Worum es auf dem Strommarkt jetzt wirklich geht: Energiewende vor Ort braucht faire Spielregeln

Stellen wir uns eine normale Straße vor: Auf den Dächern liegen Solaranlagen. Im Keller steht ein Speicher. Abends lädt ein E-Auto. Daneben läuft eine Wärmepumpe. Im Mehrfamilienhaus wohnen Menschen, die kein eigenes Dach besitzen. Ein paar Meter weiter gibt es einen Supermarkt, eine Schule, ein Gemeindegebäude, einen Handwerksbetrieb oder einen Gewerbehof.

Viele dieser Gebäude könnten tagsüber Strom erzeugen. Einige könnten ihn speichern. Andere könnten ihn genau dann verbrauchen, wenn er vor Ort entsteht. Die naheliegende Frage lautet: Warum nutzen wir diesen Strom nicht viel stärker dort, wo er entsteht?

Genau das wäre Energiewende vor Ort: Strom aus der Region wird erzeugt, gespeichert, geteilt und verbraucht. Nicht gegen das Stromnetz, sondern mit ihm. Nicht als Konkurrenz zu großen Kraftwerken, Netzbetreibern oder Energieversorgern, sondern als Ergänzung – eine, die Netze entlasten, Preise stabilisieren, regionale Wertschöpfung schaffen und Bürger stärker beteiligen kann.

Der Leitgedanke dahinter ist einfach: Gleichberechtigung im Energiesystem. Wer Pflichten bekommt, braucht auch Rechte. Wer Fristen einhalten muss, muss sich auf Fristen verlassen können. Wer Kosten tragen soll, braucht Einfluss auf die Lösung. Und wer netzdienlich handeln soll, braucht Technik, Daten und Regeln, die das überhaupt ermöglichen.

Vom Einbahnstraßennetz zum bidirektionalen System

Unser Stromsystem wurde lange von oben nach unten geplant: große Kraftwerke, Hochspannung, Mittelspannung, Niederspannung, Verbraucher. Strom wurde zentral erzeugt, von wenigen großen Energiekonzernen geprägt, über große Leitungen verteilt und am Ende von Haushalten und Betrieben verbraucht. Für das alte System war das logisch. Für das neue ist es zu einfach.

Heute entsteht Strom auch auf Hausdächern, an Gewerbehallen, auf Parkplätzen, an Lärmschutzwänden, auf landwirtschaftlichen Flächen und in Quartieren. Die Niederspannung ist nicht mehr nur das Ende der Leitung. Sie ist längst selbst Erzeugungs-, Speicher- und Steuerungsebene. Das Stromnetz ist nicht mehr Einbahnstraße, sondern wird zum wechselseitigen System.

Negative Börsenpreise zeigen nicht einfach „zu viel Energiewende“. Sie zeigen vor allem zu wenig
Zusammenspiel zwischen Erzeugung, Verbrauch, Netz und Speicherung. Wenn mittags viel Solarstrom vorhanden ist, aber Speicher, flexible Verbraucher, lokale Abnahme und digitale Steuerung fehlen, wird Strom abgeregelt oder entwertet. Das ist kein Naturgesetz, sondern ein Organisationsproblem.

Wir brauchen Speicher deshalb nicht nur im großen Maßstab. Wir brauchen sie auch dort, wo Strom entsteht und verbraucht wird: in Häusern, Mehrfamilienhäusern, Quartieren, Gewerbegebieten, Ortsnetzen und an Trafostationen. Auch E-Autos können helfen, wenn sie Strom nicht nur laden, sondern später wieder abgeben.

Vehicle-to-Grid und bidirektionales Laden sind wichtige Bausteine – aber nicht die ganze Lösung. Ebenso wichtig sind Quartiers-, Gewerbe- und Netzspeicher, flexible Wärmepumpen, steuerbare Wallboxen und lokale Verbraucher, die Strom dann nutzen können, wenn er reichlich vorhanden ist.

Heimspeicher leisten heute einen wichtigen Beitrag: Sie kappen die solare Mittagsspitze und erhöhen den Eigenverbrauch. Für das Gesamtsystem könnten sie noch mehr leisten, wenn sie mit lokalen Netzsignalen oder dynamischen Tarifen so gesteuert würden, dass sie auch fremden Solarstrom aus der Nachbarschaft aufnehmen oder abends Lastspitzen abfangen. Dafür braucht es Smart Meter, klare Regeln und Anreize für netzdienliches Verhalten – keine Pflicht, aber eine Möglichkeit.

