Strompreise in Deutschland: Entwicklungen 2025 und der Blick nach vorn

Die Strompreise in Deutschland stehen weiterhin im Fokus von Öffentlichkeit, Wirtschaft und Politik. Nach den drastischen Anstiegen infolge der Energiekrise zeigen sich im Jahr 2025 differenzierte Entwicklungen: Entlastungen in einigen Bereichen, aber auch neue Herausforderungen durch regulatorische und strukturelle Rahmenbedingungen. Ein Überblick auf Basis der aktuellen BDEW- und vbw-Analysen.

Haushaltsstrompreise: Stabil auf hohem Niveau

Laut der BDEW-Strompreisanalyse (Juli 2025) liegt der durchschnittliche Strompreis für Haushalte bei 39,7 ct/kWh. Das entspricht einem leichten Rückgang gegenüber dem Vorjahr (2024: 42,29 ct/kWh), bleibt jedoch deutlich über dem Niveau vor der Energiekrise. Die Preisstruktur setzt sich wie folgt zusammen:

•𝗕𝗲𝘀𝗰𝗵𝗮𝗳𝗳𝘂𝗻𝗴, 𝗩𝗲𝗿𝘁𝗿𝗶𝗲𝗯 𝘂𝗻𝗱 𝗠𝗮𝗿𝗴𝗲: 16,04 ct/kWh (40,4 %)

•𝗡𝗲𝘁𝘇𝗲𝗻𝘁𝗴𝗲𝗹𝘁𝗲: 10,95 ct/kWh (27,6 %)

•𝗦𝘁𝗲𝘂𝗲𝗿𝗻, 𝗔𝗯𝗴𝗮𝗯𝗲𝗻 𝘂𝗻𝗱 𝗨𝗺𝗹𝗮𝗴𝗲𝗻: 12,71 ct/kWh (32 %)

Auffällig ist der gestiegene Anteil der staatlichen Preisbestandteile (+1,58 ct/kWh im Vergleich zu 2024), was die politische Diskussion über Stromsteuerentlastung und gezielte Fördermaßnahmen erneut anheizt. Die Preisstruktur zeigt, dass rund 40 % des Endpreises auf Beschaffung und Vertrieb entfallen.

Industriestrom: Entlastung für energieintensive Unternehmen?

Bei den Strompreisen für industrielle Letztverbraucher zeigt sich eine deutliche Spreizung:

•𝗞𝗹𝗲𝗶𝗻𝗲 𝗯𝗶𝘀 𝗺𝗶𝘁𝘁𝗹𝗲𝗿𝗲 𝗨𝗻𝘁𝗲𝗿𝗻𝗲𝗵𝗺𝗲𝗻 (𝟭𝟲𝟬.𝟬𝟬𝟬–𝟮𝟬 𝗠𝗶𝗼. 𝗸𝗪𝗵): 18,31 ct/kWh (2024: 17,09 ct/kWh)

•𝗘𝗻𝗲𝗿𝗴𝗶𝗲𝗶𝗻𝘁𝗲𝗻𝘀𝗶𝘃𝗲 𝗜𝗻𝗱𝘂𝘀𝘁𝗿𝗶𝗲 𝗺𝗶𝘁 𝗯𝗲𝘀𝗼𝗻𝗱𝗲𝗿𝗲𝗻 𝗔𝘂𝘀𝗴𝗹𝗲𝗶𝗰𝗵𝘀𝗿𝗲𝗴𝗲𝗹𝘂𝗻𝗴𝗲𝗻: Deutlich niedrigere reale Kosten durch Ausnahmen bei Netzentgelten, EEG-Umlage etc.

Die BDEW-Daten zeigen: Die Entlastung auf dem Großhandelsmarkt kommt nur teilweise bei kleineren Betrieben an, während Großabnehmer stärker von den gesunkenen Marktpreisen profitieren – nicht zuletzt durch regulatorische Entlastungsmaßnahmen.

