Was kostet eine Kilowattstunde? · Börse, Umlagen, Renditen — Jahres-Stundenmodell des deutschen Strommarkts

Rechenmodul · Energiewende-Kompass

Strompreis-Zusammensetzung ändern und berechnen

Jeden Bestandteil des Strompreises einstellen — Börsenbeschaffung, Vertrieb, Netz, Abgaben, Umlagen, Steuern — und den Endpreis je Kundengruppe berechnen. Dahinter rechnet ein Stundenmodell für ein ganzes Jahr: Die Merit-Order räumt jede Stunde mit aktuellen Gas- und CO₂-Preisen, Wind und Solar speisen nach Wetterprofilen ein, Speicher verschieben, Nachbarn importieren und exportieren. Daneben die Frage, was dieselbe Kilowattstunde kosten müsste, wenn jeder Akteur genau die angenommene Rendite verdient.

Stand: 30. August 2026 · Kennzeichnung: geltend Entwurf offen Marktdaten Modell

Börsenpreis, Jahresmittel Modell

–

Day-Ahead, simuliertes Jahr mit aktuellem Park und Preisen

Haushalt 3.500 kWh, brutto

–

reine Börsenbeschaffung (Profil) + Netz + Umlagen + Steuern

Industrie Mittelspannung 5 GWh, netto

–

produzierendes Gewerbe, Stromsteuer 0,05 ct

Vollkosten-Preis der Erzeugung

–

wenn jeder Erzeuger genau seine Kapitalkosten (WACC) verdient

Förderung außerhalb des Marktes Modell

–

EEG-Bestand, Kernkraft, Gas, Speicher — je nach Auswahl auf der Endpreis-Seite

Ergebnis: Referenz 2026 gegen Neumodellierung — je Kundengruppe

Links je Gruppe der Referenzwert 2026 (Voreinstellung: Park und Preise Mitte 2026, Spot-Beschaffung des Profils, Netz, Abgaben und Umlagen auf BDEW-Niveau), rechts die Neumodellierung mit allen aktuellen Einstellungen — Marktsimulation, Zieljahr, Endpreis-Regler, Editor, Kostenbasis und Förderumlage. Haushalt und Gewerbe klein brutto, Industrie netto. Gestrichelt: amtliche Vergleichswerte der BDEW-Strompreisanalyse April 2026. Oben aufgesetzt, schraffiert: die Förderung außerhalb des Marktes je kWh — Referenz: EEG-Bedarf 2026 laut ÜNB; Modell: resultierende Deckungslücken (EEG-Bestand, Kernkraft, Gas, Speicher nach Auswahl), umgelegt auf den umlagepflichtigen Verbrauch. Sie steht auf keiner Rechnung, solange der Bundeshaushalt zahlt.

Drei Rechnungen für dieselbe Kilowattstunde

Marktsicht: Jede Stunde setzt das teuerste noch benötigte Kraftwerk den Preis (Grenzkosten). Wer billiger produziert, erhält die Differenz als Deckungsbeitrag — Kapitalkosten spielen für das Gebot keine Rolle, für das Überleben der Anlage sehr wohl.
Vollkostensicht: Was müsste die kWh kosten, wenn jede Anlage ihre Annuität zur angenommenen Rendite verdient? Für abgeschriebene Bestandsanlagen (Kohle, Gas, ein reaktiviertes AKW) fällt nur der Betrieb an — für Neubau zählen Zins und Laufzeit. Diese Rechnung antwortet auf die Frage nach dem Sollpreis, nicht nach dem Börsenpreis.
Staatssicht: Seit 2022 laufen die EEG-Differenzkosten über den Bundeshaushalt, 2026 dämpft ein Zuschuss von 6,5 Mrd. € die Übertragungsnetzentgelte. Was auf der Rechnung fehlt, ist nicht verschwunden — die Unterseiten und rechnen es je kWh nach.

Der Strompreis eines Haushalts 2026 — und was nicht auf der Rechnung steht

Obere Reihe: Durchschnitt aller Tarife bei 3.500 kWh (BDEW-Strompreisanalyse April 2026, Marktdaten). Mitte: dieselbe Rechnung mit reiner Spot-Beschaffung des Haushaltsprofils aus der Simulation (Modell). Unten: Posten, die der Bundeshaushalt trägt und die auf keiner Rechnung stehen. Jeder Abschnitt ist anklickbar und führt zur Erklärung und zu den Reglern.

Zusammensetzung ändern und berechnen

Jeden Posten direkt eintragen — die mittlere Reihe der Grafik, die Kundenkarten der Endpreis-Seite und alle Regler folgen sofort (gleicher Zustand). „Beschaffung“ schaltet die Beschaffungswelt auf „manuell“; die Vorlagen stellen sie zurück auf Spot (Modell) oder auf den BDEW-Durchschnitt.

Kunde

Was das Modell abbildet — und was nicht Modell

Abgebildet

8.760 Stunden, synthetisches Wetterjahr (reproduzierbar, Jahrgang wählbar): Last mit Wochen- und Jahresgang, Solar aus Sonnenstand und Bewölkung, Wind mit mehrtägiger Persistenz und Winterschwerpunkt; Offshore korreliert, aber gleichmäßiger.
Merit-Order mit Grenzkosten aus Brennstoff, Wirkungsgrad, CO₂-Preis und variablem Betrieb; Wirkungsgradspreizung innerhalb jeder Kraftwerksklasse.
Must-run (Laufwasser, Biomasse, KWK/Industrie, Kernkraft falls im Park), Importblock mit Verfügbarkeit, die in europäischen Knappheitsstunden sinkt, Exportblöcke, die bei großem Überschuss sättigen, Abregelung flexibler (bei ≈ 0 €/MWh) und unflexibler Anlagen (negativ).
Speicher als Preisnehmer mit Tagesarbitrage (Batterien, Pumpspeicher), in fünf Tranchen gegen die jeweils schon geglätteten Preise eingesetzt; Zeitraster Stunde oder Viertelstunde (SDAC seit 1.10.2025) mit Stundenblockgeboten als Marktfriktion.
Marktwerte je Technologie, Deckungsbeiträge, Annuitäten je Renditeannahme, EEG-Differenzkosten des Bestands, Kundenprofile.

Nicht abgebildet

Kein Terminmarkt, keine Tranchenbeschaffung: Der Endpreis rechnet mit reiner Spot-Beschaffung des Profils (wie ein dynamischer Tarif). Reale Tarife 2026 enthalten Einkäufe aus 2024/25.
Keine physischen Netzengpässe: Netzausbau, Redispatch und Regelenergie gehen nur als pauschale Annahmen je GW bzw. Mrd. € in die „System-Vollkosten“ ein (Regler auf Markt- und Systemkostenseite).
Nachbarländer nur als Preisblöcke, keine gekoppelte Marktsimulation. Flexible Lasten, Elektrolyse und Power-to-Heat nur als einstellbare Annahmen (Überschussabnahme, Tagesverschiebung), ohne eigene Nachfragemodellierung.
Anlagenrevisionen und Ausfälle nur als pauschale Verfügbarkeit. Ein Wetterjahr, keine Klimatologie: Ergebnisse sind Größenordnungen, keine Prognosen.

Kalibrierung: Mit einem 2025-artigen Park (Gas 40 €/MWh, CO₂ 70 €/t) liefert das Modell ein Jahresmittel um 82 €/MWh, rund 630 Negativstunden, Profilfaktor Solar ≈ 62 %, Wind an Land ≈ 90 %. Tatsächlich 2025: 89,3 €/MWh, ≈ 575 Negativstunden, Solar 50,5 %, Wind an Land 83 % (ÜNB, EPEX). Der Solar-Profilfaktor wird also eher zu günstig gerechnet.

Marktsimulation

Ein Jahr Strombörse: Park, Preise, Speicher, Nachbarn

Jede Stunde räumt die Merit-Order. Links stellen Sie Kraftwerkspark und Brennstoffpreise ein, rechts sehen Sie Jahresmittel, Marktwerte und die Preisdauerlinie. Die Szenariotabelle unten rechnet fest definierte Zubauten gegen die aktuelle Einstellung — mit Erzeugungsprofil, nicht mit Jahresmittelwerten.

Wetterjahr & Last

Wind & Solar

Speicher (marktaktiv)

Flexibilität & Sektorkopplung

Kernkraft

Fossiler Park

Brennstoffe & CO₂ Marktdaten

Systemkosten außerhalb der Börse Annahmen

Nachbarn, Abregelung, Must-run, Verfügbarkeiten, Wasserstoff- und Wärmewert

Alle Regler wirken sofort auf alle Seiten. „Referenz merken“ friert die aktuelle Einstellung ein; Kennzahlen zeigen dann die Abweichung dazu.

Jahresmittel Day-Ahead (Base)

–

2025: 89,3 €/MWh · 1. Hj. 2026: 99 €/MWh

Lastgewichtet (was die Inlandslast zahlt)

–

Summe der Stundenzahlungen der Last

Negativstunden · Ø Tiefe

–

2025: ≈ 575 h · 1. Hj. 2026: 298 h (EPEX)

Stunden > 200 €/MWh · Maximum

–

Knappheitsstunden: Gasturbinen, Öl, Lastabwurf

Marktwert Solar · Profilfaktor

–

2025: 45,1 €/MWh = 50,5 % (ÜNB)

Marktwert Wind an Land · Profilfaktor

–

2025: 74,4 €/MWh = 83 %

CO₂ der Stromerzeugung

–

Kraftwerke im Modell (ohne Importe)

Nettoimport · Abregelung

–

2025: Importüberschuss ≈ 20–25 TWh

Überschussverwertung: Elektrolyse · Wärme · Lastverschiebung

–

Regler „Flexibilität“

Systemkosten außerhalb der Börse (Annahme)

–

Netzausbau je GW, Engpassmanagement, Regelenergie

Preisdauerlinie Modell

Alle 8.760 Stundenpreise absteigend sortiert. Die Fläche unter der Kurve ist das Jahresmittel; das rechte Ende zeigt, wie viele Stunden Überschuss in negative Preise laufen, das linke, wie oft Gasturbinen oder Knappheit den Preis setzen.

aktuelle EinstellungReferenzGrenzkosten GuDGrenzkosten Braunkohle

Monatsmittel

Winterhoch aus Last, Gaspreis und Windflauten; Sommertief aus Solar. Reale Monate 2026 (EPEX): Januar–Juni Ø 99, Juli 105 €/MWh.

Tagesgang Sommer / Winter

Juni–AugustDezember–Februar

Die Mittagsdelle im Sommer ist der Solar-Profilfaktor; Speicher heben sie an und senken die Abendspitze — genau daran verdienen sie.

Erzeugung, Import, Export

Was ändert ein Zubau am Jahresmittel? Modell

Jede Zeile rechnet die aktuelle Einstellung plus den genannten Zubau vollständig neu — mit Erzeugungsprofil, Speichereinsatz, Flexibilitäten und Nachbarblöcken. Verbraucherzahlung = Inlandslast × Stundenpreis (Marktsicht). System-Vollkosten = alle Anlagen zu Neubau-Vollkosten plus Netzausbau-, Engpass- und Regelenergie-Annahmen, je kWh Last (Systemsicht). Die Zeile „Bestands-AKW“ nutzt die drei zuletzt abgeschalteten Blöcke (4,2 GW netto).

Merit-Order-Effekt ist kein Kostenvorteil. Jeder Zubau mit niedrigen Grenzkosten — ob Solar, Wind, Speicherentladung oder ein Kernkraftblock — verschiebt das Grenzkraftwerk und senkt den Einheitspreis für die gesamte Stunde. Die Ersparnis der Verbraucher ist überwiegend Umverteilung von den Erzeugern (auch von Bestands-Erneuerbaren und Kohle), volkswirtschaftlich real gespart werden nur Brennstoff und CO₂ des verdrängten Kraftwerks. Wer die Vollkosten des Zubaus wissen will, wechselt auf .

