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## Dossier FB — Energieversorgung, Preise, Netze und Transformation

Kernbefund: Die Energieversorgung war 2025/26 physisch zuverlässig, aber für Haushalte und Unternehmen weiterhin teuer und volatil. Die zentrale Herausforderung ist nicht ein einzelner Energieträger, sondern die zeitlich abgestimmte Umstellung von Erzeugung, Netzen, Speichern, steuerbarer Leistung und Nachfrage. Der Ausbau erneuerbarer Kapazität macht Fortschritte, doch Netze, Flexibilität und gesicherte Leistung bleiben Engpässe.

### Abgrenzung

Dieses Dossier erfasst Energiepreise, Versorgung, Strom- und Gasinfrastruktur, erneuerbare Erzeugung, Kohle-/Kernenergieausstieg, Speicher und Wasserstoff. Gebäudewärme, industrielle Produktionsentscheidungen und Klimafolgen werden nur als Schnittstellen behandelt und später nicht doppelt gezählt.

### Messbild

| Indikator | Befund | Einordnung |
|---|---:|---|
| Haushaltsstrom, 2. Halbjahr 2025 | 40,55 ct/kWh | +23,4 % gegenüber 2. Halbjahr 2021 |
| Haushaltsgas, 2. Halbjahr 2025 | 12,23 ct/kWh | +79,1 % gegenüber 2. Halbjahr 2021 |
| EU-Vergleich Haushaltsstrom, 1. Halbjahr 2025 | 38,35 €/100 kWh | Höchster Wert in der EU; andere Verbrauchsklasse/Methodik als Destatis |
| Day-Ahead-Großhandelspreis 2025 | 89,32 €/MWh | +13,8 % gegenüber 2024; kein Endkundenpreis |
| Stromerzeugung 2025 | 437,6 TWh | Erneuerbare: 257,5 TWh bzw. 58,8 % der gemessenen Erzeugung |
| Kommerzieller Stromhandel 2025 | 76,2 TWh Import / 54,3 TWh Export | Nettoimport von 21,9 TWh; Marktintegration, kein eigenständiger Versorgungsnachweis |
| Gasverbrauch 2025 | 864 TWh | +2,2 % zu 2024, aber 13,5 % unter dem Mittel 2018–2021 |
| Stromausfälle 2024 | 11,7 Minuten je Letztverbraucher | Unter dem Zehnjahresmittel; Messung erfasst nicht alle Risiken |
| Genehmigte Stromleitungen 2025 | rund 2.000 km | 45 % mehr als 2024 |
| Redispatch-/Netzengpasskosten 2025 | rund 3,06 Mrd. € | Kosten einer noch nicht vollständig passenden Netzstruktur |
| Großbatteriespeicher, Okt. 2025 | 2,4 GW / 3,2 GWh | Viele Anschlussanfragen, aber nur ein Teil wird umgesetzt |

Quellen: [Destatis: Preise](https://www.destatis.de/DE/Themen/Wirtschaft/Preise/Erdgas-Strom-DurchschnittsPreise/_inhalt.html), [Eurostat](https://ec.europa.eu/eurostat/web/products-eurostat-news/w/ddn-20251029-2), [Bundesnetzagentur: Strommarkt 2025](https://www.bundesnetzagentur.de/1087156), [Gasmarkt 2025](https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260109_JahresRueckblickGAS.html?r=1), [Versorgungsqualität](https://www.bundesnetzagentur.de/1075952), [Netzentgelte/Redispatch](https://www.bundesnetzagentur.de/1107474), [Speicher](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Speicher/start.html).

