ENERGIEWENDE · 5. JUNI 2026
1komma5gradWarum Deutschlands Strom teuer bleibt, obwohl der Wind kostenlos weht
Deutschland ist EU-Spitzenreiter bei Wind und Solar, zahlt aber fast 40 Cent pro Kilowattstunde. Das Merit-Order-Prinzip gibt fossilen Kraftwerken einen Preishebel, der weit über ihren Anteil am Strommix hinausreicht. Die Lösung zeigt Spanien: mehr saubere Energie drückt auch den Preis.
Der Wind weht kostenlos. Die Sonne scheint kostenlos. 2025 erzeugte Deutschland mehr Strom aus diesen Quellen als jedes andere EU-Mitglied und stellte damit mehr als ein Viertel der gesamten europäischen Wind-Solar-Erzeugung. 45 Prozent des deutschen Strommixes stammten aus Wind (27 Prozent) und Photovoltaik (18 Prozent). Im Jahr 2000, als das Erneuerbare-Energien-Gesetz in Kraft trat, lag dieser Anteil bei weniger als zwei Prozent.
Deutsche Haushalte zahlen dafür trotzdem 0,39 Euro pro Kilowattstunde, nach Berechnungen von 1Komma5° auf Basis von Eurostat-Daten für das zweite Halbjahr 2025. Das ist fast ein Drittel mehr als der EU-Durchschnitt von 0,29 Euro. Nur Irland liegt mit 0,40 Euro knapp darüber. Für eine Familie mit 5.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch bedeutet das rund 500 Euro Mehrkosten pro Jahr gegenüber dem europäischen Mittelwert.
Das EU-Ranking zeigt dabei ein klares Muster: Länder mit niedrigen Preisen haben entweder einen sehr hohen Anteil emissionsarmer Grundlast aus Kern- oder Wasserkraft, oder sie regulieren ihren Energiemarkt stark. Bulgarien (0,14 Euro), Ungarn (0,11 Euro) und Malta (0,13 Euro) bilden das untere Ende aus verschiedenen strukturellen Gründen, die nicht direkt vergleichbar sind. Im westeuropäischen Vergleich aber zeigt sich ein klares Muster: Wer fossile Anlagen aus dem marginalen Bereich des Strommarkts verdrängt, zahlt weniger.
Dieser Widerspruch zwischen Energiewende-Fortschritt und Preishöhe hat einen Namen: Merit-Order-Prinzip. Er folgt keiner Zufälligkeit, sondern der inneren Logik eines Strommarktdesigns, das für eine andere Epoche gebaut wurde. Das teuerste Kraftwerk im System setzt den Preis für den gesamten Strom, und solange fossile Anlagen diesen letzten Platz regelmäßig besetzen, zahlen Haushalte ihren Aufschlag mit, unabhängig davon, wie viel Wind in diesem Moment über die Nordsee fegt.
Der Weg aus dem Widerspruch führt nicht zurück. Spanien hat ihn bereits beschritten: mit 75 Prozent sauberem Strom und einem Preis von 0,27 Euro pro Kilowattstunde. Die Energiewende ist nicht das Problem. Konsequent fortgesetzt, ist sie die Lösung.
Merit-Order-Prinzip macht fossile Kraftwerke unverhältnismäßig mächtig
In einem liberalisierten Strommarkt werden Kraftwerke nach ihrer Reihenfolge zugeschaltet: zuerst die mit den niedrigsten Grenzkosten (Kernkraft, Wind, Solar, Wasser), dann die teureren (Gas, Kohle). Der Großhandelspreis richtet sich nach dem Kraftwerk, das als letztes zugeschaltet wurde, um die Nachfrage vollständig zu decken. Dieses sogenannte Grenzkraftwerk setzt den Preis für die gesamte gehandelte Strommenge, nicht nur für seinen eigenen Anteil.