Viertelstunde gegen Stunde: Was das Zeitraster ausmacht Modell

Dieselbe Einstellung einmal im Stunden- und einmal im Viertelstundenraster (gleiches Wetterjahr: die Viertelstundenprofile haben exakt die Stundenmittel des Stundenlaufs, dazu Rampen innerhalb der Stunde und mittelwertfreies Viertelstundenrauschen). Im Viertelstundenraster wirken zusätzlich die Marktfriktionen des Erweitert-Blocks: Stundenblockgebote thermischer Kraftwerke, die zum Stundenpreis akzeptiert werden und innerhalb der Stunde nicht nachfahren — das erzeugt den beobachteten „Sägezahn“.

Einordnung der Modellgrößen

Base vs. lastgewichtet: Das arithmetische Jahresmittel (Base) ist die Terminmarkt-Referenz; die lastgewichtete Zahl ist etwas höher, weil Verbrauch und teure Stunden zusammenfallen. Der EEX-Base-Future Cal-27 notierte am 31.7.2026 bei 104,24 €/MWh — der Markt preist also ein Jahr über dem Modellstand ein, hauptsächlich Gaspreiserwartung. Marktdaten
Negativstunden: Sie entstehen, wenn Solar plus Wind plus Must-run die Last übersteigen und Export, Speicher und flexible Abregelung ausgeschöpft sind. Der Regler „Anteil flexibler EE“ bildet ab, wie viel Erzeugung bei ≈ 0 €/MWh abregelt (Direktvermarktung, Neuanlagen mit § 51 EEG); der Rest — vor allem alte Dach-PV in Festvergütung — läuft weiter und drückt den Preis tief negativ.
Importblock: Nachbarländer liefern zum eingestellten Preis, aber die verfügbare Leistung sinkt mit der deutschen Residuallast — die Dunkelflaute ist meist europäisch. Exportblöcke nehmen Überschuss zu fallenden Preisen ab und sättigen bei großem Überschuss.
Zeitraster: Im Viertelstundenraster ändern sich Jahresmittel und Mengen kaum — das Wetterjahr ist dasselbe. Was sich ändert, sind Spitzen und Täler innerhalb der Stunde, der Tagesspread, die Zahl der Preisänderungen und damit die Erlöse von Speichern und Lastverschiebung; Marktwerte werden seit 1.10.2025 auch real viertelstündlich berechnet. Die Kennzahlen zählen Negativ- und Hochpreiszeiten in Stundenäquivalenten (Viertelstunden ÷ 4).
Flexibilität: Lastverschiebung (E-Autos, Wärmepumpen mit Pufferspeicher, Industrie) arbeitet wie ein verlustfreier Tagesspeicher; Elektrolyse und Power-to-Heat nehmen Überschussstrom bis zu ihrer Zahlungsbereitschaft ab — sie laufen im Modell nur in Überschussstunden, nicht in Stunden mit günstigem Import. Ihre Fixkosten werden dem Wasserstoff bzw. der Wärme angelastet, nicht der Strom-kWh; ob sie sich rechnen, zeigt die Vollkostenseite.
Systemkosten außerhalb der Börse sind Annahmen je installiertem GW (Netzausbau annuisiert) sowie Engpassmanagement (wahlweise mit der Wind- und Solarleistung skaliert) und Regelenergie. Sie erscheinen als eigene Kennzahl und in der Spalte „System-Vollkosten“ — nie im Börsenpreis.
Kernkraft im Modell fährt Lastfolge: Sie bietet zu Grenzkosten von rund 12 €/MWh und regelt ab, wenn der Preis unter den Abregelpreis fällt (Voreinstellung −5 €/MWh, Erweitert-Block; −120 = Must-run wie im alten deutschen Betrieb). Zubau von Kernkraft senkt damit die Preise in Knappheitsstunden, ohne die Negativstunden zu vervielfachen; die abgeregelte Menge mindert ihre Volllaststunden und erhöht ihre Vollkosten je MWh.

Endpreis je Kundengruppe

Von der Börse zur Stromrechnung: fünf Kunden, ein Regelwerk

Beschaffung ist hier reiner Börsenstrom des jeweiligen Lastprofils aus der Simulation — wie ein dynamischer Tarif ohne Terminmarkt. Darauf kommen Vertrieb und Marge des Lieferanten, die regulierten Netzentgelte, Konzessionsabgabe, Stromsteuer, die drei Umlagen 2026 und die Umsatzsteuer. Ermäßigungen für produzierendes Gewerbe, große Abnahmestellen und Bandlast sind je Kunde schaltbar.

Lieferant & Handel (wettbewerblich)

Netzbetreiber (reguliert): Höhe je Ebene

Netzentgelt: Betrieb, Kapital, Ausbau, Engpässe

Staat & Kommune geltend 2026

Sichtweise

Resultierende Förderung — wer zahlt?

Vermarktungsszenarien: Wie kommen Tarife unter 30 ct zustande — und was davon spart das System? Marktdaten Modell

Am Markt liegen im August 2026 nebeneinander: Grundversorgung 40,4 ct, BDEW-Durchschnitt aller Tarife 37,0 ct (April), Bestandskunden 31,4 ct (Verivox), Neukundentarife mit Bonus rund 25 ct (Verivox, 4.000 kWh, erstes Jahr), günstigster Neukundentarif 26,9 ct (StromAuskunft, 3.500 kWh, 27.8.2026). Netz, Konzessionsabgabe, Stromsteuer, Umlagen und Umsatzsteuer sind für alle gleich — rund 19 ct brutto beim Haushalt. Die Spanne von 15 ct entsteht allein in Beschaffungszeitpunkt, Vertriebskosten und Marge. Die Chips links („Vermarktungsszenario laden“) stellen die Regler auf die jeweilige Welt; die Tabelle rechnet alle Szenarien für den Haushalt nebeneinander.

Sparpotenzial in der Vermarktung — und ob es systemisch ist

Einordnung

Tarife unter 30 ct sind kein Systempreis. Sie kombinieren günstig eingekaufte Terminmengen aus 2024/25, schlanken digitalen Vertrieb und eine im ersten Jahr negative Marge (Bonus als Kundengewinnung, zurückgeholt ab dem zweiten Jahr). Für den einzelnen Wechsler real, für das System eine Umverteilung — von Bestandskunden und Grundversorgungskunden zu Wechslern.
Systemisch spart nur Effizienz: Vertriebskosten und Risikoaufschläge lassen sich mit Digitalisierung, Viertelstundenmessung und besseren Prognosen um grob 1–2 ct senken — das ist real, aber klein gegen die 60 % regulierten und staatlichen Anteile.
Renditeverzicht ist begrenzt und nicht dauerhaft: Selbst wenn Lieferant, Handel, Netzbetreiber und alle Erzeuger auf jede Kapitalrendite verzichten (Szenario „Renditeverzicht“), bleibt der Haushaltspreis über 30 ct, weil Netzbetrieb, Abschreibungen, Brennstoff, CO₂, Steuern und Umlagen davon unberührt sind. Ohne Rendite gibt es zudem keinen Neubau — der Verzicht funktioniert nur für abgeschriebene Anlagen und nur so lange, bis ersetzt werden muss.
Der Beschaffungszeitpunkt ist eine Versicherung, kein Sparhebel: Wer 2024 günstig auf Termin kaufte, gewinnt 2026; 2022 lief es umgekehrt. Über die Jahre gleicht sich das aus; der dynamische Tarif reicht das Risiko an den Kunden durch.

Wer verdient an dieser Kilowattstunde? Renditen beim resultierenden Preis Modell

Absolut je Kunde und Jahr sowie als Anteil am Nettopreis (Umsatzrendite ohne Umsatzsteuer). Lieferant und Handel aus den Reglern links; Netzbetreiber = kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung im Netzentgelt; Erzeuger = Deckungsbeitrag über den Grenzkosten (aus der Simulation — kein Gewinn, sondern das, was Kapital und Fixkosten decken muss).

Was im Netzentgelt steckt: Betrieb bestehender Netze, Kapital, Ausbau, Engpässe

Netzentgelte sind Erlösobergrenzen der Anreizregulierung: geprüfte Kosten für Betrieb, Unterhaltung und Ausbau zuzüglich der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung (Bundesnetzagentur). Nur die Verzinsung reagiert auf den Eigenkapitalzins — und auch das nur auf höchstens 40 % des betriebsnotwendigen Vermögens. Die Anteile sind Regler; Voreinstellung aus der Kostenstruktur des Übertragungsnetzes 2025 (Amprion: Engpassmanagement und Reserven 34 %, Systemdienstleistungen 18 %, Kapitalkosten 32 %, Betriebskosten 15 %) und Verteilnetz-Kostendaten (Betrieb ≈ 2,5 ct/kWh, Abschreibung ≈ 2,5 %/a, Universität Mannheim 2024). Anteile: Modellannahme

Betrieb bestehender Netze — Personal, Instandhaltung, Verlustenergie, Verwaltung, IT und Abrechnung — ist der Sockel, der unabhängig von Energiewende und Netzausbau anfällt. Die Kapitalkosten des Bestands sind Abschreibungen und Verzinsung von Anlagen, die teils Jahrzehnte alt sind (Altanlagen vor 2006: 3,51 % Eigenkapitalzins auf Tagesneuwertbasis). Erst der dritte Block, die Kapitalkosten des Ausbaus seit 2019 (Kapitalkostenaufschlag, Mischzins aus 40 % Eigen- und 60 % Fremdkapital), wächst mit dem Zubau von Wind, Solar, Wärmepumpen und Ladepunkten.

Engpassmanagement und Reserven sind netzfremde Kosten, die das Übertragungsnetzentgelt nach oben treiben und mit dem Großhandelspreis steigen (Entschädigungen orientieren sich an der Tagesauktion). Sie werden mit dem Netzausbau sinken; Reservekraftwerke bleiben. Der Bundeszuschuss 2026 senkt genau diesen Übertragungsnetz-Anteil. Insgesamt kosten die deutschen Stromnetze einschließlich Regelenergie, Verlustenergie und Redispatch rund 50 Mrd. € im Jahr (Ariadne, März 2026). Ebenen, Ausbaubedarf und Zurechnung: .

Resultierende Förderung — getrennt ausgewiesen Modell

Was der Börsenpreis nicht deckt, entsteht in der Simulation als Deckungslücke je Technologie. Hier steht sie gesammelt — und daneben die Frage, ob sie auf den Strompreis umgelegt wird (Umlage auf den umlagepflichtigen Verbrauch, mit oder ohne Industrieprivileg) oder aus dem Bundeshaushalt kommt (Regelfall seit 2022, dann auf keiner Rechnung). Die Kundenkarten oben zeigen die Förderumlage nur, wenn links „umlegen“ gewählt ist.

Wirkung je Kunde

Sollpreis-Vergleich: dieselben Kunden, drei Erzeugungskosten Modell

Der Energieanteil wird einmal zum Marktpreis des Profils gerechnet und dreimal zu Vollkosten: gemäß Renditeannahmen der Seite , alles zu Neubaukosten, alles als abgeschriebener Bestand. Die letzte Spalte preist zusätzlich die EEG-Differenzkosten des Bestands ein, die heute der Bundeshaushalt trägt. Netz, Umlagen und Steuern bleiben gleich.

Lesart: Liegt der Marktpreis über den Vollkosten, verdienen die Erzeuger in Summe mehr als ihre Renditeannahme (Inframarginale Renten — bei Bestandsanlagen die Regel in Hochpreisjahren). Liegt er darunter, trägt jemand die Lücke: über Förderung, Kapazitätszahlungen oder unterlassene Investitionen.