### Teilprobleme

- Haushaltsstrom und -gas sind trotz Rückgängen gegenüber Krisenspitzen deutlich teurer als vor der Energiekrise.
- Beschaffungspreise allein erklären Endkundenpreise nicht: Netzentgelte, Steuern, Abgaben und regionale Netzstruktur sind relevant.
- Hohe Energiepreise treffen energieintensive Branchen überproportional; eine eindeutige Gesamtzahl für allein energiepreisbedingte Produktionsverlagerung gibt es nicht.
- Deutschland ist nach dem Wegfall russischer Lieferungen stärker von globalen Gas- und LNG-Märkten abhängig. Die Versorgung war zuletzt sicher, Preise bleiben aber außenwirtschaftlich anfällig.
- Der Anteil erneuerbarer Stromerzeugung steigt, doch Erzeugung variiert wetterbedingt und ist nicht gleichbedeutend mit jederzeit verfügbarer Leistung.
- Photovoltaik wächst schnell, lag 2025 mit 16,4 GW aber unter dem Tempo von durchschnittlich 19,6 GW jährlich, das für 215 GW im Jahr 2030 nötig wäre.
- Wind an Land erholte sich auf 4,6 GW Zubau, liegt aber noch unter dem rechnerisch erforderlichen Durchschnitt von 9,4 GW pro Jahr bis 2030.
- Offshore-Wind wuchs 2025 lediglich um 0,3 GW; zugleich sind Netzanbindung, Flächen und Lieferketten entscheidend.
- Kohle- und Kernenergieausstieg verschieben die Anforderungen auf flexible Kraftwerke, Speicher, Laststeuerung, Netze und europäischen Handel.
- Für 2035 sieht das offizielle Versorgungssicherheitsmonitoring je nach Szenario zusätzlichen Bedarf von 22,4 bis 35,5 GW steuerbarer Leistung.
- Netzausbau wurde schneller genehmigt, aber Genehmigung ist nicht gleich Bau, Anschluss oder Inbetriebnahme.
- Der Netzentwicklungsplan ist ein Szenarioinstrument: Die dort ausgewiesenen Kosten von 365 bis 392 Mrd. € bis 2045 sind keine beschlossene Rechnung.
- Redispatch zeigt reale Netzengpässe und belastet das System; er ist kein Beweis, dass erneuerbare Erzeugung grundsätzlich unbrauchbar wäre.
- Große Speicherprojekte stoßen auf unklare Anschluss- und Regulierungssignale.
- Der Wasserstoffhochlauf ist mit hohen Vorleistungen verbunden, obwohl Nachfrage, Preis und Produktionsmengen noch unsicher sind.
- Der CO₂-Preis schafft Investitionsanreize, belastet aber fossile Wärme und Mobilität; Verteilungswirkungen hängen von Entlastung und Alternativen ab.
- Emissionen sanken 2025 nur um 0,1 %; der Weg zum Ziel von mindestens -65 % gegenüber 1990 bis 2030 bleibt anspruchsvoll.

### Entwicklung, Region und internationaler Vergleich

2025 stammten 58,8 % der im öffentlichen Stromnetz gemessenen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Photovoltaik erreichte 74,1 TWh, Wind an Land 106,5 TWh und Offshore-Wind 26,1 TWh. Gleichzeitig wurden noch 67,2 TWh Braunkohle, 28,2 TWh Steinkohle und 60,6 TWh Erdgas verstromt. [Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/1087156)

Die Stromversorgung blieb bisher sehr stabil: 2024 betrug die durchschnittliche Nichtverfügbarkeit 11,7 Minuten pro Kunde. Dieser Befund widerlegt pauschale Blackout-Behauptungen, beantwortet aber nicht die Frage, ob bis 2035 genug flexible Leistung und Netzkapazität bereitstehen. [Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Monitoring_Strom/artikel.html)

Regional entstehen Spannungen vor allem zwischen Erzeugungsregionen im Norden und industriellen Verbrauchszentren im Westen und Süden. Der Netzausbau adressiert dies: Für vier große Gleichstromkorridore wurden 2025 die Genehmigungen abgeschlossen. Trotzdem bleiben Baufortschritt, lokale Verteilnetze und Akzeptanz entscheidend. [Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/1087154)

International sind deutsche Haushaltsstrompreise im EU-Vergleich sehr hoch. Das ist nicht automatisch ein Beleg für besonders hohe Großhandelspreise, sondern hängt auch von Steuern, Netzentgelten, Verbrauchsprofilen und nationalen Entlastungsmodellen ab. [Eurostat](https://ec.europa.eu/eurostat/web/products-eurostat-news/w/ddn-20251029-2)

