Die Diskussionen um Deutschlands Stromsteuer machte diesen Sommer Schlagzeilen, weniger präsent war die Strompreisentwicklung der letzten Jahre – und die war rückläufig, wie der BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) in seiner Strompreisanalyse Mai 2025 zeigt. Sowohl Haushaltskunden als auch die Industrie zahlten 2024 weniger als im Jahr zuvor. Für Industriekunden mit einem Jahresverbrauch von 160.000 bis 20 Mio. kWh ergab sich inkl. Steuern, Abgaben und Umlagen ein Mittelwert von 17,3 ct/kWh für 2024, also über sieben Cent weniger als im Jahr zuvor (24,5 ct/kWh in 2023).
Weniger Umlagen, höherer Basis-Strompreis
Für kleine und mittlere Industriekunden waren die Preise 2024 auf ähnlichem Niveau wie 2020, allerdings haben sich die Preiskomponenten deutlich verschoben. Vor fünf Jahren war im Gesamtpreis noch die EEG-Umlage mit 6,76 ct/kWh enthalten, die heute wegfällt. Der Preis ohne Steuern, Abgaben und Umlagen hat sich also gegenüber 2020 fast verdoppelt.
Steigen die Strompreise im Jahr 2025?
In die Analyse ließ der BDEW auch Daten aus 2025 einfließen. Sie weisen für die ersten Monate des Jahres bei Neuabschlüssen für kleine bis mittlere Industriebetriebe einen Durchschnittsstrompreis von 18,00 ct/kWh aus, also 0,70 ct/kWh mehr als 2024. Allerdings ist dies nur ein „Halbjahrestrend“, der sich im Jahresverlauf umkehren kann.
Ein neuer Rekord: Im ersten Halbjahr 2025 war der Strompreis am Day-Ahead-Markt an 389 Stunden negativ. Dazu kamen Hunderte von Stunden, in denen der Preis maximal 0,5 ct/kWh betrug. Ein Grund ist der hohe Anteil der erneuerbaren Energien an der öffentlichen Nettostromerzeugung in Deutschland. Er lag in den Monaten Januar bis Juni 2025 laut Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE bei 60,9 Prozent.
Hoher Anteil an Wind- und PV-Strom im Strom-Mix
Windenergie war hierzulande wieder einmal die größte Stromquelle mit 60,3 Terawattstunden (TWh), etwas weniger als die 73,4 TWh im ersten Halbjahr 2024. Damit lag der Anteil des Windstroms an der öffentlichen Nettostromerzeugung dieses Jahr bei 31,6 Prozent. „Das sind rund sechs Prozentpunkte weniger als 2024, einfach weil es weniger Wind gab als letztes Jahr“, kommentiert Prof. Bruno Burger, leitender Wissenschaftler bei den Energy-Charts am Fraunhofer ISE. Auf Platz zwei lag die Stromeinspeisung aus PV-Anlagen mit 40,0 TWh, das waren ca. 30 Prozent mehr als im vergleichbaren Vorjahreszeitraum.
Im Strommarkt ist Flexibilität gefragt
Negative Strompreise können sowohl am Day-Ahead- als auch am Intraday-Markt entstehen, wenn die Stromerzeugung den Stromverbrauch überschreitet und dieser Überschuss nicht genutzt bzw. gespeichert oder exportiert werden kann. Ursache sind nicht nur die erneuerbaren Energien, sondern unter anderem auch Kohlekraftwerke. Es ist nicht wirtschaftlich, sie häufig ab- und anschalten, und sie hochzufahren kostet Zeit. Zudem müssen Kraftwerkskapazitäten, die am Markt für Regelenergie (zur Netzstabilisierung) angeboten wurden, auch bei negativen Börsenstrompreisen vorgehalten werden. Daher laufen viele konventionelle Kraftwerke weiter.
Um Stromüberschüsse zu vermeiden, also Erzeugung und Verbrauch ins Gleichgewicht zu bringen, ist Flexibilität im Markt nötig. Diese Flexibilität bieten Stromspeicher oder auch die Sektorenkopplung, also wenn mit dem Strom zum Beispiel Wärme oder Wasserstoff erzeugt wird.