Der Smart Meter als Engpass – auch in Zahlen

Viele dieser Lösungen brauchen intelligente Stromzähler. Doch der Rollout kommt in Deutschland viel zu langsam voran. Nach Daten der Bundesnetzagentur waren zum Stichtag 31. Dezember 2025 bundesweit erst rund 23,3 Prozent der quotenrelevanten Pflichteinbaufälle mit intelligenten Messsystemen ausgestattet – und das ist die Pflichtgruppe, also Letztverbraucher mit über 6.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch oder Anlagen mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen und Wallboxen. Bezogen auf alle Messlokationen liegt die Ausstattung mit intelligenten Messsystemen bundesweit bei rund 5,5 Prozent. 

Die oft zitierte „20-Prozent-Quote“ klingt also nach Fortschritt, betrifft aber nur einen kleinen Teil der Messstellen – nicht den durchschnittlichen Haushalt, nicht den durchschnittlichen Mieter, nicht das durchschnittliche Mehrfamilienhaus.

Es geht aber nicht nur um Haushalte und Betriebe. Auch das Netz selbst braucht Intelligenz: Transformatoren, Ortsnetzstationen und Leitungsabschnitte in Nieder- und Mittelspannung müssen besser überwacht und gesteuert werden. Dieser Bereich liegt wesentlich bei den Verteilnetzbetreibern.

Und gerade dort ist Deutschland vielerorts noch viel zu blind unterwegs. Wenn nicht klar ist, was im Ortsnetz wirklich passiert, kann auch niemand sauber planen, steuern oder lokale Flexibilität sinnvoll nutzen.

Ein Stromsystem mit Millionen Solaranlagen, Wärmepumpen, Wallboxen und Speichern lässt sich nicht mit dem Informationsstand eines alten Einbahnstraßennetzes betreiben. Wer lokale Energiewende will, braucht digitale Zähler beim Kunden – und digitale Intelligenz im Netz.

Lokale Energieräume: Ansätze gibt es, aber sie sind zu kompliziert

Mit dem neuen § 42c EnWG, der seit Dezember 2025 gilt, wurde erstmals ein Rechtsrahmen für die gemeinsame Nutzung von erneuerbarem Strom über das öffentliche Netz geschaffen. Ab 1. Juni 2026 gilt das innerhalb des Bilanzierungsgebietes eines Verteilnetzbetreibers, ab 1. Juni 2028 zusätzlich in unmittelbar angrenzenden Bilanzierungsgebieten derselben Regelzone.

Voraussetzung ist eine Viertelstundenmessung über intelligente Messsysteme. Die Gesetzesbegründung selbst räumt ein, dass kurz- bis mittelfristig kein Massengeschäft zu erwarten sei. 

Es gibt also Ansätze: Mieterstrom, gemeinschaftliche Gebäudeversorgung, Bürgerenergie, jetzt Energy Sharing. Aber ein verständliches lokales oder regionales Strommodell – für eine Straße, ein Quartier, einen Ortsteil, eine Gemeinde oder ein Gewerbegebiet – ist nicht niedrigschwellig ausgestaltet.

Aus einer guten Idee wird schnell ein Bürokratieprojekt: Messkonzept, Vertrag, Abrechnung, Reststromversorgung, Datenübertragung, Bilanzkreis, Marktkommunikation. Für Fachleute ist das schon anspruchsvoll. Für Bürger, Mieter, kleine Betriebe, Hausverwaltungen und Handwerker wird es schnell abschreckend.

Gleichberechtigung im Energiesystem

Auch bei Netzanschluss und Netzausbau zeigt sich eine Schieflage. Kleine Betreiber müssen Vorgaben, Nachweise und Fristen erfüllen, technische Anforderungen einhalten, Steuerbarkeit ermöglichen, Zählerkonzepte umsetzen, Anmeldungen machen und auf Rückmeldungen warten. Fehler können Zusatzkosten, Verzögerungen oder wirtschaftliche Nachteile auslösen.

Wenn aber Netzanschlüsse lange dauern, Netzverstärkungen verschoben werden, digitale Prozesse fehlen oder Smart Meter nicht verfügbar sind, bleiben die Folgen für große Strukturen oft deutlich schwächer. Das ist keine Gleichberechtigung im Energiesystem.