Die Konsequenz ist eine strukturelle Asymmetrie: Ein Windpark, der seinen Strom zu nahezu null Grenzkosten erzeugt, verkauft ihn zum Preis, den ein Gaskraftwerk am Rand der Nachfrage durchsetzt. Das ist der Mechanismus, der Erneuerbare-Betreiber früher über die Einspeisevergütung finanzierte und heute, da diese Vergütungen für neue Anlagen auslaufen, als Preishebel für fossile Restkraftwerke wirkt. Fossile Energie verdient damit an jedem neu gebauten Windpark mit, solange sie noch im Grenzkraftwerksbereich operiert.
Deutschland erzeugte 2025 zwar 59 Prozent seines Stroms aus sauberen Quellen. Aber 41 Prozent kamen noch aus fossilen Quellen, davon allein 21 Prozent aus Kohle. Das reicht, damit Kohle- oder Gaskraftwerke auf einem erheblichen Teil der Jahresstunden als Grenzkraftwerke den Marktpreis setzen. Jede dieser Stunden legt den fossilen Preis über den Gesamtmarkt, unabhängig davon, ob der Windpark 100 Kilometer entfernt gerade Volllast läuft.
Der Atomausstieg 2023 hat diesen Effekt verschärft. Bis dahin lieferte Kernenergie noch 6,6 Prozent des deutschen Stroms: regelbar, emissionsarm und mit nahezu null Grenzkosten. Mit dem Ausstieg fiel diese Kapazität weg. Ein Teil der Lücke füllte der beschleunigte Ausbau von Wind und Solar, ein Teil fossile Quellen. Damit sank der Anteil emissionsarmer Grundlast, die verhindert hätte, dass Kohle und Gas in den Grenzkraftwerksbereich vorrücken.
Über die Zeit wird der fossile Preishebel kleiner werden. Der Kohlestromanteil ist bereits von über 50 Prozent im Jahr 2000 auf 21 Prozent 2025 gefallen, und Deutschlands gesetzlich festgelegter Kohleausstieg soll bis 2038 abgeschlossen sein. Wenn Kohle aus dem Grenzkraftwerksbereich verschwindet, übernimmt Gas die Rolle des teuersten marginalen Erzeugers. Der Preisunterschied zu Solar und Wind bleibt, aber er wird mit dem Ausbau der Erneuerbaren kleiner.
Das Muster zeigt sich im direkten europäischen Vergleich. Frankreich zahlt 0,26 Euro pro Kilowattstunde, nicht weil seine Windkapazität groß wäre, sondern weil Kernenergie fast zwei Drittel der französischen Stromerzeugung stellt. Kernkraftwerke haben extrem niedrige Grenzkosten und werden selten das Grenzkraftwerk. Schweden (0,27 Euro) folgt demselben Prinzip über Wasserkraft. Länder mit viel emissionsarmer Grundlast sind seltener dem fossilen Preisspiel ausgesetzt. Deutschland hat diese Grundlast mit dem Atomausstieg weitgehend aufgegeben und noch nicht ausreichend durch saubere Kapazität ersetzt.
Was der Spanien-Effekt beweist
Spanien zahlt 0,27 Euro pro Kilowattstunde, 31 Prozent weniger als Deutschland. Spanien hat weder günstigeres Gas eingekauft noch seinen Strommarkt anders konstruiert. Es nutzt denselben europäischen Großhandelsmarkt mit denselben Merit-Order-Regeln. Der Unterschied liegt im Anteil sauberer Energie: 75 Prozent des spanischen Stroms stammten 2025 aus emissionsarmen Quellen, gegenüber 59 Prozent in Deutschland.
Wasserkraft und Kernenergie ergänzen das spanische Wind-Solar-Wachstum. Seit 2019 hat die Expansion von Wind und Solar in Spanien den fossilen Einfluss auf den Strompreis um 75 Prozent reduziert, nach Analyse von 1Komma5°. Das ist keine Korrelation. Das ist der Merit-Order-Effekt in seiner positiven Richtung: Mehr saubere Kapazität bedeutet, dass fossile Kraftwerke seltener als Grenzkraftwerk gebraucht werden. Seltener setzen sie den Preis für alle.