Abgleich mit den Marktdaten 2026 Marktdaten

Posten Haushalt 3.500 kWh	BDEW April 2026	Hinweis
Beschaffung, Vertrieb, Marge	15,2 ct	Durchschnitt aller Tarife, darin Terminmarkt-Einkäufe aus 2024/25 und Risikoaufschläge. Neukundentarife deutlich darunter, Grundversorgung darüber (Juli 2026: rund 40 ct/kWh Gesamtpreis).
Netzentgelte inkl. Messung	9,3 ct	2026 um 1,6 ct gesenkt durch Bundeszuschuss 6,5 Mrd. €; für 2027 sind 5,5 Mrd. € geplant (vorläufige Netzentgelte bis 15.10.2026). Entwurf
Stromsteuer	2,05 ct	Produzierendes Gewerbe, Land- und Forstwirtschaft: 0,05 ct dauerhaft ab 2026.
Konzessionsabgabe	1,32–2,39 ct	Nach Gemeindegröße, Ø 1,66 ct; Sondervertragskunden 0,11 ct.
Umlagen (§ 19-StromNEV/besondere Netznutzung 1,559 · Offshore 0,941 · KWKG 0,446)	2,946 ct	Veröffentlichung der Übertragungsnetzbetreiber Oktober 2025; EEG-Umlage seit 1.7.2022 null.
Umsatzsteuer 19 %	≈ 5,9 ct	auf alle Posten
Summe	37,0 ct	≈ 1.295 €/a. Vom Lieferanten beeinflussbar rund 41 %, staatlich oder reguliert rund 59 %.
Industrie Mittelspannung, 160 MWh – 20 GWh, Neuabschluss	16,7 ct netto	BDEW April 2026, inkl. reduzierter Stromsteuer, ohne Umsatzsteuer.

Vollkosten & Renditen

Wer verdient am Einheitspreis — und wer braucht mehr als den Markt?

Jede Technologie bietet zu Grenzkosten und erlöst den Stundenpreis. Die Differenz ist ihr Deckungsbeitrag; ob er Kapital und Fixkosten deckt, hängt von Zins, Laufzeit und Volllaststunden ab. Hier stellen Sie die Renditeannahmen ein und sehen die Über- oder Unterdeckung je Technologie sowie den daraus folgenden Sollpreis der Erzeugung.

Renditeannahmen (real, vor Steuern)

Kostenbasis je Technologie

Investitionskosten Neubau

EEG-Bestand: anzulegende Werte

Marktsicht: Zahlung der Inlandslast je kWh

–

lastgewichteter Stundenpreis

Vollkosten gemäß gewählter Kostenbasis

–

Erzeugung + Speicher − Exporterlöse, je kWh Last

Alles zu Neubau-Vollkosten

–

Langfrist-Sollpreis eines vollständig erneuerten Parks

Alles abgeschrieben

–

nur Betrieb, Brennstoff, CO₂ — Untergrenze

Summe Über-/Unterdeckung Erzeuger

–

Deckungsbeiträge minus Fixkosten (gewählte Basis)

Fehlende Deckung Gaskraftwerke

–

„Missing money“ neuer GuD/Gasturbinen → Kapazitätsmarkt

EEG-Differenzkosten Bestand

–

Σ max(0, anzulegender Wert − Marktwert) × geförderte Menge

Speicher: Arbitrageerlös vs. Fixkosten

–

Batterien + Pumpspeicher, Tagesarbitrage

System-Vollkosten je kWh Last

–

Neubau-Vollkosten + Netzausbau, Engpass, Regelenergie (Annahmen)

Elektrolyse / Power-to-Heat: Ergebnis

–

Produktwert − Strombezug − Fixkosten

Technologien im simulierten Jahr

Fixkosten = Annuität der Investition (CRF aus WACC und Laufzeit) + fixe Betriebskosten, bei Kostenbasis „abgeschrieben“ nur fixe Betriebskosten. Vollkosten €/MWh beziehen die Fixkosten auf die im Modell tatsächlich erzeugte Menge — ein selten laufendes Gaskraftwerk hat deshalb extreme Vollkosten je MWh, obwohl es für die Versorgungssicherheit gebraucht wird. Genau das ist das Argument für Kapazitätszahlungen. Import-Block: Erlös = Preis, Kosten = Importpreis; Must-run: variable Kosten pauschal.

Marktwert gegen Vollkosten

Marktwert (Erlös je MWh)Vollkosten gewählte BasisNeubau-Vollkosten

Was die Renditeannahme mit dem Preis macht

Nur bei Neubau zählt der Zins. Abgeschriebene Kohle-, Gas- oder Kernkraftblöcke brauchen nur Betrieb und Brennstoff; ihre „Rendite“ ist die inframarginale Rente, die der Einheitspreis ihnen zuteilt. Für sie ist ein hoher Börsenpreis Gewinn, für Neuanlagen Bedingung.
Kapitalintensive Technologien reagieren am stärksten: Bei Wind, Solar, Speichern und Kernkraft verschiebt jeder Prozentpunkt WACC die Vollkosten um grob 6–9 % — bei Gaskraftwerken kaum, dort dominieren Brennstoff und CO₂. Ein Vergleich „Kernkraft gegen Erneuerbare“ ist deshalb zuerst ein Vergleich der Finanzierungsbedingungen (siehe die Regime privat / gemischt / staatlich).
Der Sollpreis ist keine Prognose. Er sagt, was die Erzeugung bei den gewählten Annahmen kosten würde; der Börsenpreis wird dagegen vom Gaspreis des jeweiligen Jahres gesetzt. Liegt der Markt darüber, entstehen Renten (2022/23, 2026), liegt er darunter, entstehen Förderbedarf und Investitionsstau (2024).

Bestands-AKW

Reaktivierte Kernkraftwerke: abgeschrieben, aber nicht kostenlos — und was sie am Markt ändern

Die drei zuletzt abgeschalteten Blöcke Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2 wurden zu Monopolbedingungen gebaut und sind bilanziell längst abgeschrieben. Ihr Betrieb wäre billig, ihr Neustart nicht: Reaktivierungskosten, Personal, Brennstoff, Entsorgung und eine geänderte Rechtslage. Das Modell rechnet beides und stellt es dem Marktwert und dem Neubau gegenüber.

Reaktivierung — Annahmen

Vollkosten = (Reaktivierungsinvestition × Annuitätsfaktor + Fixkosten) / Volllaststunden + Brennstoff, variabler Betrieb, Entsorgung neuer Abfälle, Haftung. Die Regime-Chips laden Investition, Restlaufzeit und Kapitalkosten (danach frei nachregelbar). Blöcke werden für die Marktrechnung in die Simulation eingesetzt (gleicher Regler wie in der Marktsimulation).

Neubau — Annahmen wie im AKW-Rechner

Rechenweg identisch mit dem AKW-Rechner dieses Projekts: S-Kurven-Ausgabenprofil über die Bauzeit, Baupreissteigerung, Verzögerungsjahre mit laufenden Mehrkosten, Bauzinsen zum WACC, Nachrüstung nach 30 Jahren, Annuität über die Betriebsdauer. Die Chips koppeln Baukosten und Kapitalkosten der drei belegten Finanzierungswelten.

Vollkosten reaktivierter Block

–

Marktwert Kernkraft im simulierten Jahr

–

erlöster Stundenpreis der Blöcke (Must-run)

Merit-Order-Effekt: Δ Jahresmittel

–

Simulation mit vs. ohne die Blöcke

Δ Verbraucherzahlung · Δ CO₂

–

Inlandslast × Stundenpreis; CO₂ der Kraftwerke

Jahresergebnis der Blöcke

–

Erlös − Vollkosten

Neubau zum Vergleich (gleiches Regime)

–

Neubau: drei Finanzierungsregime Modell

Dieselben drei Finanzierungswelten wie im AKW-Rechner, jeweils mit gekoppelten Baukosten und Kapitalkosten: Staatlich (3.800 €/kW Overnight, WACC 3,5 % — Bilanz des Staates: Barakah, EDF, China; der niedrige Baupreis ist kein abrufbarer Technikpreis, sondern Ergebnis eines industriepolitischen Gesamtpakets), Mischfall (6.500 €/kW, 6 % aus 40 % Eigenkapital zu 9 % und 60 % Fremdkapital zu 4 % — privatwirtschaftlich-regulierter Versorger nach Vogtle-Muster, Kunden tragen das Kostenrisiko), Hinkley-Renditebedingungen (10.500 €/kW auditierte westliche Erstbau-Kosten, 9 % — 100 % Sponsoren-Eigenkapital mit Differenzvertrag; laut NAO ohne CfD ≈ 12 %). Bauzeit, Verzögerung, Baupreissteigerung, Betriebskosten und Brennstoffkreislauf gelten für alle drei gleich (Regler links). Voreinstellung Mischfall mit 8 + 4 Jahren: 13,0 ct/kWh; Spanne 6,5–30,3 ct/kWh.

Vertragspreis ≠ Ist-Kosten: Dukovany (EPC Juni 2025, ≈ 16 Mrd. € für zwei APR1000, ≈ 7.600 €/kW) ist der erste harte EU-Vertragsanker, aber ein Vertrags-, kein Abrechnungspreis — er liegt zwischen Mischfall und Hinkley-Welt. Auditierte westliche Projekte liegen preisbereinigt bei 14.000–17.000 €/kW Gesamtinvestition (Flamanville 3, Hinkley Point C, Vogtle). „Vollkosten“ hier ohne Systemkosten (Backup, Netz: nachrichtlich im AKW-Rechner ≈ 3,5 €/MWh); Marktwert aus der Simulation, bei 0 GW Neubau ersatzweise das Jahresmittel.

Senkt Kernkraft die Netzinvestitionen? Annahmen mit Reglern

Im Modell nur unter Bedingungen — und die stehen als Regler in der Marktsimulation („Systemkosten außerhalb der Börse“) und auf der Systemkostenseite:

Nur Substitution spart Netz, Addition nicht. Der Nord-Süd-Ausbau (HGÜ-Trassen, 380-kV-Verstärkungen) ist auf den Windtransport ausgelegt. Kernkraft im Süden senkt diesen Bedarf nur, wenn dafür weniger Wind im Norden gebaut wird; kommt sie zusätzlich zu den EE-Zielen, bleibt der Transportbedarf, die Abregelung steigt. Die Szenariotabelle rechnet deshalb beide Fälle: „+10 GW Neubau (zusätzlich)“ und „+10 GW Neubau statt 42 GW Wind an Land“ (gleiche Jahresenergie). Wer substituieren will, senkt den Wind-Regler selbst — die Netzkosten je GW folgen.
Anschluss an Altstandorten ist billig, Neubau nicht. Isar, Neckarwestheim, Philippsburg haben 380-kV-Anschlüsse und Schaltanlagen; Regler „Netzanschluss je GW Kernkraft“ (Voreinstellung 15 M€/GW·a) — für neue Standorte wäre ein Vielfaches anzusetzen. Der Netzentwicklungsplan enthält kein Kernkraft-Szenario; eine belegte Zahl gibt es nicht.
Engpass-Entlastung im Süden. Gesicherte Leistung südlich der Engpässe ersetzt Reservekraftwerke und konventionellen Redispatch (2025 zusammen ≈ 2,5 Mrd. €). Regler „Engpass-Entlastung je GW im Süden“ (Voreinstellung 4 % des zubau- und verzögerungsabhängigen Teils, Anteil Südstandorte 70 % — Emsland liegt im Norden). Das ist eine Annahme, keine Netzberechnung.
Kehrseite: In Überschussstunden konkurriert Kernkraft mit Wind und Solar um den Platz im Netz — sie regelt im Modell ab −5 €/MWh ab (Regler), verliert dabei Volllaststunden und senkt zugleich die Marktwerte der Erneuerbaren und damit deren Förderbedarf-Rechnung (Förderungsseite).
Zeitachse: Ein Neubau ginge frühestens Mitte der 2030er ans Netz; bis dahin ist das NEP-Zielnetz weitgehend gebaut. Netzeinsparungen setzen also voraus, dass die Planung heute geändert wird — sonst trifft die Anlage ein fertiges Netz, und der Effekt ist null.