Strom bleibt teuer – trotz Erneuerbarer Energie

Die vbw-Strompreisprognose 2024, erstellt von Prognos, skizziert die Entwicklung der Strompreise in Deutschland bis zum Jahr 2045. Drei Szenarien – „Trägheit“, „Referenz“ und „Zielerreichung“ – bilden unterschiedliche Entwicklungspfade ab, kommen jedoch zu vergleichbaren Grundtendenzen: Für das Jahr 2030 werden Großhandelsstrompreise (nur Energie!) zwischen 86 und 101 Euro pro Megawattstunde erwartet – mehr als doppelt so viel wie 2019, als der Preis bei 41 Euro pro Megawattstunde lag. Bis 2045 ist ein moderater Rückgang auf 73 bis 85 Euro pro Megawattstunde prognostiziert. Es darf nicht vergessen werden, dass dies die reinen Energiepreise ohne die zusätzlichen Netzentgelte sind!

Das dauerhaft hohe Preisniveau wird im Wesentlichen durch drei zentrale Faktoren bestimmt: hohe Gaspreise, steigende CO₂-Kosten im europäischen Emissionshandel sowie erhebliche Investitionen in die Erzeugungs- und Netzinfrastruktur.

Parallel zur Preisentwicklung zeigt die Prognose auch markante Veränderungen in der Struktur der Stromerzeugung. Erneuerbare Energien werden zur dominierenden Erzeugungstechnologie: Bereits im Jahr 2030 sollen sie rund 81 % der Nettostromerzeugung ausmachen. Der marktgetriebene Ausstieg aus der Kohleverstromung vollzieht sich bis 2035, wobei die Braunkohle bereits 2030 aus dem Markt gedrängt wird – vor allem aufgrund mangelnder Wirtschaftlichkeit der Kraftwerke. Ab 2030 gewinnt zudem die Wasserstoffverstromung zunehmend an Bedeutung. Deren Kosten wirken sich laut Annahme der Studie jedoch nicht preistreibend auf den Strommarkt aus, da entsprechende staatliche Instrumente kompensierend eingreifen.

Trotz kurzfristiger Entlastungen bleibt die Strompreisentwicklung in Deutschland angespannt. Für Haushalte bedeutet das: Der Strompreis dürfte auch mittelfristig über dem gewohnten Niveau bleiben. Für Unternehmen – insbesondere den Mittelstand – ist der Kostendruck trotz Marktberuhigung nicht vorbei.

Entscheidend wird sein, wie die Politik auf nationaler und europäischer Ebene agiert: Ob Stromsteuern gesenkt, Netzentgelte fairer verteilt und neue Marktanreize geschaffen werden. Denn eines ist klar: Die Transformation des Energiesystems wird auch eine finanzielle Herausforderung bleiben – für alle Beteiligten.

Klar ist, je unabhängiger Sie sich vom Markt machen, desto weniger betroffen sind Sie von Launen des Marktes und der Politik!

Quellen:
https://www.vbw-bayern.de/Redaktion/Frei-zugaengliche-Medien/Abteilungen-GS/Wirtschaftspolitik/2024/Downloads/Strompreisprognose_2024_v4-(002).pdf 

https://www.bdew.de/media/documents/BDEW-Strompreisanalyse_05-2025.pdf 

https://www.bdew.de/media/documents/Fakten_und_Argumente_Stromkostenentwicklung_2030.pdf 

Nach aktuellen Analysen ist 𝗦𝗼𝗹𝗮𝗿𝗲𝗻𝗲𝗿𝗴𝗶𝗲 𝘄𝗲𝗶𝘁𝗲𝗿 𝗮𝘂𝗳 𝗱𝗲𝗺 𝗩𝗼𝗿𝗺𝗮𝗿𝘀𝗰𝗵 – insbesondere in der Schweiz, aber auch mit Herausforderungen in Deutschland.  