Wenn saubere Kapazität wächst und fossile Kraftwerke aus dem Marginalbereich verdrängt, beginnen Wind- oder Solaranlagen häufiger den Marktpreis zu setzen, zu Grenzkosten nahe null. Unter bestimmten Bedingungen, wenn Angebot und Nachfrage stark auseinanderfallen, kann der Großhandelspreis sogar negativ werden. Was für Netzbetreiber kurzfristig eine Herausforderung ist, signalisiert langfristig die Umkehrung der fossilen Preislogik.
Deutschland hat 2025 absolut mehr Wind- und Solarstrom erzeugt als jedes andere EU-Land. Nur drei Länder weltweit erzeugten 2024 insgesamt mehr aus diesen Quellen, und unter den 30 größten Stromerzeugern der Welt hatte kein einziges einen höheren Anteil von Wind und Solar am Gesamtmix. Was noch fehlt, ist die relative Sättigung: Solange fossile Quellen 41 Prozent des Strommixes ausmachen, sind Kohle- und Gaskraftwerke auf einem erheblichen Teil der Jahresstunden noch das Grenzkraftwerk. Erst wenn dieser Anteil auf das Niveau Spaniens oder darunter gedrückt wird, verliert das Merit-Order-Prinzip seinen preistreibenden Charakter.
Das ist keine fossile Panik, es ist ein Systemfehler: Das Marktdesign konserviert die Preismacht fossiler Anlagen weit über ihre tatsächliche Bedeutung im Energiesystem hinaus. Deutschland ist im absoluten Maßstab Weltspitze bei Wind und Solar. Aber Weltspitze bedeutet noch nicht: fossil aus dem marginalen Preisbereich verdrängt.
Drei Baustellen jenseits des Marktpreises
Das Merit-Order-Prinzip ist das erste strukturelle Problem. Das zweite liegt im Netz selbst. Das europäische Übertragungsnetz wurde für zentrale Großkraftwerke gebaut, nicht für dezentral erzeugten Wind- und Solarstrom aus Küstenregionen und Freiflächen. Wenn an einem windreichen Tag in Norddeutschland mehr Strom erzeugt wird, als die Leitungen in den Süden transportieren können, werden Anlagen abgeregelt.
Betreiber abgeregelter Anlagen erhalten Entschädigungszahlungen. Gleichzeitig müssen anderswo teurere Kraftwerke hochgefahren werden, um die lokale Versorgung zu sichern. Diese sogenannten Redispatch-Kosten landen in den Netzentgelten und damit in der Stromrechnung jedes Haushalts. Das Netz kostet nicht nur, weil es veraltet ist, sondern weil sein Design jeden Ausgleich zwischen regionalem Überangebot und Nachfrage teuer macht.
Jannik Schall, Mitgründer von 1Komma5°, benennt das Kernproblem präzise: „Deutschland hat nicht zu viel günstigen Wind- und Solarstrom, sondern zu wenig Flexibilität im System.“ Ein intelligentes Steuerungssystem, das Batteriespeicher, Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge vorausschauend einsetzt, könnte Strommengen dorthin verlagern, wo und wann sie gebraucht werden. Das vermeidet Abregelung, senkt Redispatch-Kosten und entlastet die Netzentgelte langfristig für alle Verbraucher*innen.
Die EU-Batteriespeicherkapazität hat sich seit 2021 verzehnfacht und erreichte 2025 mehr als 77 Gigawattstunden. Laut dem EU Battery Energy Storage Report 2026 von SolarPower Europe reicht das nicht annähernd: Um die EU-2030-Ziele zu erfüllen, müsste die Kapazität erneut verzehnfacht werden, auf 750 Gigawattstunden innerhalb von fünf Jahren. Deutschland gehörte 2025 neben Italien zu den führenden Märkten beim Neuzubau von Speicherkapazität.