Schnäppchen-Chance für flexible Verbraucher
Für Industrie- und Gewerbekunden, die direkt oder indirekt Zugang zur Strombörse haben, bietet der Flexibilitätsbedarf große Chancen. Betriebe können auf verschiedene Arten von günstigen oder negativen Strompreisen profitieren:
- Nutzung von Stromspeichern, um diese günstig zu befüllen und den Strom zeitversetzt im Betrieb zu nutzen
- Vermarkten der Stromspeicher-Kapazität wie bei einem Energiehändler (An- und Verkauf an der Börse)
- Nutzung von Strom bei negativen Preisen für die Wärmeerzeugung / Substitution von fossilen Energieträgern durch Strom
- (teilweises) Verschieben des Stromverbrauchs in Zeiten günstiger / negativer Strompreise, z.B. das Laden von thermischen Speichern (z.B. Kälteanlage) oder von E-Fahrzeugen
Neben den negativen Preisen, welche die Nulllinie meistens nur wenig unterschreiten, verdienen auch die Zeitfenster mit niedrigen Preisen Beachtung. Das sind oft die Mittagsstunden an sehr sonnenreichen Tagen, wie die Daten der Kalenderwoche 27 (siehe Chart) exemplarisch zeigen.
Börsenhandel über Dienstleister möglich
Damit auch Betriebe, die keinen direkten Börsenzugang haben, Flexibilität vermarkten können, gibt es Dienstleister wie SachsenEnergie. Diese führen die Handelsaktivitäten an der Börse aus. Die Dienstleister handeln entweder ausreichend große Energiemengen direkt oder sie sammeln Angebote mehrerer Auftraggeber (Aggregation), um sie zu handelsfähigen Volumina zu bündeln und an der Börse zu vermarkten.
Mehr zum Thema lesen Sie in unserem Beitrag "Industrie: Durch flexible Stromnachfrage die Kosten senken“
Nicht nur Chancen: Negative Strompreise können auch Nachteile bringen
So sehr negative Strompreise flexible Verbraucher begünstigen, so können sie gleichzeitig auch Herausforderungen für Einspeiser erneuerbarer Energien mit sich bringen. Bei starkem Überangebot und fehlender Netzflexibilität kommt es nicht nur zu Abregelungen von Wind- und PV-Anlagen – also zur erzwungenen Reduktion der Einspeisung –, sondern in manchen Fällen sogar zu finanziellen Belastungen: Statt einer Vergütung für eingespeisten Strom können Forderungen entstehen, wenn die Marktwerte stark ins Negative fallen. Im nächsten Newsletter beleuchten wir, wie sich diese Risiken reduzieren lassen und welche Strategien helfen können, trotz volatiler Marktbedingungen wirtschaftlich zu bleiben.
Mit dem Anteil erneuerbarer Energie im deutschen Strom-Mix steigt die Volatilität der Erzeugung und der Bedarf an Flexibilität. Diese Flexibilität schaffen Kraftwerke und Speicher – oder bspw. eine flexible Stromnachfrage durch die Industrie. Denn viele Betriebe könnten ihren Strombedarf zumindest teilweise anpassen und so auf zeitliche oder regionale Flexibilitätsbedarfe reagieren. Das Potenzial ist groß: Deutschlandweit ließen sich Lastspitzen so um fünf bis sieben Gigawatt reduzieren, wie eine aktuelle, branchenübergreifende Umfrage von McKinsey & Company bei 400 Industriebetrieben ergab.
Doppelnutzen: Energiewende fördern, Wirtschaftlichkeit verbessern
„Eine flexiblere Stromnachfrage seitens der Industrie bietet mehrere Vorteile“, sagt Alexander Weiss, Co-Autor der Studie und bei McKinsey Leiter der weltweiten Energieberatung. „Zum einen können Unternehmen ihre Energiekosten senken, wenn sie ihre Produktion beispielsweise in Zeiten niedriger und negativer Strompreise hochfahren. Zum anderen kann eine Flexibilisierung auch das Stromsystem insgesamt entlasten und eine sinnvolle Ergänzung zum Ausbau weiterer Back-up-Gaskraftwerke sein.“
Flexible Stromabnahme als netzdienliche Leistung
Immerhin entsprechen die erwähnten fünf bis sieben Gigawatt Flexibilitätspotenzial bis zu einem Drittel der Leistung, die Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche in Form von Gaskraftwerken zubauen lassen möchte. Eine flexible Nachfrage der Industrie macht Kraftwerke zwar nicht überflüssig, da diese durch rotierende Massen einen Beitrag zur Systemstabilität leisten. Die industriellen Flexibilitäten sind aber schon vorhanden und könnten kurzfristig genutzt werden.
Das höchste Flexibilitätspotenzial liegt laut der McKinsey-Umfrage im Sektor Gewerbe, Handel und Dienstleistung mit ca. 20 Prozent der Spitzenlast. In der Prozessindustrie – etwa Raffinerien oder der Zement-, Papier- und Stahlindustrie – sind es immerhin noch sechs bis zehn Prozent.
