Strom-Irrsinn in Deutschland: 435 Millionen für nicht genutzten Ökostrom

Wenn du nur die 435 Millionen Euro liest, wirkt die Sache zunächst eindeutig: zu viel Ökostrom, zu viel Chaos, zu viel Geld. An dieser Stelle biegt die Debatte aber oft falsch ab. Die Zahlung ist kein Preisschild für Windkraft und Photovoltaik, sondern die Folge von Netzengpässen. Laut dem im März 2026 veröffentlichten Bericht auf Basis einer Antwort des Bundeswirtschaftsministeriums sank diese Entschädigung 2025 gegenüber 2024 sogar um rund 120 Millionen Euro. Die relevante Frage lautet also nicht, ob Abschaltungen Geld kosten. Das tun sie. Die entscheidende Frage ist, was Strom in Deutschland ohne Wind und Solar gekostet hätte.

Was die 435 Millionen Euro tatsächlich bedeuten

Die Summe steht für Strom, der erzeugt werden konnte, aber wegen voller Leitungen nicht dort ankam, wo er gebraucht wurde. Im Ausgangsbericht lagen Bayern mit 165 Millionen Euro, Niedersachsen mit 120 Millionen Euro und Schleswig-Holstein mit 54 Millionen Euro vorn. Das Muster ist eigentlich simpel: Viel Erzeugung trifft auf zu wenig Transportkapazität. Das Netz ist eben kein magischer Gartenschlauch, der sich an sonnigen und windigen Tagen plötzlich verdoppelt.

Technisch läuft das über Redispatch und andere Maßnahmen des Netzengpassmanagements. SMARD beziffert die vorläufigen Gesamtkosten dieses Managements für 2024 auf 2,776 Milliarden Euro. Davon entfielen rund 554 Millionen Euro auf den finanziellen Ausgleich für abgeregelte erneuerbare Anlagen. SMARD weist außerdem darauf hin, dass die Reduzierung erneuerbarer Einspeisung 2024 mit rund 200 Euro je MWh teurer war als Redispatch mit konventionellen Anlagen mit etwa 142 Euro je MWh, weil zusätzliche Kosten für Ausgleich und Handel anfallen. Wichtig ist der Unterschied: Diese Zahlung beweist nicht, dass der Strom wertlos war. Sie zeigt, dass das System ihn in diesem Moment nicht sauber transportieren oder flexibel aufnehmen konnte.

Warum Wind und Solar den Börsenpreis trotzdem drücken

Am Strommarkt zählt die Merit Order. Vereinfacht gesagt sortiert der Markt Kraftwerke nach ihren kurzfristigen Grenzkosten. Windkraft und Photovoltaik speisen mit sehr niedrigen Grenzkosten ein und drängen teurere Kraftwerke, oft Gas oder Kohle, aus der Preisbildung. Genau deshalb können erneuerbare Energien den Börsenpreis senken, obwohl ihr Ausbau an anderer Stelle Netzkosten erzeugt.

Die Marktdaten passen dazu. Laut SMARD kamen 2024 bereits 59,0 Prozent der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Der durchschnittliche Day Ahead Großhandelsstrompreis fiel auf 78,51 Euro je MWh, und SMARD nennt ausdrücklich den höheren Anteil der Erneuerbaren als einen Grund dafür. Zugleich gab es 457 Stunden mit negativen Großhandelspreisen. Das zeigt echte Überschussphasen, aber eben nicht automatisch einen höheren Jahrespreis. Die härteste Preisspitze des Jahres ist fast schon eine kleine Lehrstunde: Am 12. Dezember 2024 stieg der Preis auf 936,28 Euro je MWh, als Wind und Solar zusammen nur 1,4 GWh lieferten und die Nachfrage hoch war. Ich habe mir für diesen Text genau diese Werte nebeneinander gelegt. Das Muster springt sofort ins Auge: Teuer wird Strom oft dann, wenn Wind und Sonne fehlen.

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Was Studien zum Gegenfakt sagen

Die belastbarste Frage lautet nicht, was Abschaltungen kosten, sondern wie die Rechnung ohne erneuerbare Einspeisung aussähe. Eine wissenschaftlich begutachtete Studie in Renewable and Sustainable Energy Reviews rekonstruiert dafür die deutschen Day Ahead Preise für 2014 bis 2018 ohne Wind und PV. Ergebnis: Der preisdämpfende Effekt lag je nach Jahr zwischen 2,89 und 8,89 Cent pro kWh. Für Endkundinnen und Endkunden ergab sich daraus laut Studie ein Vorteil von insgesamt 40 Milliarden Euro in fünf Jahren. Außerdem hätte die heimische konventionelle und nukleare Erzeugung 2018 in bis zu 424 Stunden nicht gereicht, um die Nachfrage zu decken.

Ältere Fraunhofer ISI Arbeiten kamen für 2014 auf einen Merit-Order-Effekt von 5,8 Euro je MWh. Eine neuere Analyse von Aurora Energy Research im Auftrag von Agora Energiewende zeigt für 2030, dass ein zügigerer Ausbau der Erneuerbaren den durchschnittlichen Börsenstrompreis um rund 20 Euro je MWh gegenüber einem langsameren Ausbau senken kann. Die Methoden sind unterschiedlich und die Zahlen daher nicht eins zu eins stapelbar. Aber die Richtung ist bemerkenswert stabil: Mehr erneuerbare Einspeisung drückt im Mittel den Marktpreis.

Warum du das im Stromtarif nicht eins zu eins siehst

Hier liegt der Teil, der in politischen Schlagzeilen gern unter den Tisch rutscht. Dein Haushaltsstrompreis besteht nicht nur aus Beschaffung, sondern auch aus Netzentgelten, Messentgelten, Steuern und weiteren Bestandteilen. Die Bundesnetzagentur weist für den Stichtag 1. April 2025 einen durchschnittlichen Haushaltsstrompreis von 40,05 Cent pro kWh aus. 2024 lag der Preis noch bei 41,59 Cent, im Jahr 2023 sogar bei 45,19 Cent pro kWh. Sinkende Börsenpreise kommen also an, aber nicht mit derselben Geschwindigkeit und nicht vollständig.

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Darum sind die 435 Millionen Euro ein echtes Problem, aber eben das richtige Problem an der falschen Stelle. Sie sprechen für schnelleren Netzausbau, mehr Speicher, mehr Smart Meter und mehr flexible Nachfrage. Dass das Bundeswirtschaftsministerium zugleich die garantierte Einspeisevergütung für neue private Solaranlagen zurückfahren und stärkere Direktvermarktung durchsetzen will, ist Teil dieser Systemdebatte. Ich stolpere in Energiediskussionen immer wieder über denselben Rechenfehler: Ein sichtbarer Kostenposten wird herausgepickt, während der weniger sichtbare Preiseffekt am Markt ignoriert wird. Genau das passiert hier.

Wie siehst du das: Sollte Deutschland zuerst noch stärker in Netze, Speicher und flexible Tarife investieren, oder sollte sich die Kostendebatte weiter um Wind- und Solarenergie als solche drehen?

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