Das dritte Problem ist regulatorischer Natur: Steuern und Netzentgelte machen einen erheblichen Teil des deutschen Strompreises aus. 1Komma5° hat berechnet, dass Haushalte ohne diese Abgaben nur 0,26 Euro pro Kilowattstunde zahlen würden, günstiger als Belgien (0,35 Euro), Luxemburg (0,27 Euro) und die Niederlande (0,26 Euro). Der Nettostrompreis ist damit vergleichsweise moderat. Das eigentliche Problem ist eine Kombination aus historisch gewachsenen Abgaben, Umlagesystemen und einer Netzentgeltregulierung, die politisch reformierbar ist.
Auf europäischer Ebene hat die EU 2024 eine Reform des Strommarktdesigns verabschiedet, die langfristige Preisabsicherung über Power Purchase Agreements und Differenzverträge erleichtern soll. Diese Instrumente entkoppeln Investitionsentscheidungen von kurzfristigen Spotmarktpreisen. Für Verbraucher*innen ändert sich kurzfristig wenig, aber Investoren in neue Wind- und Solarkapazität bekommen mehr Planungssicherheit, was den Ausbau beschleunigen kann.
Für Haushalte mit eigener Solaranlage, Stromspeicher oder dynamischem Tarif verschiebt sich die Rechnung bereits heute. Wer seinen Verbrauch in die Stunden verlagert, in denen der Großhandelspreis niedrig oder negativ ist, zahlt deutlich weniger als der Durchschnittspreis suggeriert. Intelligente Stromzähler sind die technische Voraussetzung dafür, und seit dem laufenden Rollout des intelligenten Messsystems ist dieses Szenario für immer mehr Privathaushalte greifbar.
Was 2030 verändern wird
Deutschland hat sich das Ziel gesetzt, bis 2030 75 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Quellen zu beziehen und 360 Gigawatt Kapazität aufzubauen. Das ist eine Größenordnung, die den Merit-Order-Effekt strukturell verändern würde. Wenn saubere Quellen drei von vier Kilowattstunden liefern, sind fossile Kraftwerke erheblich seltener das Grenzkraftwerk. Ihr Preiseinfluss sinkt entsprechend.
Der Mechanismus ist derselbe, den Spanien im Zeitraffer vorgeführt hat. Die 75-Prozent-Marke, die Spanien 2025 erreichte, ist für Deutschland 2030 das eigentliche preispolitische Ziel, nicht nur ein klimapolitisches. Jeder Prozentpunkt mehr saubere Energie ist gleichzeitig ein Prozentpunkt weniger fossile Preismacht im Marginalbereich des Großhandelsmarkts.
Der CO₂-Fußabdruck des deutschen Stromsektors zeigt, wie weit der Weg schon gegangen wurde. 2025 emittierte die Stromerzeugung zwei Tonnen CO₂-Äquivalent pro Kopf, weniger als die Hälfte des Höhepunkts von 2007. Der EU-Durchschnitt liegt heute bei 1,3 Tonnen. Der Abstand schrumpft mit jedem abgeschalteten Kohlekraftwerk und jedem neuen Windpark, und der Preisabstand zu Ländern wie Spanien schrumpft mit.
Warum ist Strom in Deutschland so teuer, obwohl der Wind kostenlos weht? Die vollständige Antwort hat drei Schichten: ein Marktdesign, das fossile Restkraftwerke als Preismacher bevorzugt, ein Netz ohne ausreichend Flexibilität und ein Abgabensystem, das historisch gewachsen ist. Alle drei sind lösbar. Das Merit-Order-Problem löst sich durch mehr Erneuerbare, das Netzproblem durch Investitionen in Speicher und Infrastruktur, das Abgabenproblem durch politischen Willen. Für alle drei gilt: Die Energiewende, schneller vorangetrieben, ist keine Kostentreiberin. Sie ist die günstigste Lösung.
QUELLEN
- Ember Energy: Germany Country Profile 2025 (April 2026)
- 1Komma5° / Eurostat: EU-Strompreis-Ranking H2/2025, veröffentlicht via Euronews, Januar 2026
- SolarPower Europe: EU Battery Energy Storage Report 2026
- Liam Gilliver, Euronews: Deutschland Vorreiter bei Erneuerbaren: Warum Strompreise zu den höchsten in der EU zählen (1. Juni 2026)