Rechtslage geltend

Genehmigungsverbot: § 7 Abs. 1 Satz 2 Atomgesetz (AtG): Für die Errichtung und den Betrieb von Anlagen zur Spaltung von Kernbrennstoffen zur gewerblichen Stromerzeugung werden keine Genehmigungen erteilt. Das erfasst auch eine erneute Betriebsgenehmigung bestehender Anlagen.
Erloschene Berechtigung: § 7 Abs. 1e AtG: Die Berechtigungen zum Leistungsbetrieb von Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2 sind mit Ablauf des 15. April 2023 erloschen; die letzte Periodische Sicherheitsüberprüfung war für den Streckbetrieb ausgesetzt (§ 19a AtG nicht anzuwenden).
Rückbaupflicht: § 7 Abs. 1a Satz 4 AtG: Anlagen mit erloschener Berechtigung sind unverzüglich stillzulegen und abzubauen. Alle drei Blöcke haben zwischen April 2023 und September 2024 Stilllegungs- und Abbaugenehmigungen erhalten; Reaktorkerne sind entladen, Komponenten werden abgebaut, die Reaktordruckbehälter stehen noch in Einbaulage, die Anlagen sind noch nicht kernbrennstofffrei (Antwort der Bundesregierung, BT-Drs. 21/7609, August 2026). Bei Isar 2 sind die Hauptkühlmittelpumpen demontiert (Stand April 2025).
Was ein Neustart bräuchte: Änderung des AtG (Aufhebung von § 7 Abs. 1 Satz 2 und der Erlöschensregeln, Rückbaustopp), neue Betriebsgenehmigung mit vollständiger Sicherheitsüberprüfung, Regelung der Entsorgung neuer Abfälle außerhalb des KENFO-Fonds (die Betreiber sind seit 2017 durch Einmalzahlung von 24,1 Mrd. € von der Entsorgungspflicht befreit — für die Altabfälle), Haftungs- und Deckungsvorsorge, Personal und Brennelementebeschaffung. Die Bundesregierung sieht keine Reaktivierung und keinen Rückbaustopp vor; die Betreiber (PreussenElektra, RWE, EnBW) haben Reaktivierung ausgeschlossen. politisch offen
Gegenposition: Radiant Energy Group (Juni 2026) hält 14 Reaktoren für grundsätzlich reaktivierbar, wenn Rückbau sofort stoppt, das AtG geändert und die Haftung neu geregelt wird — Gruppe A (u. a. Emsland, Neckarwestheim 2, Brokdorf, Grohnde) mit 1,0–2,2 Mrd. € je Block und 41–50 Monaten. Der Regler links deckt diese Spanne ab; er ist keine Aussage über technische Machbarkeit.

Warum die Bestandsanlagen so günstig wirken: das Finanzierungsregime der Bauzeit

Die deutschen Druckwasserreaktoren gingen zwischen 1975 und 1989 ans Netz. Sie wurden nicht am Markt refinanziert, sondern unter Bedingungen, die es seit 1998 nicht mehr gibt:

Gebietsmonopole: Bis zur Liberalisierung 1998 (Energiewirtschaftsgesetz 1935, Ausnahmebereich im Kartellrecht) hatte jeder Versorger ein räumlich abgegrenztes Monopol mit Demarkations- und Konzessionsverträgen. Kunden konnten nicht wechseln, das Absatzrisiko war null.
Kostenorientierte Tarife: Die Preise für Tarifkunden waren genehmigungspflichtig nach der Bundestarifordnung Elektrizität (1971, neu 1989); die Preisaufsicht erlaubte die Deckung der Kosten einschließlich der Kapitalkosten neuer Kraftwerke. Ein AKW verdiente seine Annuität nicht am Stundenpreis, sondern über den genehmigten Tarif — das Refinanzierungsrisiko lag beim gebundenen Kunden.
Öffentliche Eigentümer und Bonität: Ein großer Teil der Betreiber war ganz oder teilweise in Landes-, Bundes- oder Kommunalbesitz (Badenwerk und EVS als Vorläufer der EnBW beim Land Baden-Württemberg, Bayernwerk mit Staatsbeteiligung bis Mitte der 1990er, PreussenElektra als VEBA-Tochter mit Bundesbeteiligung bis zur Privatisierung, HEW bei Hamburg, kommunale Anteile bei VEW und RWE). Entsprechend günstig waren Fremdkapitalkonditionen. Ob und in welchem Umfang Landesbanken einzelne Kraftwerksfinanzierungen trugen, ist projektspezifisch zu belegen. im Einzelfall zu prüfen
Steuerfreie Rückstellungen als Innenfinanzierung: Für Stilllegung und Entsorgung bildeten die Betreiber steuermindernde Rückstellungen, die als Bestandteil der Stromkosten von den Kunden bezahlt wurden und über Jahrzehnte frei verfügbar blieben — faktisch zinslose Kredite in zweistelliger Milliardenhöhe (DM), erst 1999 steuerrechtlich begrenzt. Die Monopolkommission und die Bundesregierung selbst haben diesen Wettbewerbsvorteil beschrieben.

Konsequenz für den Preisvergleich: „Bestands-AKW sind billig“ ist richtig — als Grenzkostenaussage. Es ist keine Aussage über Kernkraft als Technologie, sondern über ein Kapital, das Tarifkunden unter Monopolbedingungen bereits bezahlt haben. Ein Neubau muss dasselbe Kapital am Markt oder über einen staatlich abgesicherten Differenzvertrag verdienen; genau deshalb liegen seine Vollkosten um ein Mehrfaches über denen eines abgeschriebenen Blocks. Dieselbe Logik gilt für abgeschriebene Braunkohleblöcke, Laufwasserkraftwerke und für Windparks nach 20 Jahren EEG.

Gestehungskosten sind an der Börse fiktiv — gedeckt werden sie in einem getrennten Kanal

Die Börse kennt keine Gestehungskosten. Jede Anlage bietet ihre Grenzkosten, der Preis wird vom letzten benötigten Gebot gesetzt. Ob ein Block 4, 13 oder 30 ct/kWh Vollkosten hat, ändert an seinem Gebot nichts — ein reaktivierter Bestandsblock und ein Neubau zu Hinkley-Bedingungen bieten beide rund 1–1,5 ct/kWh und stehen an derselben Stelle der Merit-Order. Insofern ändert sich an der Preisbildung nichts, ob alt oder neu, billig oder teuer gebaut.

Was die Börse trotzdem spürt, ist die Menge. Jeder zusätzliche inframarginale Block verschiebt die Angebotskurve; in Stunden, in denen bisher Gas oder Import den Preis setzte, setzt ihn nun Kohle oder Import. Das ist der Merit-Order-Effekt — eine Mengenwirkung, keine Kostenwirkung, und in Höhe und Mechanik dieselbe wie bei Wind und Solar (Szenariotabelle der Marktsimulation). Die Gestehungskosten des Blocks kommen darin nicht vor.
Die Deckung läuft getrennt vom Börsenpreis. Was ein Block über seine Grenzkosten hinaus erlöst (Marktwert minus Grenzkosten, mal Menge), ist sein Deckungsbeitrag. Reicht er für Kapital und Fixkosten, bleibt der Rest als Rente beim Eigentümer — beim abgeschriebenen Bestandsblock die Regel, weil das Kapital unter Monopolbedingungen längst von Tarifkunden bezahlt wurde. Reicht er nicht, schließt ein zweiter Kanal die Lücke: Differenzvertrag, Marktprämie, Kapazitätszahlung oder Haushaltsmittel — oder die Investition unterbleibt. Beim Neubau ist das bei 13–30 ct/kWh Vollkosten und 8–10 ct Marktwert der Normalfall; die Tabelle oben beziffert die Lücke je Block.
Dieselbe Trennung gilt für alle Technologien. Wind und Solar erlösen ihren Marktwert an der Börse und die Differenz zum anzulegenden Wert über die Marktprämie (Bundeshaushalt); Gaskraftwerke erlösen Knappheitsrenten und künftig Kapazitätszahlungen (StromVKG); ein Kernkraft-Neubau würde einen Differenzvertrag brauchen. Die Börse zeigt also nie, was Strom „eigentlich kostet“, sondern nur, was die letzte Kilowattstunde gerade kostet.
Deshalb die drei Rechnungen dieses Moduls: Die Marktsimulation liefert den Börsenpreis (Grenzkostenwelt). Die Vollkostenseite liefert den Sollpreis, wenn jeder Akteur seine Renditeannahme verdient — eine fiktive Größe, die an der Börse nirgends erscheint. Die Förderungsseite zeigt, wer die Differenz zwischen beiden heute trägt und über welchen Kanal sie fließt. Erst zusammen ergeben sie, was eine Kilowattstunde kostet.

Unterseite · Förderung

Was auf der Stromrechnung fehlt: Förderung und Zuschüsse je Kilowattstunde

Seit dem 1. Juli 2022 gibt es keine EEG-Umlage mehr; die Differenz zwischen Vergütungen und Vermarktungserlösen zahlt der Bund aus dem Klima- und Transformationsfonds (§ 6 Energiefinanzierungsgesetz). Dazu kommen Zuschüsse zu Netzentgelten, Stromsteuer und CO₂-Kosten. Diese Seite rechnet sie auf die Kilowattstunde um — nachrichtlich, getrennt vom Börsenpreis.

EEG-Finanzierungsbedarf 2026 (ÜNB-Prognose) Marktdaten

16,2 Mrd. €

Haushaltsansatz 17,2 Mrd. €; 2025: 16,5 Mrd. € Bundeszuschuss; Januar–Juli 2026: 9,19 Mrd. €

Umgelegt auf umlagepflichtigen Verbrauch

≈ 4,6 ct/kWh

Spitzenwert der alten EEG-Umlage: 6,88 ct (2017)

Strompreis-Stützungen des Bundes 2026

≈ 29,5 Mrd. €

EEG 14,6–16,2 · Übertragungsnetz 6,5 · Stromsteuer Industrie 3,9 · Strompreiskompensation ≈ 3 · Industriestrompreis 1,5 (Handelsblatt, Dez. 2025)

Modell: resultierende Förderung im simulierten Jahr Modell

–

aus Marktwerten und anzulegenden Werten des Bestands

Wo die Kosten entstehen

Im Bestand, nicht im Zubau. Für 2026 erwarten die Übertragungsnetzbetreiber die höchsten Zahlungen für Solar, Biomasse und Wind auf See; Wind an Land kostet nur rund 0,7 Mrd. €. 2023 erhielten allein die Solaranlagen in Festvergütung 8,5 Mrd. € für 30,8 TWh — im Mittel rund 28 ct/kWh. Neu bezuschlagte Anlagen (anzulegende Werte um 5–6,5 ct; Wind Mai 2026: 5,06 ct) brauchen bei heutigen Marktwerten fast keine Prämie.
Der Bedarf hängt am Gaspreis. Höhere Börsenpreise heben die Marktwerte und senken die Marktprämie: Das Halbjahresmittel 2026 von 99 €/MWh (2024: 68) erklärt den Rückgang seit 2024 trotz Zubau. Der Haushaltsposten ist damit eine Wette auf den Gasmarkt.
Saisonmuster: Im Juli 2026 standen 1,914 Mrd. € Auszahlungen 396 Mio. € Solar-Vermarktungserlösen gegenüber; Mai und Juni 2026 kosteten je rund 2 Mrd. €. Negativstunden erhöhen den Bedarf doppelt: kein Erlös, aber (für Altanlagen) weiter Vergütung.
Rückkopplung mit dem Merit-Order-Effekt: Jeder Zubau senkt Monats- und Jahresmarktwerte — und erhöht damit die Prämie aller Bestandsanlagen mit anzulegenden Werten über Marktniveau. Agora Energiewende (Juni 2025) stellt 7–7,8 Mrd. € zusätzlichen Förderkosten rund 12 Mrd. € Verbraucherersparnis gegenüber; jeder Förder-Euro senkt den Großhandelspreis demnach um durchschnittlich 1,60 €/MWh.

