamische Tarife sind inzwischen verpflichtend, ihre Verbreitung hängt aber am schleppenden Smart-Meter-Ausbau.

Hier wird das Prinzip „ohne Mehrkosten" am deutlichsten: Ein Netzentgelt, das die Zeit berücksichtigt, kostet den Staat nichts. Es verteilt dieselben Kosten nur so, dass sich Lastverschiebung lohnt — und damit teurer Netzausbau und Abregelung vermieden werden.

Foto: Bau einer Hochspannungsleitung. Netzausbau ist teuer und langwierig — jede Spitze, die sich durch Flexibilität glätten lässt, spart hier Geld. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / 5snake5

Drittens: Die Batterie wartet auf ein Signal

Stationäre Batteriespeicher sind das natürliche Gegenstück zur schwankenden Erzeugung. Sie können genau den Überschuss aufnehmen, der heute abgeregelt wird, und ihn abgeben, wenn er knapp ist. Eine aktuelle Untersuchung der Beratungshäuser Neon und Consentec vom Januar 2026 kommt zu dem Schluss, dass Großspeicher die Systemkosten klar senken — und dass ihr größter Hebel genau in der Vermeidung von Redispatch und Netzausbau liegt.

Trotzdem fehlt Speichern bis heute ein dauerhaftes, verlässliches Marktsignal. Die Befreiung von Netzentgelten nach Paragraf 118 des Energiewirtschaftsgesetzes gilt nur für Speicher, die bis zum 3. August 2029 in Betrieb gehen — danach ist die Lage offen. Die Doppelbelastung beim Ein- und Ausspeichern wurde erst im November 2025 beendet. Und die Bundesnetzagentur hat eine Neuordnung der Baukostenzuschüsse und Speicher-Netzentgelte angekündigt, die bestehende Geschäftsmodelle verändern kann.

Das Problem ist also nicht eine falsche Subvention — gefordert wird gar kein Zuschuss. Das Problem ist die Abwesenheit eines verlässlichen, zeit- und ortsbezogenen Rahmens, der systemdienliches Speichern dauerhaft besser stellt als systemfernes. Wer heute in einen Speicher investiert, der dem Netz hilft, hat keine belastbare Gewissheit, dass sich dieses Verhalten über die Lebensdauer der Anlage auszahlt. Investitionen in genau die Technik, die den Überfluss nutzbar macht, werden dadurch riskanter als nötig. Derselbe Rahmen betrifft das bidirektionale Laden: Ein Elektroauto, das Überschuss aufnimmt und bei Bedarf zurückspeist, ist ein fahrender Speicher — und hängt an denselben Regeln.

Foto: Batteriegroßspeicher am Standort Theiß. Speicher nehmen Überschuss auf und geben ihn in der Knappheit ab — wenn der Rahmen es verlässlich vergütet. Via Wikimedia Commons — CC BY 4.0 / Bp 95

Viertens: Der Ort hat keinen Preis

Deutschland ist eine einzige Strompreiszone. Das war eine bewusste, gut begründete Entscheidung für einen liquiden, einheitlichen Markt. Die Kehrseite: Ein Verbraucher zahlt denselben Großhandelspreis, egal ob er an einem Ort mit Stromüberschuss sitzt oder an einem Ort, an dem das Netz schon am Limit ist.

So kann sich ein großer Verbraucher dort ansiedeln, wo das Netz schwach ist, ohne den Engpass einzupreisen, den er mit verursacht — während anderswo grüner Strom abgeregelt wird, weil die Leitung dorthin fehlt. Die Folgekosten dieser fehlenden räumlichen Steuerung landen über das Netzentgelt bei allen. Wie groß dieser Hebel ist, zeigt eine Untersuchung der Leibniz Universität Hannover und des Instituts für Solarenergieforschung: Allein eine kluge Standortwahl für Speicher und Elektrolyseure könnte bis 2050 rund 60 Milliarden Euro einsparen — Geld, das sonst in zusätzliche Leitungen fließt.

Fünftens: Die Förderung darf den nächsten Schritt gehen

Hier ist die Lesart entscheidend: Die folgenden Punkte sind keine Konstruktionsfehler, sondern Stellschrauben, die für die Ausbau-Phase passend justiert waren und jetzt nachgezogen werden dürfen.

Eine PV-Anlage, die ihren ganzen Strom einspeist, erhält bis 10 Kilowatt-Peak aktuell 12,47 Cent je Kilowattstunde, eine Anlage mit Eigenverbrauch und nur Überschusseinspeisung 7,86 Cent. In der Ausbau-Phase war es sinnvoll, maximale Einspeisung zu belohnen. Heute entlastet Eigenverbrauch das Netz — der Anreiz zeigt noch in die alte Richtung.

Ähnlich bei der Ausrichtung der Dächer: Die Vergütung je Kilowattstunde ist zeitlich nicht differenziert, und die Förderstufe bei 10 Kilowatt-Peak wirkt zusätzlich. Eine netzfreundliche Ost-West-Anlage, die morgens und abends liefert und die Mittagsspitze glättet, braucht für denselben Jahresertrag mehr installierte Leistung — und rutscht damit leichter in den niedrigeren Satz. Eine ertragsmaximierte Südanlage, die die Mittagsspitze verschärft, ist im Vorteil. Auch das ist ein Erbe der Mengen-Logik.

Niemand muss dafür Förderung kürzen. Es geht darum, die nächste Stufe derselben Erfolgsgeschichte einzuziehen: von „möglichst viel erzeugen" zu „möglichst systemdienlich erzeugen und nutzen".