Durch Lastverschiebung niedrige und negative Strompreise nutzen
Viele Unternehmen haben sich bereits mit der Lastreduktion beschäftigt, um die Netzentgelte gering zu halten. Flexibilität bereitstellen kann aber ebenso heißen, bei einem Überangebot an grünem Strom bewusst den Stromverbrauch hochzufahren und die günstigen Preise zu nutzen. Die McKinsey-Studie weist darauf hin, dass aufgrund des Zubaus erneuerbarer Energie oft auch negative Strompreise auftreten. Im ersten Halbjahr 2025 war das am Day-Ahead-Markt an 389 Stunden der Fall. „Wenn Unternehmen einen Teil ihrer Spitzenlast in diese Zeiten verschieben, hat dies positive wirtschaftliche Effekte“, so Weiss. Allerdings hätten zwei Drittel der Unternehmen noch nicht über eine gezielte Erhöhung ihrer Spitzenlast nachgedacht, heißt es.
Es ist nicht zwingend nötig, bisherige Leistungsspitzen beim Strombezug zu überschreiten. Es genügt oft, den Verbrauch gezielt in Niedrigpreisfenster zu verlagern. Dies ist relativ leicht möglich, wenn Strom-, Wärme- oder andere Speicher genutzt werden können oder sich Produktionszeiten (teilweise) verschieben lassen. (Mehr dazu auch in unserem Beitrag „Negative Strompreise zum Vorteil nutzen“)
Flexibilität vermarkten wie ein Energiehändler
Unter Umständen lohnt es sich sogar, die Flexibilität des Betriebs gezielt zu vermarkten. Je nachdem, wie schnell und wie lange die Flexibilität bereitgestellt werden kann, kommen zum Beispiel das Vermarkten am Regelenergiemarkt (zur Netzstabilisierung) oder an der Strombörse (Day-Ahead- oder Intraday-Handel) in Frage. Einen direkten Zugang zur Strombörse benötigen Industriebetriebe hierfür nicht, der Handel kann von Direktvermarktern oder Aggregatoren abgewickelt werden.
Das aktuelle Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) ist ein Provisorium: Die von der vorigen Bundesregierung Anfang 2025 noch auf den Weg gebrachte Version, die zum 1. April 2025 in Kraft getreten ist, reicht nicht bis ins kommende Jahrzehnt und bietet Betreibern und Investoren wenig Planungssicherheit. Vielmehr würden Betreiber einer KWK-Anlage, die nach dem Jahr 2026 konzipiert, genehmigt, bestellt und errichtet wird, auf Basis des geltenden KWKG keine Förderung erhalten.
Kraft-Wärme-Koppelung (KWK) wird von der Politik anerkannt
Claus-Heinrich Stahl, Präsident des Bundesverbandes Kraft-Wärme-Kopplung e.V., sieht zwar eine Anerkennung seitens der Politik: „Der Koalitionsvertrag zeigt, dass die Bedeutung der KWK für unser Energiesystem der Zukunft von der Politik erkannt wurde und die Richtung stimmt“, sagte er anlässlich des 23. Duisburger KWK-Symposiums, das der Verband am 11. Juni 2025 zusammen mit der Universität Duisburg-Essen ausrichtete. Doch Stahl möchte mehr sehen: „Nun gilt es, darauf beruhend die Weichen richtig zu stellen.“
Streit vor dem EuGH bremst deutsches KWKG aus
Gehemmt wird diese Weichenstellung unter anderem durch einen Rechtstreit. Der Europäische Gerichtshof muss noch eine Entscheidung bezüglich der Beihilferelevanz des KWKG fällen. Zwar hatte das Gericht der Europäischen Union (EuG) Anfang 2024 entschieden, dass weder die KWK-Förderung noch die Begrenzung der KWKG-Umlage eine staatliche Beihilfe seien, doch die EU-Kommission legte Rechtsmittel gegen die Entscheidung ein. Solange der Streit nicht beigelegt ist, wird sich die Bundesregierung mit einem Entwurf einer KWKG-Novelle schwertun.