### Ursachen und Verantwortung

Der Bund verantwortet gesetzliche Ziele, Strommarkt- und CO₂-Preissysteme, Förderrahmen und Teile der Entlastung. Die Bundesnetzagentur reguliert Netze, genehmigt zentrale Vorhaben und überwacht Versorgungssicherheit. Länder und Kommunen verantworten wesentliche Teile von Flächenplanung, Genehmigungen und Akzeptanz vor Ort. Netzbetreiber, Erzeuger, Speicherentwickler und industrielle Verbraucher setzen Investitionen um.

Die Bundesregierung hat 2026 einen Kapazitätsmarkt und Ausschreibungen für zunächst zwölf GW zusätzlicher steuerbarer Leistung auf den Weg gebracht. Das ist ein politischer und beihilferechtlicher Rahmen, nicht bereits verfügbare Kraftwerkskapazität. [BMWE](https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2026/05/20260513-meilenstein-fuer-die-versorgungssicherheit-strom-kapazitaetsmarkt-sichert-zukuenftig-die-versorgung-mit-strom-ab.html)

### Direkte und indirekte Kosten

Direkt messbar sind Endkundenpreise, Redispatchkosten, Netz- und Speicherinvestitionen sowie staatliche Entlastungen. Diese Werte dürfen nicht zu einer angeblichen „Gesamtkosten der Energiewende“ addiert werden: Sie überschneiden sich teilweise oder sind Planwerte.

Indirekte Kosten entstehen durch Preisunsicherheit, unterbliebene Investitionen, Produktionsrisiken energieintensiver Branchen, Verzögerungen bei Netzanschlüssen und hohe Kosten fossiler Importabhängigkeit. Umgekehrt können vermiedene fossile Brennstoffimporte, geringere Emissionen und technologische Wertschöpfung Nutzen schaffen; deren Gesamtsaldo lässt sich nicht seriös mit einer einzigen Zahl ausweisen.

### Gewinner, Verlierer und Anreize

Netzbetreiber, Projektentwickler, Erneuerbaren- und Speicheranbieter erhalten neue Investitionschancen. Haushalte mit geringem Einkommen, Mieter ohne Einfluss auf Heizung und kleine energieintensive Betriebe tragen Preisschocks relativ stärker. Industrie profitiert von Planungssicherheit, wettbewerblichen Stromverträgen und funktionierenden Netzen, ist aber bei Gas als Energieträger und Rohstoff besonders exponiert. Staatliche Entlastungen können Belastungen abfedern, verlagern Kosten jedoch in Steuern oder Schulden.

### Faire Gegenargumente

- Deutschland hatte auch nach Kernenergieausstieg und wachsendem Erneuerbarenanteil keine Verschlechterung der gemessenen Stromversorgungsqualität.
- Stromimporte sind in einem integrierten europäischen Markt häufig wirtschaftlich sinnvoll und kein pauschales Abhängigkeitsversagen.
- Windgenehmigungen von 20,8 GW im Jahr 2025 deuten auf eine deutlich stärkere Projektpipeline hin als allein der Zubau zeigt.
- Gasversorgung war im Winter 2025/26 sicher, obwohl Speicherfüllstände niedriger als in Vorjahren waren. [Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Allgemeines/DieBundesnetzagentur/Insight/Texte/BNetzA/VersorgungssicherheitWinter25.html)
- CO₂-Bepreisung kann effizienter sein als starre Verbote, wenn die Einnahmen sozial ausgewogen zurückgegeben und realistische Alternativen geschaffen werden.