Deutschland verzeichnet aktuell einen deutlichen Rückgang beim Photovoltaik-Zubau:
Im März 2025 wurden nur rund 𝟳𝟴𝟳 𝗠𝗲𝗴𝗮𝘄𝗮𝘁𝘁 neue PV-Leistung installiert – der niedrigste Monatswert seit Ende 2022. Besonders stark betroffen ist der Markt für Dachanlagen, aber auch Freiflächenanlagen gingen spürbar zurück.
Lediglich Stecker-Solar-Geräte verzeichnen ein kräftiges Wachstum: Im März wurden fast 𝟰𝟮.𝟱𝟬𝟬 𝗻𝗲𝘂𝗲 𝗕𝗮𝗹𝗸𝗼𝗻𝗸𝗿𝗮𝗳𝘁𝘄𝗲𝗿𝗸𝗲 mit insgesamt 49 Megawatt registriert.
Trotzdem zählt Deutschland mit über 𝟭𝟭𝟬𝟬 𝗪𝗮𝘁𝘁 𝗶𝗻𝘀𝘁𝗮𝗹𝗹𝗶𝗲𝗿𝘁𝗲𝗿 𝗟𝗲𝗶𝘀𝘁𝘂𝗻𝗴 𝗽𝗿𝗼 𝗞𝗼𝗽𝗳 weiterhin zu den führenden Ländern beim PV-Ausbau. Die aktuelle Entwicklung zeigt jedoch, wie sensibel der Markt auf politische Änderungen reagiert. 

In der Schweiz setzt sich der positive Trend fort:
Im Jahr 2024 wurden rund 1,78 Gigawatt neue Photovoltaiksysteme installiert – ein neuer Rekordwert. Zum Vergleich: 2023 waren es 1,64 GW, 2022 rund 1,08 GW. Die erwartete PV-Produktion 2024 entspricht damit rund 𝟭𝟯,𝟵 % 𝗱𝗲𝘀 𝗽𝗿𝗼𝗴𝗻𝗼𝘀𝘁𝗶𝘇𝗶𝗲𝗿𝘁𝗲𝗻 𝗦𝘁𝗿𝗼𝗺𝘃𝗲𝗿𝗯𝗿𝗮𝘂𝗰𝗵𝘀 𝗳ü𝗿 𝟮𝟬𝟮𝟱– ein deutliches Zeichen für den Fortschritt der Energiewende in der Schweiz. 

Für 2025 wird in Deutschland und in der Schweiz ein rückläufiger Zubau erwartet.  Grund dafür könnten die geplanten politischen Anpassungen sein – wie etwa geringere Einspeisevergütungen oder reduzierte Förderanreize, künftig dämpfend auf den Markt auswirken. Noch handelt es sich dabei um Erwartungen – die konkreten Effekte bleiben abzuwarten.

Quellen:
IEA
https://www.pv-magazine.de/
https://www.pv-magazine.com/
 

Nach aktuellen Analysen ist 𝗦𝗼𝗹𝗮𝗿𝗲𝗻𝗲𝗿𝗴𝗶𝗲 𝘄𝗲𝗶𝘁𝗲𝗿 𝗮𝘂𝗳 𝗱𝗲𝗺 𝗩𝗼𝗿𝗺𝗮𝗿𝘀𝗰𝗵 – insbesondere in der Schweiz, aber auch mit Herausforderungen in Deutschland.  

Deutschland verzeichnet aktuell einen deutlichen Rückgang beim Photovoltaik-Zubau:
Im März 2025 wurden nur rund 𝟳𝟴𝟳 𝗠𝗲𝗴𝗮𝘄𝗮𝘁𝘁 neue PV-Leistung installiert – der niedrigste Monatswert seit Ende 2022. Besonders stark betroffen ist der Markt für Dachanlagen, aber auch Freiflächenanlagen gingen spürbar zurück.
Lediglich Stecker-Solar-Geräte verzeichnen ein kräftiges Wachstum: Im März wurden fast 𝟰𝟮.𝟱𝟬𝟬 𝗻𝗲𝘂𝗲 𝗕𝗮𝗹𝗸𝗼𝗻𝗸𝗿𝗮𝗳𝘁𝘄𝗲𝗿𝗸𝗲 mit insgesamt 49 Megawatt registriert.
Trotzdem zählt Deutschland mit über 𝟭𝟭𝟬𝟬 𝗪𝗮𝘁𝘁 𝗶𝗻𝘀𝘁𝗮𝗹𝗹𝗶𝗲𝗿𝘁𝗲𝗿 𝗟𝗲𝗶𝘀𝘁𝘂𝗻𝗴 𝗽𝗿𝗼 𝗞𝗼𝗽𝗳 weiterhin zu den führenden Ländern beim PV-Ausbau. Die aktuelle Entwicklung zeigt jedoch, wie sensibel der Markt auf politische Änderungen reagiert. 