Vermiedene Netznutzung soll nicht mehr entlohnt werden
Einfluss auf die Wirtschaftlichkeitsberechnung für KWK-Anlagen hat auch das Bestreben der Bundesnetzagentur. Deren Große Beschlusskammer Energie hat ein Verfahren zum Abschmelzen der Entgelte für dezentrale Einspeisung bis Ende 2028 eröffnet. Mit anderen Worten: Von Netzseite soll es für KWK-Anlagenbetreiber schrittweise weniger und ab 2029 gar kein Geld mehr geben. Heute wird dieses Entgelt gezahlt, weil durch die dezentrale Stromeinspeisung auf Verteilnetzebene das vorgelagerte Netz entlastet wird. Der VIK Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e. V. sieht in dieser Änderung bereits getroffener Vereinbarungen „ungerechtfertigte Eingriffe in die Wirtschaftlichkeitsberechnungen und den Investitionsschutz“.
Kraft-Wärme-Kopplung ist und bleibt dennoch effizient
Trotz dieser Rahmenbedingungen ist die Kraft-Wärme-Kopplung nach wie vor eine Stütze der Energiewende und die zeitgleiche Erzeugung von Strom und Wärme meistens sinnvoller als in separaten Anlagen. Wärmespeicher können KWK-Anlagen zu einer großen Flexibilität verhelfen, sodass sie stromgeführt und marktorientiert betrieben werden können. Daher sieht SachsenEnergie auch für neue KWK-Anlagen ein großes Potenzial in Kommunen, in der Wohnungswirtschaft sowie in Gewerbe und Industrie. Mehr dazu im folgenden Interview.
Dr. Franziska Graube-Kühne hat Maschinenbau studiert und ist Abteilungsleiterin Technik im Bereich Kraft und Wärme der SachsenEnergie AG.
Das aktuelle KWKG ist eher eine Übergangslösung und bietet wenig Planungssicherheit für Betreiber. Lohnt sich der Einsatz einer KWK-Anlage dennoch und wo sehen Sie die attraktivsten Anwendungen?
Dr. Franziska Graube-Kühne: Der größte Vorteil der KWK ist ihr besonders hoher Brennstoffausnutzungsgrad. Kraft-Wärme-Kopplung zählt damit zu den effizientesten und umweltfreundlichsten Energieerzeugungsarten. Außerdem sind die Brennstoffe unabhängig von anderen Erzeugern verfügbar, anders als Großwärmepumpen und Elektrodenheizkessel, welche am Stromnetz hängen.
Doch es spricht noch mehr für die KWK: Die Anlagen tragen zur Netzstabilisierung bei und sorgen für maximale Flexibilität, um auf Strom- und Wärmebedarf sowie schwankende Preise zu reagieren. Diese Vorteile sorgen dafür, dass KWK auch heute eine starke Berechtigung hat und aus meiner Sicht in den nächsten Jahrzehnten nicht aus der Energieerzeugung verschwinden wird.
SachsenEnergie unterstützt Unternehmen bei der Eigenstromerzeugung. Welche Leistungen bieten Sie Betrieben im Bereich Kraft-Wärme-Kopplung an?
Dr. Franziska Graube-Kühne: Wenn es unsere Kunden wünschen, können wir von der Planung über die Abwicklung bis hin zum Betrieb die gesamte Kette abdecken. Bei der Planung achten wir gezielt auf die Bedarfe und ergänzen die KWK gegebenenfalls um andere, geeignete Technologien. Zusätzlich können wir Redundanzkonzepte schaffen. Diese können zum Beispiel so aussehen:
Die Anlagen sind grundsätzlich vom Netz getrennt, können aber im Fall eines Ausfalls direkt in den Netzbetrieb springen. Andersherum können sie Stromspitzen und Frequenzschwankungen glätten, wenn sie Strom aus dem Netz beziehen. Die Lösungen erfolgen immer sehr individuell – je nach Bedarf der Kunden.
Welchen Stellenwert messen Sie der KWK im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung bei? Ist KWK wichtig für die Wärmewende?
Dr. Franziska Graube-Kühne: Die meisten Lösungen in der Wärmewende basieren auf Strom, der zunehmend aus Erneuerbaren Energien kommt. Die Elektrifizierung ist ein wichtiger Teil der Energiewenden im Wärmesektor. Wir müssen Wärme aber auch dann erzeugen können, wenn der Strom einmal knapp sein sollte. Um die Energieversorgung genau dann sicherzustellen, ist KWK unverzichtbar.
Denn aktuelle Speicherlösungen können Stunden abdecken, vielleicht auch wenige Tage. Sollten längere Dunkelflauten auftreten, brauchen wir aber ergänzende, brennstoffbasierte Konzepte. Deshalb sehen wir auch in Zukunft Einsatzzeiten für KWK – wenn sie auch anders aussehen werden als heute.