Umrechnung auf die Kilowattstunde

Zwei Bezugsgrößen: der gesamte Letztverbrauch (Modell-Inlandslast) oder — wie bei der alten EEG-Umlage — nur der umlagepflichtige Verbrauch (privilegierte Industrie zahlte reduziert). Die Zeile „Kernkraft-Neubau als Differenzvertrag“ übernimmt aus der Simulation die Lücke zwischen Neubau-Vollkosten und Marktwert für die eingestellte Neubauleistung.

Ab 2027: Förderung wird zweiseitig Entwurf

Der Kabinettsentwurf des EEG 2027 (29. Juli 2026) behält die Marktprämie, führt aber einen Refinanzierungsbeitrag ein, wenn der Jahresmarktwert über dem anzulegenden Wert liegt (zweiseitiger Differenzvertrag). Für den Haushalt bedeutet das in Hochpreisjahren Rückflüsse aus Neuanlagen; für den Bestand bleibt die einseitige Prämie. Parallel schafft das StromVKG (2026) Ausschreibungen für steuerbare Leistung — 2026 zunächst rund 11–12 GW, weitere 2027 und 2029, ein umfassender Kapazitätsmechanismus ab 2032; die Kosten sollen über eine Umlage auf Letztverbraucher finanziert werden. Beides ist im Modell nicht abgebildet; die Umlage wäre ein weiterer Posten auf der Stromrechnung, der die Deckungslücke der Gaskraftwerke (Seite Vollkosten) ersetzt.

Unterseite · Systemkosten

Was außerhalb der Merit-Order anfällt

Der Börsenpreis bildet Erzeugungskosten ab, nicht die Kosten, das Netz stabil und die Versorgung gesichert zu halten. Diese Posten laufen über Netzentgelte, Umlagen und Haushalt — und werden in der Debatte entweder unterschlagen oder überzeichnet. Hier stehen die Größenordnungen 2025/26 und die Umrechnung auf die Kilowattstunde.

Belegte Größenordnungen Marktdaten

Netzengpassmanagement 2025: rund 3,1 Mrd. € (Redispatch, Netzreserve, Countertrading; Bundesnetzagentur), darin Entschädigungen für abgeregelte EE-Anlagen 433 Mio. €. Netzbedingt abgeregelt wurden rund 9,4 TWh EE-Strom (Wind auf See 3,35, Wind an Land 3,23, Photovoltaik 2,70 TWh). Marktbedingte Abregelung (bei negativen Preisen) ist statistisch nicht amtlich erfasst; kommerzielle Schätzung 2025 rund 1,75 TWh (Montel EnAppSys).
Netzentgelte: Haushalt 2026 im Schnitt 9,3 ct/kWh inkl. Messung nach Bundeszuschuss von 6,5 Mrd. € zu den Übertragungsnetzentgelten (Entlastung ≈ 1,6 ct); 2027 sind 5,5 Mrd. € geplant. Die Übertragungsnetzbetreiber finanzieren Netzausbau, Redispatch und Reserven daraus; 2025/26 profitierten ländliche Netzgebiete zusätzlich von der bundesweiten Verteilung der EE-Integrationskosten.
Umlagen für besondere Netznutzung (1,559 ct), Offshore-Netzanbindung (0,941 ct), KWK (0,446 ct) — zusammen 2,946 ct/kWh 2026, das sind bei rund 350 TWh umlagepflichtigem Verbrauch grob 10 Mrd. €.
Gesicherte Leistung: Kapazitäts- und Netzreserve heute; StromVKG-Ausschreibungen ab 2026 (≈ 11–12 GW, weitere 2027/2029), Kapazitätsmechanismus ab 2032 geplant. Kosten künftig über Umlage — Größenordnung noch offen. offen
Regelenergie: Vorhaltung und Abruf über die Bilanzkreise, im Bereich einiger hundert Millionen Euro pro Jahr; hier nicht beziffert, weil die Jahreswerte 2025/26 nicht geprüft vorliegen. zu prüfen

Rechner: Systemposten je Kilowattstunde

Annahmen für die Kopplung an den Park (Marktsimulation)

Herleitung der Werte je GW aus NEP- und Verteilnetz-Volumen mit einstellbarer Zurechnung: .

Bezug: Modell-Inlandslast (Regler Marktsimulation) bzw. umlagepflichtiger Verbrauch. Die Posten sind teils schon in Netzentgelten und Umlagen der Stromrechnung enthalten (Engpassmanagement, Offshore, KWK) und teils Haushaltsmittel (Netzzuschuss). Nicht addieren, ohne die Kanäle zu prüfen.

Systemkosten sind keine Technologieeigenschaft

Die Literatur (Ueckerdt et al., „System LCOE“; OECD/NEA-Vollkostenrahmen) zerlegt Integrationskosten in Profilkosten (sinkender Marktwert gleichzeitig einspeisender Anlagen — im Modell direkt sichtbar als Profilfaktor), Ausgleichskosten (Prognosefehler, Bilanzierung), Netzkosten (Ausbau, Redispatch) und Kosten gesicherter Leistung (Backup, Speicher). Für regelbare Erzeugung einschließlich Kernkraft nennt die NEA (Systemeffekte-Studie 2012) rund 2–3 $/MWh; für fluktuierende Erneuerbare steigen die Werte mit dem Systemanteil auf mehrere Dutzend $/MWh (NEA-Dekarbonisierungsstudie 2019) — wobei Kritiker die Flexibilitätsannahmen für zu konservativ halten und ein Systemkosten-Nachteil durch einen Erzeugungskosten-Vorsprung überkompensiert werden kann.

Zwei Dinge werden ständig falsch gemacht: Erstens sind Integrationskosten eine Eigenschaft des Systems, nicht der einzelnen Anlage — dieselbe Solaranlage verursacht mit Speichern, flexibler Nachfrage und Kuppelleitungen andere Profilkosten als in einem starren System (der Batterie-Regler der Marktsimulation zeigt genau das am Solar-Profilfaktor). Zweitens sind die Bandbreiten szenarioabhängig: McKinsey rechnet vor, dass ein anderer Technologiemix dieselben Klimaziele mit rund 20 % geringeren Systemkosten erreichen könnte; Agora beziffert die Preisdämpfung des EE-Ausbaus bis 2030 auf bis zu 20 €/MWh. Beide können methodisch sauber sein — sie beantworten verschiedene Fragen mit verschiedenen Annahmen. Seriös ist nur, wer Systemgrenze, Zeitraum und Kostenbegriff nennt.

Das Projekt enthält dazu einen eigenen Rechner (Systemkosten-Nutzenbilanz des EE-Cockpits) mit Netz-, Backup- und Regionalverbund-Annahmen; hier bleibt es bei der Umrechnung belegter Posten.

Unterseite · Netzebenen & Netzausbau

Vier Spannungsebenen, zwei Rechnungen: Wer baut, wer zahlt, wem ist es zuzurechnen?

Netzkosten sind keine Eigenschaft der Windturbine oder des Solarmoduls, sondern der Ebene, an der sie hängen, und der Frage, ob der Anschluss vom Projekt oder vom Netzentgelt bezahlt wird. Diese Seite ordnet Ausbaubedarf, Komponenten und Kostentreiber nach Ebene, trennt Netzanschluss (§ 16 EEG, Projekt) von Netzausbau (§ 17 EEG, Netzentgelt) und leitet daraus die Netzkosten je GW ab, die das Modell verwendet — mit einstellbarer Zurechnung.

Stand: 30. August 2026 · Marktdaten NEP 2037/2045 (V2025, 2. Entwurf März 2026), Netzausbaupläne der 82 größten Verteilnetzbetreiber (BNetzA 2025), Regionalszenarien 2025, BDEW/ZVEI-Wuppertal 2024, ENTSO-E Bidding Zone Review 2025 · Zurechnung: Annahmen mit Reglern

Die Ebenen — und was daran hängt

Ebene	Betreiber	Typische Komponenten	Wer speist ein / entnimmt	Ausbautreiber
Höchstspannung 380 / 220 kV	4 Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz, Amprion, TenneT, TransnetBW)	Freileitungen, HGÜ-Erdkabel (SuedLink, SuedOstLink, A-Nord), Konverter, 380-kV-Schaltanlagen, Offshore-Plattformen und Seekabel, Phasenschieber, Systemstabilitätsanlagen	Offshore-Wind, große Kraftwerke, Pumpspeicher, Interkonnektoren; Entnahme durch das 110-kV-Netz und Großindustrie	Nord-Süd-Transport von Wind (Land und See), Kohle- und Kernkraftausstieg in den Verbrauchszentren, Europäischer Handel, Systemstabilität nach Wegfall der Synchronmaschinen
Umspannung HöS/HS	ÜNB / VNB	380/110-kV-Transformatoren (300–400 MVA), Schaltfelder	Übergabe an die Regionalnetze	Rückspeisung aus Wind- und Solarregionen, Lastzuwachs Industrie und Rechenzentren
Hochspannung 110 kV	Regionale Verteilnetzbetreiber (Avacon, Westnetz, Bayernwerk, Netze BW, Syna …)	Freileitungen und Kabel, 110-kV-Umspannwerke, 110/20-kV-Transformatoren (20–63 MVA)	Windparks an Land (meist über ein eigenes Umspannwerk), große Freiflächen-PV, Batterie-Großspeicher, Industrie, Rechenzentren, Elektrolyseure	Größter Kostenblock der Verteilnetzpläne (29 % des Investitionsvolumens bis 2045); ein Viertel der Projekte im Verzug
Umspannung HS/MS	VNB	Umspannwerke, regelbare Transformatoren, Schaltanlagen	Übergabe zwischen Regional- und Ortsnetz	In Landesstudien der größte Einzelposten: Rückspeisung aus PV und Wind bei gleichzeitig steigender Last
Mittelspannung 10 – 30 kV	VNB, Stadtwerke	Kabel (300.000 km Bedarf MS + HS bis 2045), Ringe, Schaltstationen	Freiflächen-PV, kleine Windparks, Gewerbe, Ladeparks, Wärmenetze, Biogas	PV-Freifläche und Speicher, Ladeinfrastruktur, Wärmenetze
Umspannung MS/NS	VNB	Ortsnetzstationen, Ortsnetztransformatoren (500.000 Stück Bedarf bis 2045 ≈ 80 % des Bestands), regelbare Ortsnetztrafos	Übergabe ins Ortsnetz	Dach-PV-Rückspeisung mittags, Wärmepumpen und E-Autos abends
Niederspannung 0,4 kV	VNB	Kabel (500.000 km Bedarf bis 2045 inkl. Ersatz), Hausanschlüsse, Smart Meter, § 14a-Steuerung	Haushalte, Dach-PV, Wärmepumpen, Wallboxen, Heimspeicher	Inzwischen sehen die meisten Netzbetreiber Elektromobilität und Wärmepumpen als relevanteren Treiber als die Einspeisung (BNetzA); netzdienlicher Prosumer-Einsatz kann den Ausbaubedarf um bis zu 61 % senken (Verteilnetzstudie Hessen)

Ausbaubedarf bis 2045 Marktdaten

Übertragungsnetz: Netzentwicklungsplan 2037/2045 (Version 2025, 2. Entwurf, März 2026): Investitionen des Zubaunetzes rund 390 Mrd. € in den 2045-Szenarien (1. Entwurf: ≈ 360 Mrd. € im Pfad A) — einschließlich der Offshore-Netzanbindungen für bis zu 70 GW. Der bestätigte NEP 2023 umfasste 4.800 km neue Leitungen und 2.500 km Verstärkung.
Verteilnetze: Netzausbaupläne der 82 größten Verteilnetzbetreiber (≈ 75 % des Netzes): netzdimensionierender Ausbau ≈ 110 Mrd. € bis 2033 und ≈ 207 Mrd. € bis 2045; reine Ersatzinvestitionen zusätzlich ≈ 15 bzw. 30 Mrd. €. Die Hochspannung trägt 29 % des Volumens; 20 Netzbetreiber tragen 80 % der Summe. Andere Schätzungen: IMK 323 Mrd. € für beide Ebenen (14,4 Mrd. €/a, doppelt so viel wie 2023 investiert), EWI über 400 Mrd. €.
Mengengerüst (BDEW/ZVEI, Bergische Universität Wuppertal, Oktober 2024): Bedarf von 50–80 % der heute verbauten Betriebsmittel: über 500.000 km Niederspannungskabel, rund 300.000 km Mittel- und Hochspannung, rund 500.000 Ortsnetztransformatoren — bei 472 GW PV, 166 GW Wind an Land, 32,8 Mio. E-Pkw, 16 Mio. Wärmepumpen im Jahr 2045.
Anschlussleistungen 2045 (Regionalszenarien der VNB, Januar 2026): 425 GW Photovoltaik, 175 GW Wind an Land, 37 GW Großbatterien (heute 2 GW), 37 GW Rechenzentren (heute 2 GW); Wärmepumpen und E-Mobilität je Region auf das Vielfache.
Laufende Kosten: Alle Netze zusammen ≈ 50 Mrd. €/a (Ariadne 2026) einschließlich Regelenergie, Verlusten und Redispatch; Übertragungsnetz 2025 zu 34 % Engpassmanagement und Reserven, 32 % Kapitalkosten, 15 % Betrieb (Amprion).