Die Rechnung: Was ließe sich ohne Mehrkosten einsparen?

Drei Dinge vorab, damit die Argumentation sauber bleibt. Erstens geht es ausschließlich um vermiedene Verschwendung, nicht um gekürzte Entlastungen — politische Abwägungen bleiben bewusst außen vor, weil sie jemandem etwas nähmen. Unsere Einsparungen nehmen niemandem etwas. Zweitens heißt „ohne Mehrkosten", dass die Einsparungen aus besseren Preissignalen und einem verlässlichen Rahmen entstehen, nicht aus neuen Ausgaben. Drittens sind alle Zahlen Größenordnungen mit offengelegten Annahmen, keine Punktprognosen.

Pro Jahr, in heutiger Größenordnung: Vom Netzengpassmanagement (2,78 Milliarden Euro) lässt sich über Flexibilität und Speicher konservativ etwa ein Drittel bis zwei Drittel vermeiden — also grob 0,9 bis 1,8 Milliarden Euro. Dazu kommt der Wert der weggeworfenen 9,4 Terawattstunden in einer Größenordnung von rund einer halben Milliarde Euro, der sich teilweise mit den Managementkosten überschneidet und deshalb nicht einfach addiert wird. Belastbar als Untergrenze: rund 1 bis 2 Milliarden Euro pro Jahr, schon heute. Diese Zahl wächst mit dem weiteren Zubau, denn ohne mehr Flexibilität würden Abregelung und Redispatch in den kommenden Jahren steigen, nicht fallen.

Bis 2050, kumuliert: Der mit Abstand größte Posten ist nicht der laufende Redispatch, sondern der Netzausbau selbst. Der Investitionsbedarf in die Stromnetze beträgt bis 2045 rund 651 Milliarden Euro. Flexibilität und Speicher ersetzen den Netzausbau nicht vollständig, aber sie verringern den Spitzenbedarf, der ihn treibt.

In einem Satz: Die Größenordnung dessen, was sich bis 2050 ohne Mehrkosten einsparen ließe, liegt im mittleren dreistelligen Milliardenbereich — getragen vor allem davon, dass weniger Netz gebaut werden muss, wenn vorhandene Flexibilität ein verlässliches Preissignal bekommt. Diese Zahlen sind bewusst am unteren Rand angesetzt. Entscheidend ist nicht die Nachkommastelle, sondern die Richtung: Jeder dieser Hebel spart, statt zu kosten.

Das Prinzip: Flexibilität ist die billigste Reserve

Hinter allen Einzelpunkten steht ein einfacher Gedanke. Ein Stromsystem mit viel Wind und Sonne braucht Ausgleich zwischen Stunden des Überflusses und Stunden der Knappheit. Diesen Ausgleich kann man auf drei Wegen schaffen: mehr Leitungen bauen — teuer und langsam. Überschuss wegwerfen und Reservekraftwerke vorhalten — der heutige Default, der jedes Jahr Milliarden kostet. Oder vorhandene Flexibilität nutzen — Verbrauch verschieben, Speicher füllen, Elektroautos zur richtigen Zeit laden. Der billigste Weg, weil die Technik weitgehend schon da ist.

Der dritte Weg ist genau der, dem heute das Signal fehlt. Ihn freizuschalten kostet keine neue Subvention — es kostet einen Rahmen, der Zeit und Ort einen Preis gibt. Das ist der konsequente nächste Schritt nach einem erfolgreichen EEG: vom geförderten Ausbau zur intelligenten Nutzung dessen, was wir aufgebaut haben.

Foto: Ladepunkt für Elektroautos. Wer dann lädt, wenn Strom im Überfluss da ist, hilft dem System. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 / CEphoto, Uwe Aranas

Was das mit uns zu tun hat

Der rote Faden — Überschuss lokal und zeitnah nutzen, statt ihn wegzuwerfen — ist genau der Gedanke hinter unserer Initiative: Wer dann lädt, wenn Strom im Überfluss da ist, hilft dem Netz und sollte dafür nicht schlechter, sondern besser gestellt werden. Steht das Windrad still, weil das Netz voll ist, ist das ein vertanes Stück Energiewende. Die hier beschriebenen Einsparungen sind die volkswirtschaftliche Begründung dafür, warum sich dieser Schritt für alle lohnt — und warum er niemandem etwas wegnimmt.

Quellen

• Abregelung und Netzengpassmanagement 2024 (9,4 TWh, 2,78 Mrd €): Bundesnetzagentur, ausgewertet u. a. bei pv-magazine und der Agentur für Erneuerbare Energien.
• EEG-Vergütungssätze bis 10 kWp (Stand 08/2025): Bundesverband Solarwirtschaft.
• Netzausbaubedarf bis 2045 (~651 Mrd €): Studie des IMK der Hans-Böckler-Stiftung; Netzentwicklungsplan-Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber.
• Systemwert von Großspeichern (Hebel Redispatch und Netzausbau): Studie Neon Neue Energieökonomik / Consentec, Januar 2026.
• Standortoptimierung Speicher und Elektrolyseure (~60 Mrd € bis 2050): Leibniz Universität Hannover und Institut für Solarenergieforschung.
• Netzentgeltbefreiung für Speicher (§ 118 Abs. 6 EnWG, befristet bis 2029): Energiewirtschaftsgesetz; Bundesnetzagentur.
• Stromsteuer-Aufkommen 2024 (~6 Mrd €): Bundesfinanzministerium. Konzessionsabgabe (~3,5 Mrd € Strom und Gas): Deutscher Städte- und Gemeindebund.

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