### Datenlücken

- Keine amtliche Gesamtrechnung, die Produktionskürzungen oder Standortverlagerungen ausschließlich Energiepreisen zurechnet.
- Keine abschließende Kostenrechnung für Netze, Speicher, Wasserstoff und gesicherte Leistung bis 2045.
- Endkundenpreisstatistiken messen Durchschnittspreise, nicht individuelle Verträge oder Energiearmut.
- SAIDI erfasst weder geplante Unterbrechungen noch höhere Gewalt.
- Anschlussanfragen für Speicher sind keine Inbetriebnahmen.
- Der Wasserstoffbedarf ist noch stark szenarioabhängig.

### Reformansätze

1. Preisbestandteile und regionale Netzentgelte für Haushalte und Unternehmen transparenter ausweisen.
2. Übertragungs- und Verteilnetze gemeinsam planen; Genehmigung, Bau und Anschluss getrennt verfolgen.
3. Flexibilität technologieoffen ausschreiben: steuerbare Kraftwerke, Speicher, Lastmanagement und grenzüberschreitende Kapazität.
4. Speicheranschlüsse, Netzentgelte und bidirektionales Laden verlässlich regeln.
5. Wasserstoffnetze stufenweise nach überprüfbarer Nachfrage ausbauen, statt Nachfrageannahmen vorwegzunehmen.
6. Entlastungen stärker zielgenau auf Härtefälle und wettbewerbsrelevante Transformationsinvestitionen richten.
7. CO₂-Preissignale planbar machen und soziale Rückverteilung mit tatsächlich verfügbaren Alternativen verbinden.
8. Emissions-, Kosten-, Flächen- und Versorgungssicherheitsziele in einem öffentlichen Zielmonitor verknüpfen.

### Umsetzungsbarrieren

Planungskapazität, Fachkräfte, Flächenkonflikte, Material- und Baukosten, lokale Akzeptanz, unklare Nachfragesignale für Wasserstoff sowie europäisches Beihilfe- und Strommarktrecht begrenzen die Geschwindigkeit. Schnellere Verfahren dürfen nicht dazu führen, dass Netzqualität, Naturschutz oder lokale Beteiligung nur in spätere Konflikte verlagert werden.

### Problemregister FB — DE-6251 bis DE-6300

Notation: **F** beobachteter Fakt, **P** Plan/Prognose, **I** begründete Einordnung; `P1` höchste Priorität.