In der Schweiz setzt sich der positive Trend fort:
Im Jahr 2024 wurden rund 1,78 Gigawatt neue Photovoltaiksysteme installiert – ein neuer Rekordwert. Zum Vergleich: 2023 waren es 1,64 GW, 2022 rund 1,08 GW. Die erwartete PV-Produktion 2024 entspricht damit rund 𝟭𝟯,𝟵 % 𝗱𝗲𝘀 𝗽𝗿𝗼𝗴𝗻𝗼𝘀𝘁𝗶𝘇𝗶𝗲𝗿𝘁𝗲𝗻 𝗦𝘁𝗿𝗼𝗺𝘃𝗲𝗿𝗯𝗿𝗮𝘂𝗰𝗵𝘀 𝗳ü𝗿 𝟮𝟬𝟮𝟱– ein deutliches Zeichen für den Fortschritt der Energiewende in der Schweiz. 

Für 2025 wird in Deutschland und in der Schweiz ein rückläufiger Zubau erwartet.  Grund dafür könnten die geplanten politischen Anpassungen sein – wie etwa geringere Einspeisevergütungen oder reduzierte Förderanreize, künftig dämpfend auf den Markt auswirken. Noch handelt es sich dabei um Erwartungen – die konkreten Effekte bleiben abzuwarten.

Quellen:
IEA
https://www.pv-magazine.de/
https://www.pv-magazine.com/
 

Der Grundtenor an der #PVTagung23 war klar: Es muss etwas gehen im Bereich der erneuerbaren Energien, um so bald wie möglich #NettoNull zu erreichen.

Doch wie schnell kann der Ausbau der #Photovoltaik erfolgen? Da sind sich die Experten uneinig. Das Bundesamt für Energie rechnet mit 37 TWh bis 2050 (+8 TWh aus anderen erneuerbaren Energien), Swissolar geht von 45 TWh bis 2050 aus, Jürg Rohrer, Professor an der ZHAW Zurich University of Applied Sciences, spricht von notwendigen 45 TWh bereits bis 2035.

Um diese #Ziele zu erreichen, braucht es gemäss Jürg Rohrer gesetzliche Grundlagen. Einerseits soll gesetzlich dazu verpflichtet werden, auf bestehenden Gebäuden #Solaranlagen zu montieren. Andererseits soll für alpine Solaranlagen bereits jetzt eine #Nachfolgeregelung erarbeitet werden, für die Zeit nach dem Abschluss des Projekts #Solarexpress.

Essentiell für diese Entwicklung ist eine funktionierende #Infrastruktur. Christof Bucher forscht an der Berner Fachhochschule BFH daran, wie die #Wechselrichter die Stabilisierung des Netztes auch in Zukunft und mit einem Mehrfachen der Stromleistung sicherstellen können.

Interessant war auch der Beitrag zum #Winterstrom von Nationalrätin Gabriela Suter: Die Wasserkraftreserve kostet 296 Mio. CHF für 0.4 TWh, d.h. 0.74 CHF / kWh, einmalig für den Winter 2022/2023! Die Photovoltaik liefert ohne Zusatzkosten einen Beitrag von 1.1 TWh geliefert in diesem und kommenden Winterperioden!