Wer zahlt: Anschluss, Ausbau, Anbindung geltend

Netzanschluss — das Projekt. § 16 EEG 2023: Die Kosten des Anschlusses von der Anlage bis zum Netzverknüpfungspunkt trägt der Anlagenbetreiber — Kabeltrasse, Schaltfelder und in der Regel das eigene Umspannwerk des Windparks. Diese Kosten stecken im Gebotswert der Ausschreibung bzw. im PPA-Preis, nicht im Netzentgelt. Bei einem Onshore-Park sind das grob 5–10 % der Investition (Größenordnung, projektabhängig).
Netzausbau — das Netzentgelt. § 17 EEG 2023: Optimierung, Verstärkung und Ausbau des vorgelagerten Netzes trägt der Netzbetreiber; die Kapitalkosten laufen über die Erlösobergrenze in die Netzentgelte aller Kunden (Kapitalkostenaufschlag). In der Praxis ist die Grenze umkämpft: Netzbetreiber wälzen Mastumbauten, Schaltfelder oder Umbauten im eigenen Umspannwerk vertraglich auf Projekte ab — die Clearingstelle EEG|KWKG und der BGH haben mehrfach zugunsten der Anlagenbetreiber entschieden, viele Projekte zahlen trotzdem, um Zeit zu sparen.
Offshore-Anbindung — die Umlage. Die Netzanbindungssysteme errichten die ÜNB; die Kosten laufen über die Offshore-Netzumlage (2026: 0,941 ct/kWh ≈ 3,3 Mrd. €) — hier ist die Zurechnung zu Wind auf See eindeutig.
Verbraucher und Speicher — Baukostenzuschüsse. Neue Großverbraucher, Rechenzentren und Batteriespeicher zahlen Baukostenzuschüsse für die vorgehaltene Leistung; die Bundesnetzagentur hat sie für Speicher 2025 grundsätzlich gebilligt. Auch das ist eine Verlagerung vom Netzentgelt zum Verursacher.
Folge für das Modell: Die Netzkosten je GW in der Marktsimulation dürfen nur den § 17-Anteil enthalten; der Anschluss ist bereits in den Investitionskosten der Erzeuger (Wind 1.600, PV 750 €/kW) enthalten. Sonst wird doppelt gezählt.

Komponenten und Einheitskosten Marktdaten

Komponente	Einheitskosten	Quelle / Hinweis
380-kV-Freileitung, Neubau in neuer Trasse (Doppelleitung)	≈ 4,5 Mio. €/km	NEP-Kostenschätzung V2023; HTLS-Parallelneubau ≈ 4,7 Mio. €/km
380-kV-Erdkabel (Teilverkabelung)	≈ 16 Mio. €/km	NEP V2023 — Faktor 3–4 gegenüber Freileitung
HGÜ-Erdkabel 525 kV, 2 GW	≈ 6,6–7,6 Mio. €/km	NEP V2023; HGÜ-Freileitung ≈ 2 Mio. €/km (V2021) — der 2. Entwurf 2025 spart durch Freileitungsausführung der verbleibenden HGÜ und weniger Offshore-Anbindungssysteme
HGÜ-Konverterstation	≈ 0,3 Mio. €/MW	NEP V2021 (Größenordnung)
Windpark-Umspannwerk 110/20 kV inkl. Netzanbindung (6 Anlagen, ≈ 36 MW)	≈ 4–6 Mio. € je Park	endura-Kostenstudie, im EE-Cockpit des Projekts als Nebenkostenposition der All-in-Investition (1.450–1.900 €/kW) enthalten → § 16 EEG, zahlt das Projekt
Ortsnetztransformatoren MS/NS	≈ 500.000 Stück bis 2045	BDEW/ZVEI-Wuppertal: ≈ 80 % des Bestands; Stückkosten hier nicht angesetzt (keine belastbare öffentliche Quelle)
Kabel Niederspannung / Mittel- und Hochspannung	> 500.000 km / ≈ 300.000 km	BDEW/ZVEI-Wuppertal; Ersatz, dickere Querschnitte und Längenzuwachs zusammen
Verteilnetz gesamt (82 VNB)	≈ 5,2 Mrd. €/a bis 2033, ≈ 9,4 Mrd. €/a bis 2045	110 bzw. 207 Mrd. € netzdimensionierend, zeitlich gemittelt; 2023 real investiert ≈ 7 Mrd. € beide Ebenen (IMK)

Einheitskosten sind Planungswerte der ÜNB (Preisbasis der jeweiligen NEP-Version); reale Vergaben 2024–2026 lagen wegen Komponentenknappheit (Transformatoren, Kabel, Konverter) teils darüber — der NEP 2025 spricht von „Marktverknappung bei technischen Komponenten“.

Die Modelle des Projekts zusammengeführt

EE-Cockpit (Windrechner): Investition all-in inkl. Standard-Umspannwerk; UW-Regler verrechnet nur die Differenz (keine Doppelzählung); flexible Netzanschlussvereinbarung nach § 8a EEG / § 17 Abs. 2b EnWG (seit 25.02.2025) als Überbauung des Verknüpfungspunkts; Mitnutzung des Wind-UW durch PV und Speicher (Kabel-Pooling, Solarpaket I) als CAPEX-Abschlag; Netzausbau-Programm mit 327,7 Mrd. € (bestätigter NEP 2023) bzw. ≈ 360 Mrd. € (NEP 2025, 1. Entwurf) und langer Nutzungsdauer 40–80 Jahre; Engpass-Entlastung des dezentralen Verbunds gegen > 3 Mrd. €/a Redispatch.
Dieses Modul: Die Erzeugungs-Investitionen (Wind 1.600, PV 750 €/kW nach ISE) enthalten den Netzanschluss bereits — die Netzkosten je GW der Systemkosten decken deshalb nur den § 17-Ausbau; der Zurechnungsrechner leitet sie aus den NEP-/VNB-Volumen ab, mit derselben Annuitätslogik (4 %, 40 Jahre) wie das EE-Cockpit für die Netz-Annuität.
Konsistenzprüfung: 5 Mio. € Umspannwerk auf 36 MW sind ≈ 140 €/kW ≈ 8 % der Wind-Investition — die Größenordnung „5–10 % trägt das Projekt“ ist damit projektintern belegt. Bei Repowering und Verbundplanung erbt die nächste Anlagengeneration Anschluss und Umspannwerk (EE-Cockpit: „stille Reserve des Standorts“), was die Anschlusskosten je erzeugter kWh über die Anlagenlebensdauer hinaus senkt.
Netzprobe-Audit (Lehre für alle Vergleichsrechner): Undeklarierte CAPEX-Basis, festverdrahtete Finanzierungsregime und unsichtbare Brückenkosten sind die typischen Fehlerquellen — hier deshalb: Volumen belegt, Zurechnung sichtbar als Regler, Zins und Nutzungsdauer offen einstellbar.

Zurechnung: Welcher Anteil gehört zu Wind, Solar, Elektrifizierung, Ersatz? Annahmen mit Reglern

Die Ausbaupläne nennen Volumen je Ebene, aber keine Verursacher — jede Zurechnung ist eine Konvention. Dieser Rechner nimmt die belegten Volumen, verteilt sie über Regler auf Treiber und leitet daraus Netzkosten je installiertem GW ab. „In Marktsimulation übernehmen“ setzt die Modellannahmen (Netzausbau je GW) auf diese Werte. Grundregel: Was ohne den Zubau der jeweiligen Technologie nicht gebaut würde, ist ihr zuzurechnen; was ohnehin ersetzt werden muss oder für neue Lasten gebaut wird, nicht.

Volumen und Finanzierung

Übertragungsnetz: Zurechnung

Verteilnetz: Ebenenanteile

Verteilnetz: Zurechnung je Ebene (Rest = Ersatz/Sonstiges)

Bezugsgrößen 2045

Annuisierte Netzausbaukosten gesamt

–

Übertragung + Verteilung, netzdimensionierend, bis 2045

davon Wind an Land · Solar · Wind auf See

–

Zurechnung nach Reglern

davon Elektrifizierung (Wärmepumpen, E-Autos, Industrie, Rechenzentren)

–

Netzkosten je GW (abgeleitet)

–

Wind Land · PV · See, M€/GW·a — Modell heute: 60 · 40 · 300

Engpassmanagement: Was davon gehört dem Zubau — und was den Strompreiszonen?

Zerlegung 2025 (Bundesnetzagentur/SMARD, April 2026): 3,071 Mrd. € (2024: 2,954) = konventioneller Redispatch 1,176 Mrd. € + Reservekraftwerke (Vorhaltung und Einsatz) ≈ 1,36 Mrd. € + Entschädigung abgeregelter EE-Anlagen 0,433 Mrd. € (−22 %, weil höhere Großhandelspreise die Marktprämien senkten) + Countertrading 0,102 Mrd. €. Abgeregelt wurden 3,5 % der EE-Erzeugung; 1. Quartal 2026: 784 Mio. € (−11 %), aber Reservekosten +21 %, weil mehr Kraftwerke in die Netzreserve aufgenommen wurden.
Lesart der Blöcke: Die Reservevorhaltung (44 %) ist eine Folge des Transportengpasses und der Stilllegungen im Süden — sie entsteht auch ohne einen weiteren Zubau; der konventionelle Redispatch (38 %) skaliert mit der Nord-Süd-Last des Netzes, also mit Wind im Norden und Verbrauch im Süden; nur die EE-Entschädigung (14 %) hängt direkt an der abgeregelten Menge und am Marktpreis.
Ursache ist ein Standort-, kein Technologieproblem: Wind im Norden, Last im Süden, HGÜ-Trassen 5–10 Jahre hinter dem Bedarf (SuedLink ab 2028 geplant). Zurechenbar ist der Engpass dem Zubau nur insoweit, wie er ohne ihn nicht entstünde — die Verzögerung der Leitungen, der Kohle- und Kernkraftausstieg im Süden und die Standortwahl der Lasten sind eigene Ursachen. Mit fertigem Netz sinkt der Redispatch strukturell; ein Sockel bleibt (Reservekraftwerke, Systemstabilität).
Strompreiszonen: Der ENTSO-E Bidding Zone Review (April 2025) beziffert den Wohlfahrtsgewinn einer Teilung Deutschlands in fünf Zonen auf 339 Mio. € für das Zieljahr 2025 — rund ein Zehntel der Engpasskosten. Die ÜNB halten die Eingangsdaten für überholt, BDEW und BEE die Nachteile für den Terminmarkt und die Investitionssicherheit für gravierender; die Bundesregierung hat sich im Oktober 2025 mit einem Aktionsplan Gebotszone gegen die Teilung entschieden. Aktionsplan Gebotszone 2025 Fair gerechnet: Nur dieser Betrag wäre der Preiszonen-Entscheidung zuzuordnen, nicht die 3,1 Mrd. €.