- **DE-6251 — Hoher Haushaltsstrompreis:** F: 40,55 ct/kWh im 2. Halbjahr 2025; Schaden: Kaufkraftverlust; Reform: Preisbestandteile transparent machen. P1.
- **DE-6252 — Hoher Haushaltsgaspreis:** F: 12,23 ct/kWh und +79,1 % zu 2021; Betroffene: gasbeheizte Haushalte. P1.
- **DE-6253 — EU-Preisniveau Strom:** F: Deutschland lag im 1. Halbjahr 2025 bei Haushaltsstrom an der EU-Spitze; Gegenpunkt: unterschiedliche Entlastungsmodelle. P1.
- **DE-6254 — Preisstatistiklücke:** F/I: Durchschnittswerte bilden individuelle Verträge und Energiearmut nicht ab; Reform: Verteilungsmonitoring. P2.
- **DE-6255 — Großhandelspreisvolatilität:** F: Day-Ahead-Preis 2025 +13,8 %; Schaden: Planungsunsicherheit. P1.
- **DE-6256 — Endpreis nicht gleich Börsenpreis:** F: Netzentgelte, Steuern und Vertrieb verändern Belastung; Reform: getrennte Ausweisung. P1.
- **DE-6257 — Regionale Netzentgelte:** I: unterschiedliche Netzlast und Infrastruktur erzeugen regionale Belastungen; Lücke: verteilungsfeste Vergleichsdaten. P2.
- **DE-6258 — Gasimportabhängigkeit:** F: inländische Gasförderung lag 2025 bei nur 34 TWh; Reform: Verbrauch senken und Bezugsquellen diversifizieren. P1.
- **DE-6259 — Globales LNG-Preisrisiko:** I: Versorgung kann sicher sein, während Preise global schwanken; Gegenpunkt: flexible Märkte dämpfen Mengenrisiken. P1.
- **DE-6260 — Gasverbrauch:** F: 864 TWh 2025; betroffen: Industrie sowie Haushalte/Gewerbe; Reform: Effizienz und Alternativen. P1.
- **DE-6261 — Sichere Gasversorgung:** F: Winter 2025/26 ohne Mengenengpass; Gegenargument gegen Alarmismus, kein Schutz vor Preisrisiken. P2.
- **DE-6262 — Stromimportsaldo:** F: 21,9 TWh Nettoimport 2025; I: Marktsignal, nicht automatisch Versorgungslücke. P2.
- **DE-6263 — Erneuerbarenanteil:** F: 58,8 % der gemessenen Stromerzeugung 2025; Lücke: nicht mit Bruttostromverbrauch verwechseln. P1.
- **DE-6264 — Wetterabhängige Erzeugung:** F/I: Wind- und Solarerzeugung schwankt; Reform: Flexibilität und Netze. P1.
- **DE-6265 — PV-Ausbaupfad:** F: 16,4 GW Zubau, rechnerisch 19,6 GW/Jahr bis 2030 nötig; Gegenpunkt: starke Pipeline. P1.
- **DE-6266 — Wind-an-Land-Pfad:** F: 4,6 GW Zubau, rechnerisch 9,4 GW/Jahr nötig; Ursache: Realisierung nach Genehmigung. P1.
- **DE-6267 — Windgenehmigungen:** F: 20,8 GW 2025 genehmigt; Chance, aber keine garantierte Inbetriebnahme. P2.
- **DE-6268 — Offshore-Zubau:** F: nur 0,3 GW 2025; Ursache: komplexe Bau- und Anbindungskette. P1.
- **DE-6269 — Biomasse-Stagnation:** F: rund 9,2 GW installierte Leistung; Lücke: nachhaltige Brennstoffverfügbarkeit. P3.
- **DE-6270 — Kohleverstromung:** F: 95,4 TWh Kohle 2025; Zielkonflikt: Emissionen, Versorgung und Strukturwandel. P1.
- **DE-6271 — Kohleausstiegspfad:** F: gesetzliches Ende spätestens 2038; P: frühere regionale Pfade benötigen Ersatzkapazität. P1.
- **DE-6272 — Kernenergieausstieg:** F: letzte Anlagen 2023 abgeschaltet; I: Ersatzbedarf muss systemisch, nicht nur über Jahresmengen bewertet werden. P2.
- **DE-6273 — Steuerbare Leistung:** P: 22,4 bis 35,5 GW zusätzlicher Bedarf bis 2035 je Szenario. P1.
- **DE-6274 — Kapazitätsmarkt:** P: rechtlicher Rahmen und Ausschreibungen, aber noch keine gebaute Leistung. P1.
- **DE-6275 — Dunkelflauten:** I: zugleich geringe Wind-/Solarleistung und hohe Nachfrage erfordern Flexibilität; Reform: Reserven marktlich sichern. P1.
- **DE-6276 — Stromversorgungsqualität:** F: 11,7 Minuten Ausfall 2024; Gegenpunkt: kein akutes Zuverlässigkeitsversagen. P2.
- **DE-6277 — SAIDI-Grenze:** F: höhere Gewalt und geplante Unterbrechungen fehlen; Reform: Resilienzindikatoren ergänzen. P2.