Vielen Dank Swissolar für die spannende Tagung und die Organisation dieses wichtigen Branchenanlasses, danke Christof Bucher und Jürg Rohrer für eure Voten. Roman Gysel

#PVTagung23 #solarenergie #solarstrom #photovoltaik #energie #zukunft

Industrie-Partnerschaft mit SRS

In einem Umfeld, in dem Nachhaltigkeit und Effizienz für Unternehmen immer wichtiger werden, bietet die Integration von Solarenergie eine naheliegende Lösung.
Dabei stellt sich die Frage, ob man selbst bauen sollte, oder nicht lieber mit einem Contracting Spezialisten zusammenarbeitet, der sich sowohl um den Bau, die Finanzierung, als auch den gesamten späteren Betrieb kümmert.
Unser Partnerunternehmen Allega hat sich für Letzteres entschieden, und stellt hier kurz die Erfahrungen in der Zusammenarbeit mit uns vor.
Erfahren Sie hier aus erster Hand, wie Unternehmen vom Contracting Modell profitieren können.

Allega: Ein Vorzeigekunde für nachhaltiges Arbeiten

Die Allega GmbH, gegründet 1933 von Alusuisse, war das erste Handelshaus für Aluminium-Halbfabrikate in der Schweiz. Heute ist die Allega GmbH ein ALUMFASSENDES Servicecenter für Aluminium, Luft- und Raumfahrt, Fassaden und Fahrzeugaufbauten.

Strompreise im Blick: Was bringt eine PV-Anlage?

Unternehmen fragen sich oft, wie viel eine PV-Anlage wirklich einspart und welche Unabhängigkeit sie bietet. Entdecken sie die erreichten direkten Einsparungen des Referenzkunden im Video.

Weitere Eindrücke:
Teil 2: Minimaler Aufwand, maximale Wirkung: Das Contracting Angebot
Teil 3: Der umfassende Nutzen einer PV-Anlage
Teil 4: Erfahrungen im Contracting Modell: Ratschläge für andere Unternehmen

Mehr Informationen:
Photovoltaik für Unternehmen

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Entwicklung der Netzentgelte in der Mittelspannung

Die jüngsten Erhebungen des Verbands der Energieabnehmer (VEA) lassen aufhorchen: Die Netzentgelte in der Mittelspannung sind, wie prognostiziert, angestiegen. Werfen wir einen genaueren Blick auf die Zahlen, um die Hintergründe dieser Entwicklung zu verstehen und die Auswirkungen auf verschiedene Sektoren zu beleuchten.

Laut den Daten des VEA verzeichneten die Netzentgelte in der Mittelspannung einen Anstieg um durchschnittlich 27 %.

Ausgewertet wurden hier jeweils 15 verschiedene Abnahmefälle in der Mittelspannung, also jeweils Konstellationen mit unterschiedlicher Arbeit und Leistung und somit unterschiedlicher Benutzungsstunden. Typische Abnehmer mit den gezeigten Profilen wären etwa Industriebetriebe. Diese 15 Abnahmefälle wurden in ganz Deutschland, jeweils in den Gebieten der einzelnen Netzbetreiber, durchgerechnet.

Der höchster Anstieg, im Vergleich zu den Werten von 2023, erfolgte in Heftestedt um 255,7 %. Profitiert haben dagegen die Nutzer in Westerland, dort sind die Netzentgelte mit -19,8 % am stärksten gesunken. In der Gesamtbetrachtung wird schnell ersichtlich, das eine Verringerung der Netzentgelte aber die Ausnahme darstellt.

Auch in absoluten Zahlen zeigen sich enorme Unterschiede. In Voralberg zahlt man bloß 3,51 cent pro kWh, in Barmstedt dagegen 12,48 ct pro kWh. Es drängt sich die Frage auf, woran das liegt – eigentlich zahlt man doch an beiden Orten für die gefühlt “gleiche” Dienstleistung?
Nachfolgend wollen wir die Ursachen dieser enormen Unterschiede betrachten.