Faire Zurechnungsregel für das Modell: Der Regler „Engpassmanagement skaliert mit Wind- und Solarleistung“ ist eine Obergrenze — er unterstellt, dass jedes GW Zubau den Redispatch proportional erhöht. Realistisch ist eine Aufteilung: ein Anteil skaliert mit dem Zubau (bis der Netzausbau nachkommt), ein Anteil ist Verzögerungskosten des Netzausbaus (SuedLink/SuedOstLink Jahre hinter dem Bedarf, Reservevorhaltung), ein Sockel ist Systembetrieb. Die BNetzA-Zerlegung stützt eine Aufteilung um 40 / 40 / 20; der Regler unten stellt sie ein, die Marktsimulation verwendet nur den zubauabhängigen Teil.

Was daraus folgt

Nicht ein Netzausbau, sondern vier: Das Übertragungsnetz baut für Wind und für die Verlagerung der Erzeugung, die Hochspannung für Windparks und Industrie, die Mittelspannung für Freiflächen-PV und Ladeparks, die Niederspannung inzwischen vor allem für Wärmepumpen und E-Autos. „Netzkosten der Erneuerbaren“ ist deshalb nur mit Ebene und Treiber eine Aussage.
Der Anschluss ist Projektkosten, der Ausbau Netzentgelt. Ein Windpark mit eigenem Umspannwerk hat seinen Netzbeitrag zum Teil schon im Gebotswert bezahlt; das Verteilnetz sieht davon nur die vorgelagerte Verstärkung.
Flexibilität ist die billigste Leitung: Spitzenkappung (§ 8 Abs. 1a EEG), § 14a-Steuerung, regelbare Ortsnetztransformatoren und Speicher senken den Ausbaubedarf in Landesstudien um bis zu 60 % — derselbe Hebel, der in der Marktsimulation Abregelung und Systemkosten senkt.

Quellen & Annahmen

Woher die Zahlen kommen — und was Annahme ist

Marktdaten mit Stichtag; Modellparameter sind Punktwerte, die über Regler variiert werden können. Preisbasis für alle Kostenangaben: laufende Euro 2026, sofern nicht anders angegeben; Investitionskosten in €₂₀₂₄–₂₀₂₆.

Marktdaten Marktdaten

CO₂ (EUA): 82,9 €/t am 28.8.2026 (Dez-26-Kontrakt; Tradingeconomics/ICE); Juli-Hoch über 85 €/t. Modell: 83 €/t.
Erdgas TTF: Front-Monat 59,44 €/MWh am 31.7.2026; August-Spanne rund 56–67 €/MWh nach Angebotsstörungen im Persischen Golf (Katar-LNG) und niedrigem Speicherstand. Modell: 62 €/MWh.
Weltmarktkohle: ≈ 13 €/MWh Brennstoffwärme (Größenordnung API2 2026, keine Tageskurs-Prüfung).
Day-Ahead: Jahresmittel 2025 89,32 €/MWh; 1. Halbjahr 2026 99 €/MWh, Juli 2026 105,45 €/MWh; Negativstunden 2025 ≈ 575, 1. Hj. 2026 298 (EPEX), Tiefstwert −499,99 €/MWh. EEX Base Cal-27 104,24 €/MWh (31.7.2026).
Marktwerte 2025 (ÜNB, netztransparenz.de): Solar 4,508 ct/kWh (Profilfaktor 50,5 %), Wind an Land 7,441 ct/kWh; Juli 2026: Solar 5,226, Wind an Land 8,601 ct/kWh.
Installierte Leistung: Photovoltaik 126,9 GW (Marktstammdatenregister, 28.7.2026; Ende 2025: 117 GW, Zubau 2025 16,5 GW), Wind an Land 68,1 GW Ende 2025 (BNetzA; Zubau 2025 4,6 GW), Wind gesamt 77,6 GW; Batteriespeicher Ende 2025 ≈ 16 GW / 25,5 GWh, davon rund 80 % Heimspeicher; Großspeicher-Zubau 1. Hj. 2026 auf Rekordniveau.
Stromrechnung 2026: BDEW-Strompreisanalyse April 2026 (Haushalt 37,0 ct/kWh bei 3.500 kWh; Industrie Mittelspannung 16,7 ct netto); Umlagen 2026 nach ÜNB-Veröffentlichung Oktober 2025; Bundeszuschuss Übertragungsnetz 6,5 Mrd. € (2027: 5,5 Mrd. € geplant).
Tarifmarkt August 2026: Neukundentarife mit Bonus ≈ 25 ct/kWh brutto (Verivox, 4.000 kWh, 12 Monate Preisgarantie, Boni eingerechnet; NDR/Verivox 24,8 ct am 13.8.2026); günstigster Neukundentarif 26,93 ct (StromAuskunft, 3.500 kWh, 27.8.2026); Bestandskunden Ø 31,4 ct (Verivox); Grundversorgung 40,37 ct (LichtBlick/StromAuskunft). Die Zerlegung der Szenarien in Beschaffungspreis, Vertriebskosten und Marge ist eine Modellannahme, die die Endpreise trifft — die Einstandspreise der Lieferanten sind nicht öffentlich.
EEG-Konto: 16,5 Mrd. € Bundeszuschuss 2025; 9,19 Mrd. € Januar–Juli 2026; Prognose 2026 16,2 Mrd. € (Haushalt 17,2); Bundes-Stützungen ≈ 29,5 Mrd. € (Handelsblatt, Dezember 2025).
Systemkosten: Netzengpassmanagement 2025 ≈ 3,1 Mrd. €, EE-Redispatch 9,4 TWh, Entschädigungen 433 Mio. € (Bundesnetzagentur); marktbedingte Abregelung ≈ 1,75 TWh (Montel EnAppSys, Schätzung).
Netzregulierung: Eigenkapitalzinssatz 4. Regulierungsperiode Strom (2024–2028) 5,07 % (Neuanlagen; inkl. Gewerbesteuer 5,8 %), 3,51 % Altanlagen; Neuinvestitionen im Kapitalkostenaufschlag: Umlaufsrendite + 3 Prozentpunkte (BNetzA, Januar 2024); 5. Periode: pauschalierter WACC, Konsultation Gas August 2026 mit Vor-Steuer-EK-Zins 5,76 %.
Netzausbau: NEP Strom 2037/2045 Version 2025 (1. Entwurf Dezember 2025: ≈ 360 Mrd. € Pfad A 2045; 2. Entwurf/„NEP kompakt“ März 2026: ≈ 390–392 Mrd. € Zubaunetz 2045 inkl. Offshore-Anbindung); BNetzA-Bestätigung NEP 2023-2037/2045 (1.3.2024: 4.800 km neu, 2.500 km Verstärkung, bis 70 GW Offshore); SMARD/BNetzA „Verteilernetze bis 2045“ (März 2025: 82 VNB, 110 Mrd. € bis 2033, 207 Mrd. € bis 2045, Ersatz 15/30 Mrd. €, Hochspannung 29 %, 24 % HS-Projekte verzögert); IMK Study 97 (Dezember 2024: 323 Mrd. € beide Ebenen); BDEW/ZVEI-Wuppertal „Quantifizierung der Technologiebedarfe“ (Oktober 2024); Regionalszenarien 2025 der VNB (Januar 2026); Verteilnetzstudie Hessen 2024–2034 (Fraunhofer IEE/BearingPoint 2018: Prosumer netzdienlich −61 % Ausbaubedarf); Kostentragung § 16/§ 17 EEG 2023 (Netzanschluss vs. Netzausbau; WID/GGSC-Fachbeiträge, Clearingstelle EEG|KWKG); ENTSO-E Bidding Zone Review 2025 (28.4.2025: DE5-Teilung 339 Mio. €/a Wohlfahrtsgewinn 2025); BMWE Aktionsplan Gebotszone (Oktober 2025). Zurechnungsanteile und Ebenenanteile MS/NS sind Modellannahmen.
Netzkostenstruktur: Übertragungsnetz Amprion 2025 (3,3 Mrd. €): Engpassmanagement inkl. Reservekraftwerke 34 %, Systemdienstleistungen ≈ 0,6 Mrd. €, Kapitalkosten 32 %, Betriebskosten 15 % (C. Müller, Oktober 2024); Verteilnetz-Kostendaten: Betriebskosten ≈ 2,5 ct/kWh, Abschreibung 2,5 %/a bei 40 Jahren Nutzungsdauer (Universität Mannheim, Krebs 2024); Gesamtkosten der Stromnetze inkl. Regelenergie, Verlustenergie, Redispatch ≈ 50 Mrd. €/a (Ariadne, März 2026); Eigenkapitalverzinsung auf höchstens 40 % des betriebsnotwendigen Vermögens, Kapitalkostenaufschlag mit Mischzins 40/60 (BNetzA, Netzkostenermittlung). Die Anteile im Rechner sind daraus abgeleitete Modellannahmen für den Haushaltstarif, keine amtliche Zerlegung.
Kernkraft: Antwort der Bundesregierung BT-Drs. 21/7609 (August 2026) zum Rückbaustand; Radiant Energy Group, „Restarting Germany’s Reactors: Viability and Outlook“ (Juni 2026); § 7 AtG in der Fassung vom 2.12.2025 (gesetze-im-internet.de); Dukovany-EPC (Juni 2025) als Neubau-Anker.
Kraftwerksstrategie: StromVKG 2026, Ausschreibungen 2026/2027/2029 (≈ 11–12 GW zunächst), Kapazitätsmechanismus ab 2032; beihilferechtliche Verständigung mit der EU-Kommission Januar 2026. Ausschreibungsstart prüfen