Erdgas war voriges Jahr mit 31 % Anteil der wichtigste Energieträger für die deutsche Industrie. Umgekehrt ist die Industrie der größte Erdgasverbraucher im Land: 303 Mrd. kWh konsumierte sie 2024, was 36,5 % des Erdgasabsatzes entspricht. Privathaushalte und Wohnungswirtschaft verbrauchten laut Statusreport Gas des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) mit 254 Mrd. kWh fast sechs Prozentpunkte weniger (30,6 %).
95 Prozent des Erdgases importiert
Größtenteils kommt das in Deutschland verbrauchte Erdgas aus dem Ausland. Zu den 830 Mrd. kWh, die voriges Jahr abgesetzt wurden, hat die Inlandsförderung nur 41 Mrd. kWh beigetragen, weitere 31 Mrd. kWh flossen aus Speichern ins Netz (Speichersaldo). Um den Erdgasbedarf und den Eigenverbrauch der Gasbranche (ca. 14 Mrd. kWh) zu decken, wurden netto 772 Mrd. kWh importiert. Das meiste Gas davon lieferte Norwegen, im Dezember 2024 waren es zum Beispiel 47 %. Die Niederlande lieferte im selben Monat 6,9 %, 4,5 % kamen aus heimischer Förderung. Als direkte LNG-Importe bezogen wir in dem Zeitraum 8,5 %, fast alles aus den USA. Ein Drittel des Bezugs ist eine „Grauzone“. Laut dem Statusreport Gas des BDEW handelt es sich hierbei um „sonstige Länder“, also um nicht zuordenbare Importe über Belgien, Niederlanden, Frankreich und Dänemark.
Erdgas kompakt: das LNG steht für liquefied natural gas, also „Flüssigerdgas“. Das Gas ist im verflüssigten Zustand auf unter -161 °C abgekühlt und weist nur ein Sechshundertstel des Volumens auf, das es im entspannten Zustand hat. Als LNG lässt sich Erdgas somit kostengünstig per Schiff transportieren.
Russisches Gas wird „reingewaschen“
Obwohl Deutschland kein Erdgas über Pipelines von Russland bezieht, kommt ein Teil des Brennstoffs indirekt aber weiterhin von dort, wie Medien berichteten (siehe Tagesschau vom 27.6.2025 oder ZDFheute vom 3.6.2025). ZDFheute spricht von einem „Etikettenschwindel bei Herkunft des Gases“, da russisches LNG in Belgien angeliefert wird, was durchaus legal ist – der Import von russischem Flüssigerdgas in die EU unterliegt derzeit keinen Sanktionen. Gelangt dieses Erdgas nach Deutschland, tauche es in den deutschen Büchern nur als belgisches Gas auf, heißt es. Auch das Gas, welches das deutsche Unternehmen Securing Energy for Europe (Sefe, ehemals Gazprom Germania) über Dünkirchen aus Russland beziehen soll, landet so im Statusreport des BDEW bei „sonstige Länder“.
EU will die russischen Gasimporte stoppen
Die bisher ergriffenen Maßnahmen der EU hatten die Importe reduziert, aber der Anteil der russischen Gaseinfuhren betrug 2024 immer noch 19 %. Nun will die EU die Importe aus Russland ganz stoppen. Einen entsprechenden „REPowerEU-Fahrplan“ legte die Europäische Kommission am 6. Mai 2025 vor. Die Kommission schlägt vor, alle Einfuhren von russischem Erdgas bis Ende 2027 einzustellen. (Details siehe Dokument der Europäischen Kommission Roadmap towards ending Russian energy imports.)
Ausgleich durch LNG aus anderen Nationen
Laut der Europäischen Kommission sind die EU-Maßnahmen so konzipiert, dass die Sicherheit der Energieversorgung gewahrt bleibt und der Einfluss auf Preise und Märkte limitiert ist. Die EU rechnet unter anderem mit einer Zunahme die weltweiten LNG-Lieferungen und außerdem mit einem Rückgang des Gasverbrauchs. Erwartet wird, dass die LNG-Kapazitäten bis 2028 um ungefähr 200 Mrd. m³ steigen, das wäre ungefähr viermal so viel Erdgas, wie die EU im Jahr 2024 aus Russland importierte (52 Mrd. m³).
Für den wichtigsten Energieträger der deutschen Industrie wäre somit kein Engpass zu erwarten. Offen ist derzeit noch, wo das Erdgas künftig herkommt. Wünschenswert ist zudem, dass die Lieferketten durchgängig dokumentiert werden und zum Beispiel Importe über andere Nationen nicht genutzt werden können, um die eigentliche Herkunft des hierzulande verbrauchten Gases zu verschleiern.
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