Gründe für die Unterschiede

Die starke Unterschiede in den Netzentgelten können auf verschiedene Faktoren zurückgeführt werden, die sich je nach Region unterscheiden. Einer der entscheidenden Aspekte ist der Zeitpunkt des Netzausbaus und die damit verbundenen Investitionen. Regionen, die bereits in der Vergangenheit verstärkt in ihre Netzinfrastruktur investiert haben, können nun von verbesserten Effizienzen und niedrigeren Betriebskosten profitieren, was zu einem Rückgang der Netzentgelte führt.

Auf der anderen Seite gibt es in manchen Gebieten, insbesondere in strukturschwachen Regionen, einen Investitionsstau. Hier führt ein Mangel an Investitionen in die Netzinfrastruktur zu höheren Betriebskosten und somit zu einem Anstieg der Netzentgelte. Die Netzbetreiber rufen hier zudem höhere Gebühren ab, damit sie die die aktuell nötigen Investitionen finanzieren können. Die Unterschiede sind also nicht nur auf regulatorische Maßnahmen oder Effizienzsteigerungen zurückzuführen sein, sondern auch auf historische Entscheidungen und den aktuellen Zustand der Netzinfrastruktur.

So können etwa die historisch bedingten Unterschiede in der Infrastruktur und Wirtschaftskraft zwischen Ost- und Westregionen zu starken Disparitäten in den Netzentgelten führen.

Ein weiterer Grund für die Erhöhung der Netzentgelte ist die Erhöhung der Entgelte durch die Betreiber der Übertragungsnetze. Gemäß des Aufbaus des Netzsystems ist in den zu zahlenden Netzentgelten auch jeweils die Kosten für die darüber liegenden Ebenen enthalten. Der Endabnehmer, etwa am Niederspannungsnetz, zahlt auch für das Mittelspannungs- und Hochspannungsnetz. Somit müssen die Betreiber der Mittelspannungsnetze die Erhöhung der Übertragungsnetzbetreiber in ihren Kalkulationen nun einpreisen, und an ihre Abnehmer weitergeben.

Zusammenfassend zeigt die Analyse der Netzentgelte in der Mittelspannung, dass die starken Unterschiede in den Kosten verschiedene Ursachen haben können. Neben zeitlichen Unterschieden im Netzausbau und Investitionsstaus spielen auch regulatorische Maßnahmen sowie regionale Disparitäten eine entscheidende Rolle. Während einige Regionen von Rückgängen der Netzentgelte profitieren, sehen sich die meisten Regionen mit steigenden Kosten konfrontiert.

Wie kann man diesen Kostensteigerungen entgehen?

Zunächst gilt: Die Netzentgelte sind alternativlos, in jedem Standort ist man an den Netzbetreiber gebunden, und kann sich – ohne den Betrieb zu verlegen – nicht einfach einen günstigeren Anbieter suchen.

Es ist jedoch wichtig zu betonen, dass es Möglichkeiten gibt, die Abhängigkeit von Netzentgelten zu reduzieren. Durch den Einsatz von dezentralen Energieerzeugungssystemen wie Photovoltaik-Anlagen kann lokal Energie produziert und somit die Netznutzung minimiert werden.

Diese Unabhängigkeit führt nicht nur dazu, dass keine Netzentgelte anfallen, sondern ermöglicht auch Einsparungen bei Stromsteuern und anderen Umlagen.

Die dezentrale Energieerzeugung bietet somit nicht nur ökologische Vorteile, sondern auch finanzielle Anreize. Indem Verbraucher auf erneuerbare Energien setzen, können sie nicht nur ihren ökologischen Fußabdruck reduzieren, sondern auch ihre Energiekosten kontrollieren und unabhängiger von regionalen Schwankungen in den Netzentgelten werden. In einer Zeit, in der die Energiewende eine zentrale Rolle spielt, eröffnen solche Lösungen nicht nur Chancen für individuelle Energieautarkie, sondern tragen auch dazu bei, das Stromnetz insgesamt zu entlasten und nachhaltige Energiepraktiken zu fördern.

Quelle: PV Magazine