- **DE-6278 — Genehmigung versus Bau:** F: 2.000 km 2025 genehmigt; Lücke: Inbetriebnahme und reale Kosten. P1.
- **DE-6279 — Nord-Süd-Engpass:** I: räumliche Differenz von Erzeugung und Verbrauch erhöht Netzbedarf. P1.
- **DE-6280 — Netzausbaukosten:** P: ÜNB-Entwurf nennt 365–392 Mrd. € bis 2045; nicht als feste Rechnung behandeln. P1.
- **DE-6281 — Verteilnetze:** I: Elektrifizierung und dezentrale Einspeisung belasten lokale Netze; Lücke: bundesweit vergleichbarer Zustand. P1.
- **DE-6282 — Redispatch:** F: rund 3,06 Mrd. € Kosten 2025; Reform: Netze, Speicher und Standortsignale verbessern. P1.
- **DE-6283 — Abregelung und Marktintegration:** I: Netzengpässe können erneuerbare Einspeisung begrenzen; Gegenpunkt: Redispatch sichert Betrieb. P2.
- **DE-6284 — Großbatteriebestand:** F: 2,4 GW/3,2 GWh im Oktober 2025; Lücke: Dauer und Standort entscheidend. P1.
- **DE-6285 — Speicheranschlüsse:** F: sehr viele Anfragen, nur Teil realisierbar; Reform: transparente Anschlussregeln. P1.
- **DE-6286 — Speicherregulierung:** I: Entgelte und Doppelbelastung beeinflussen Geschäftsmodelle; Reform: markt- und netzdienliche Anreize. P2.
- **DE-6287 — Wasserstoffkernnetz:** F: 9.040 km und 18,9 Mrd. € genehmigt; Chance, aber Auslastungsrisiko. P1.
- **DE-6288 — Wasserstoffkostenpfad:** P: Netzmaßnahmen bis 2037 mit 24,3 Mrd. € vorgeschlagen; keine endgültige Kostenentscheidung. P2.
- **DE-6289 — Wasserstoffnachfrage:** I: Nachfrage, Importpreise und Umstellungstempo offen; Reform: gestufte Investitionen. P1.
- **DE-6290 — Umstellung Gas zu Wasserstoff:** I: Wiederverwendung von Leitungen spart Neubau, benötigt aber parallele Versorgungssicherheit. P2.
- **DE-6291 — CO₂-Preissignal:** F: nationaler Korridor 2026 von 55 bis 65 €/t vorgesehen; Betroffene: fossile Wärme und Verkehr. P1.
- **DE-6292 — Soziale CO₂-Last:** I: Belastung trifft Gruppen ohne Ausweichoption stärker; Reform: zielgenaue Rückverteilung. P1.
- **DE-6293 — Industrieenergie:** F: energieintensive Branchen reagierten seit 2022 besonders stark; Ursache nicht nur Energiepreis. P1.
- **DE-6294 — Produktionskausalität:** F/I: keine belastbare Einzelsumme für energiepreisbedingte Abwanderung; Reform: Fallstudien und Statistik. P2.
- **DE-6295 — Energie als Chemierohstoff:** F: Gas und andere Energieträger sind teils Rohstoffe; Reformen dürfen nicht nur Strom fokussieren. P2.
- **DE-6296 — Klimapfad 2030:** F: 2025 nur -0,1 % Emissionen zum Vorjahr; Ziel mindestens -65 % bis 2030. P1.
- **DE-6297 — Fossile Importrechnung:** F/I: Importpreise bleiben über Vorkrisenniveau; Schaden: außenwirtschaftliche Verwundbarkeit. P1.
- **DE-6298 — Planungs- und Akzeptanzkonflikte:** I: Flächen und Genehmigungen begrenzen reale Geschwindigkeit; Reform: Beteiligung und Standardisierung. P1.
- **DE-6299 — Zielkonflikte im System:** I: Preis, Sicherheit, Klima und Geschwindigkeit können kurzfristig kollidieren; Reform: offener Zielmonitor. P1.
- **DE-6300 — Fehlende Gesamtrechnung:** F/I: es gibt keine seriöse Einzahl-Bilanz aller Transformationskosten und -nutzen; Reform: unabhängige Gesamtschau. P1.

Erforscht: Preise, Erzeugung, Gasversorgung, Importe, Netze, Redispatch, Speicher, Kraftwerksbedarf, Wasserstoff und Klimapfad.  
Offen: regionale Verteilnetzdaten, realisierte Kosten der neuen Kapazitätsmechanismen, belastbare Kausalität zwischen Energiepreisen und Standortentscheidungen.  
Registerstand: **6.300 Einträge in 125 Dossiers**. Als nächster Kernblock folgt **Wohnen, Mieten, Baukosten und Wohnungsangebot**.