Modellannahmen Modell

Emissionsfaktoren je Brennstoffwärme (Umweltbundesamt): Erdgas 0,20, Steinkohle 0,34, Braunkohle 0,40 t CO₂/MWh; Wirkungsgrade GuD 58 %, Gasturbine 37 %, Steinkohle 42 %, Braunkohle 40 % (Grenzkosten Braunkohle: 1,0 ct/kWh Produktion nach Öko-Institut-Ableitung + CO₂).
Neubaukosten (ISE Stromgestehungskosten Juli 2024, gerundet): PV Freifläche 750 €/kW, Wind an Land 1.600 €/kW, Wind auf See 3.200 €/kW, GuD 1.000 €/kW, Gasturbine 550 €/kW, Batterie 350 €/kWh; fixe Betriebskosten und Laufzeiten in den Reglern.
Kernkraft-Neubau (Parameter und Rechenweg des AKW-Rechners dieses Projekts): Mischfall 6.500 €/kW Overnight, 8 Jahre Bau + 4 Jahre Verzögerung, Baupreissteigerung 2,5 %/a, Verzögerungskosten 4 % der Overnight-Summe je Jahr, WACC 6 % (40 % EK zu 9 %, 60 % FK zu 4 %), 60 Jahre, Nachrüstung 1.200 €/kW nach 30 Jahren, Verfügbarkeit 88 %, Betrieb 110 €/kW·a, Brennstoff 6,5, Rückbau 4, Endlagerung 5 €/MWh → 13,0 ct/kWh. Staatlich 3.800 €/kW zu 3,5 % → 6,5 ct; Hinkley-Renditebedingungen 10.500 €/kW zu 9 % → 30,3 ct/kWh (Belege: DOE Liftoff 2023/24, INL 2024, NAO 2017, Cour des Comptes 2025). Reaktivierung: 1,0–2,2 Mrd. € je Block (Radiant 2026), Kapitalkosten je Regime 3,5 / 6 / 9 %.
WACC real: Erneuerbare 5 %, Gas 7 %, Speicher 6 % (ISE 2024: risikodifferenzierte reale WACC).
Anzulegende Werte des EEG-Bestands (Mittel der vergüteten Mengen): Solar 16,5 ct, Wind an Land 7,2 ct, Wind auf See 12 ct, Biomasse 17 ct/kWh; geförderte Anteile 80–90 %. Bestand und Neuanlagen sind gekoppelt: Der Bestandswert altert mit dem Zieljahr (EEG-Abgang 6,5 %/a des Vergütungsniveaus, Untergrenze 35 % — die Kohorten 2009–2015 mit 30–40 ct verlassen das EEG bis 2035), jeder Zubau rechnet mit Ausschreibungswerten (Solar 5,5, Wind an Land 5,5, See 6 ct). Das Marktwert-Modell ergibt damit 2026 rund 13,1 Mrd. €; der Kalibrierposten „sonstige EEG-Posten“ (3,0 Mrd. €: Flexibilitätsprämie, Ü20, Mieterstrom, Geothermie, Negativstundenregeln) schließt die Lücke zur ÜNB-Prognose 16,2 Mrd. €. Referenz und Neumodellierung in der Ergebnisgrafik verwenden dieselbe Methode; ohne Änderung der Einstellungen sind beide gleich.
Nachbarn: Importblock 7 GW zu 85 €/MWh mit Verfügbarkeit, die bei Residuallast über 20 GW linear bis auf 20 % sinkt; Exportblöcke 12 GW in zwei Stufen (60→35 und 30→5 €/MWh), bei Überschuss über 40 GW halbiert. Kalibriert an Nettoimport 2025 (≈ 20–25 TWh).
Flexibilität (Regler, Voreinstellung 0): Lastverschiebung als verlustfreier Tagesspeicher mit einstellbarer Leistung und Dauer; Elektrolyse (Wirkungsgrad 65 %, 1.500 €/kW, Wasserstoffwert 120 €/MWh ≈ 4 €/kg) und Power-to-Heat (150 €/kW, Wärmewert 80 €/MWh) als Überschussabnehmer mit Zahlungsbereitschaft. Batteriespeicher marktaktiv 4 GW.
Systemkosten außerhalb der Börse (Annahmen): Netzausbau annuisiert je installiertem GW — Voreinstellung Wind an Land 45, Photovoltaik 12, Wind auf See 85 M€/GW·a, abgeleitet auf der Seite Netzebenen & Ausbau aus NEP-Zubaunetz 390 Mrd. €, VNB-Ausbau 207 + 30 Mrd. € Ersatz, 4 % über 40 Jahre und Zurechnungsanteilen (Regler); Engpassmanagement 3,1 Mrd. € (2025), davon 40 % zubauabhängig skaliert (Regler); Regelenergie 0,4 Mrd. € (Annahme). Zum Vergleich: heutige Offshore-Netzumlage ≈ 350 M€/GW·a inkl. Altanlagen, Betrieb und Verlusten.
Zeitraster (Regler): Stunde oder Viertelstunde. Seit 1.10.2025 räumt die Day-Ahead-Auktion (SDAC) in 15-Minuten-Produkten; Marktwerte und Marktprämie werden viertelstündlich berechnet. Empirie: Standardabweichung der Preise in der ersten Oktoberwoche 2025 ≈ +15 % gegenüber Vorjahr, Sägezahn in den Rampen durch Stundenblockgebote thermischer Kraftwerke (≈ 50 % der thermischen Mengen laut Modo Energy) und stündliche FBMC-Kapazitäten, IDA1-Volumen von 28.000 auf 17.000 MWh/Tag gefallen (Montel), erste Auktion Ø 116,6 / 408,5 / 61,4 €/MWh (FlexPower). Modell: Viertelstundenprofil aus dem Stundenprofil (gleiche Stundenmittel, Rampen, mittelwertfreies Rauschen: Bewölkung 8 %, Böigkeit 3 %, Last 0,6 %), Blockgebote als innerhalb der Stunde fixierte Mengen des Stundenlaufs mit Akzeptanz zum Stundenpreis, Regelreserve 5 GW zu 250–350 €/MWh (aFRR/mFRR-Größenordnung) vor Lastabwurf; Speicherfahrplan des Stundenlaufs übernommen, zusätzlich handelt ein Sechstel der Batterieleistung den Viertelstundenspread; Preisanhebung durch Blöcke auf den Knappheitspreis gedeckelt. Speicher- und Lastverschiebungseinsatz in fünf Tranchen gegen die jeweils schon geglätteten Preise.
Volllaststunden (gekoppelt): Bestand 2026 Wind an Land 1.900 h (Normalwindjahr; 2025 windschwach ≈ 1.750), PV 900 h, See 3.400 h; Neuanlagen Wind an Land 2.600 h (Deutsche WindGuard/LEE NRW 2026: ≈ 2.700 hoher Norden, 2.350 Norden, 2.175 Mitte; VDE: heute > 2.500, künftig ≈ 3.000 h), PV 1.000 kWh/kWp (Freifläche 1.000–1.100, Dach 900–950), See 4.200 h (BDEW: 3.500–4.500). Das Flottenmittel im Modell ist der leistungsgewichtete Mittelwert aus alterndem Bestand (Restnutzungsdauer Wind 15, PV 22, See 18 Jahre → Repowering) und Neuanlagen; jeder Zubau über den Bestand hinaus rechnet mit Neuanlagen-Werten, 2045 besteht der Park fast nur noch aus neuen Typen. Vorbehalt: WindGuard zeigt, dass die Volllaststunden 2017–2024 stagnierten (steigende spezifische Flächenleistung, Parkverluste) — der Neuanlagenwert ist ein Regler.
Abregelung: 35 % der Wind-/Solarerzeugung flexibel (Abregelung bei 0 bis −8 €/MWh), Rest zwischen −10 und −120 €/MWh; Must-run und Kernkraft erst darunter.
Kundenprofile: Haushalt (Abendspitze, Wintergewicht), Gewerbe tags (Werktage), Industrie 2-Schicht, 3-Schicht, Bandlast. Netzentgelte je Spannungsebene sind Erfahrungswerte 2026 (Regler), nicht netzgebietsscharf.
Preisbasis: Grenzkosten und Marktdaten laufende Euro 2026; Investitionskosten überwiegend €₂₀₂₄ (ISE) bzw. Vertragspreise 2025 — bei Vergleichen über Jahrzehnte ist die Preisbasis explizit umzurechnen.

Zieljahr-Szenarien (Voreinstellungen, real in Preisen 2026)

Größe	2026	2030	2035	2040	2045	Herleitung
Starre Inlandslast ohne Elektrolyse (TWh)	480	580	680	790	920	BMWE-Monitoring 2025: 2030 realistisch 600–700 TWh brutto; NEP V2025: 2037 845–1.065, 2045 948–1.275 TWh brutto einschließlich Elektrolyse — hier Unterband, netto, Elektrolyse separat als flexible Last
PV / Wind Land / See (GW)	127 / 70 / 9,5	195 / 92 / 18	260 / 115 / 35	330 / 140 / 55	400 / 160 / 70	Trendpfad aus Zubauraten 2025 (PV 16,5, Wind 4,6 GW/a); EEG-Ziele 2030: 215 / 115 / 30 GW; 2045 NEP: 400 / 160 / 70 GW
Batterien marktaktiv (GW × h)	4 × 2	25 × 3	40 × 3	60 × 3	80 × 4	Regionalszenarien 2045: 37 GW Großbatterien plus marktaktive Heimspeicher — Annahme
Lastverschiebung / Elektrolyse / Power-to-Heat (GW)	0 / 0 / 0	10 / 5 / 3	20 / 12 / 6	40 / 25 / 10	60 / 50 / 15	Elektrolyse-Ziel 2030: 10 GW (realistisch darunter); NEP 2045 Elektrolyse-Basisliste — Annahme
Braunkohle / Steinkohle / GuD / Gasturbinen (GW)	15 / 12 / 18 / 12	9 / 6 / 24 / 16	6 / 2 / 32 / 24	0 / 0 / 40 / 36	0 / 0 / 45 / 60 (H₂)	KVBG-Pfad (Ende spätestens 2038, RWE 2030), StromVKG ≈ 11–12 GW bis 2031 plus Ausschreibungen 2027/2029, H2-ready-Umrüstung
Erdgas / CO₂ (€/MWh · €/t)	62 / 83	38 / 120	34 / 150	32 / 170	100 (H₂) / 200	TTF-Terminkurve April 2026 (vor Hormus): Winter 27/28 ≈ 32 €/MWh; EUA: Bloomberg/ABN-Basispfad 145 (2030), 200 (2035), gedämpft durch ETS-Reformvorschlag Juli 2026; 2045 Wasserstoffpreis als Annahme
Netzentgelt Haushalt (ct) / Netzzuschuss (Mrd. €)	9,3 / 6,5	10,5 / 5,5	11,5 / 0	12,0 / 0	12,5 / 0	Fortschreibung mit Netzausbau (Verteilnetz 9,4 Mrd. €/a bis 2045) und auslaufendem Zuschuss — Annahme
Umlagen Offshore / KWKG / § 19 (ct)	0,941 / 0,446 / 1,559	1,3 / 0,4 / 1,3	1,6 / 0,3 / 1,2	2,0 / 0,2 / 1,0	2,2 / 0,1 / 0,8	Offshore mit Anbindungsausbau steigend, KWKG auslaufend — Annahme
EEG-Bedarf (Mrd. €) / Engpass (Mrd. €) / Verzögerungsanteil	16,2 / 3,1 / 40 %	18 / 3,0 / 35 %	15 / 2,5 / 20 %	10 / 2,0 / 10 %	5 / 2,0 / 5 %	Altanlagen laufen aus dem EEG, HGÜ-Trassen ab 2028 — Annahme

Volllaststunden ergeben sich gekoppelt aus Bestand und Neuanlagen (Wind an Land 2030 ≈ 2.200, 2035 ≈ 2.430, 2040 ≈ 2.580, 2045 = 2.600 h). Import-/Exportleistung: 7/12 (2026), 12/15, 15/20, 22/25, 35/30 GW (Interkonnektorausbau nach TYNDP, Annahme). Gesicherte Leistung ist in allen Sets so bemessen, dass Lastabwurf nur in wenigen Stunden auftritt; die Preisniveaus der Zieljahre entstehen aus Gas-/CO₂-Preis (2030–2040) bzw. Wasserstoffpreis (2045) in den Stunden, in denen Gaskraftwerke den Preis setzen, und aus Null- und Negativstunden im Überschuss. Zeitlogik Kernkraft: Reaktivierung frühestens 2030 (41–50 Monate nach Beschluss, Radiant), Neubau frühestens 2037 (8 + 4 Jahre ab Beschluss 2027) — der Zieljahr-Schalter setzt den Neubau vor 2037 auf null, lässt ihn aber als Was-wäre-wenn zu. Alle Sets sind Voreinstellungen, keine Prognosen; jede Größe bleibt Regler.

Offene Punkte vor Veröffentlichung

Tageskurse EUA/TTF/API2 am Veröffentlichungstag nachziehen; Cal-27-Notierung aktualisieren.
Umlagen 2027 (Veröffentlichung 15./25. Oktober 2026) und vorläufige Netzentgelte 2027 einpflegen.
Stand StromVKG-Ausschreibung und EU-Beihilfegenehmigung prüfen; EEG 2027 im parlamentarischen Verfahren (ab September 2026) verfolgen.
Gruppenschwellen der Umlagenprivilegien (EnFG, Letztverbrauchergruppen B/C) und § 19 Abs. 2 StromNEV für Bandlast (Reformvorhaben der Bundesnetzagentur) gegen die geltende Fassung prüfen.
Netzentgelt-Zerlegung gegen den Monitoringbericht 2025/2026 (Abschnitt Netzentgelte) und die ÜNB-Kostenstruktur 2026 abgleichen; Handelsmarge und Vertriebsmargen sind Annahmen ohne Quellenbeleg.