Dabei darf niemand so tun, als sei Netzausbau nur eine Frage politischer Zielzahlen oder fehlenden Geldes. Geld allein baut kein Netz. Wenn Tiefbauer, Elektrofirmen, Planer, Monteure, Material und wirtschaftlich attraktive Ausschreibungen fehlen, kommt kein Kabel in die Erde und keine Ortsnetzstation ans Netz.

Das sieht man auch regional: Für Ostsachsen stellt die Europäische Investitionsbank der SachsenEnergie-Gruppe 400 Millionen Euro zur Verfügung; bis 2027 plant SachsenEnergie mit SachsenNetze Investitionen von insgesamt 732 Millionen Euro in die Stromnetze. 

Die Größenordnung stimmt – aber entscheidend ist, ob Planung, Vergabe, Material, Personal und regionale Umsetzungskapazitäten tatsächlich Schritt halten.

Netzausbau ist notwendig, aber er ist vor Ort nicht abstrakt. Er bedeutet Baustellen, Sperrungen, Umleitungen, Stau und Ärger. Genau deshalb muss der Nutzen sichtbar bei den Menschen ankommen: schnellere Anschlüsse, bessere lokale Strommodelle, Speicher vor Ort, stabile Preise und regionale Wertschöpfung. Wer Akzeptanz will, darf den Bürgern nicht nur Belastungen zumuten, sondern muss ihnen auch Vorteile ermöglichen.

Lokaler Strom als Preis- und Gerechtigkeitsfrage

Heute profitieren vor allem diejenigen direkt, die ein eigenes Dach, Kapital und passende technische Möglichkeiten haben. Wer zur Miete wohnt, kein geeignetes Dach besitzt oder in einem Mehrfamilienhaus lebt, zahlt oft weiter den normalen Strompreis. Eine Energiewende, die nur Eigentümer erreicht, verliert Akzeptanz.

Der durchschnittliche Haushaltsstrompreis lag laut BDEW-Strompreisanalyse vom April 2026 bei rund 37,0 Cent pro Kilowattstunde. Davon entfielen etwa 15,2 Cent auf Beschaffung und Vertrieb, 9,3 Cent auf Netzentgelte und 12,6 Cent auf Steuern, Abgaben und Umlagen.

Ein Rechenbild zeigt, was möglich wäre, wenn lokale Wertschöpfung wirklich vor Ort ankäme: Würde regional erzeugter und zeitnah genutzter Strom langfristig für etwa 7 Cent je Kilowattstunde an den Erzeuger oder Speicherbetreiber vergütet, käme rund 1 Cent als lokale Dienstleistermarge für den Verteilnetzbetreiber hinzu.

Dazu kämen die regulär anfallenden Netzentgelte von rund 9 Cent und die weiterhin geltenden Steuern, Abgaben und Umlagen von rund 13 Cent. Daraus ergäbe sich rechnerisch ein Verbrauchspreis in der Größenordnung von etwa 30 Cent – und damit rund 7 Cent unter dem heutigen Durchschnitt.

Das ist keine Tarifzusage und keine Beschreibung der heutigen Rechtslage, sondern ein Modell für faire lokale Wertschöpfung. Der Vorteil läge in der Stabilität: Investitionen in Erzeugung und Speicher vor Ort sind erbracht, der Preis wäre weniger von Gas- oder Großhandelsmarktschwankungen abhängig.

Damit solche Modelle netzverträglich funktionieren, reicht ein normaler dynamischer Börsenstromtarif nicht. Ein lokaler Energieaustausch braucht lokale Netzsignale: Wenn in einem Quartier viel Solarstrom vorhanden ist und der Transformator noch Kapazität hat, sollten Speicher, Wärmepumpen und E-Autos günstiger laden können.

Wenn das Ortsnetz dagegen angespannt ist, darf ein niedriger Börsenpreis nicht automatisch zusätzlichen Verbrauch auslösen. Lokale dynamische Tarife und differenzierte Netzentgelte gehören deshalb zusammen – vorausgesetzt, sie sind sauber gestaltet, damit Kosten nicht einseitig auf Nicht-Teilnehmer verschoben werden.

Auch bei den Stromkosten wird häufig zu einfach argumentiert. Hohe Preise werden gern pauschal den Erneuerbaren zugeschoben. Das greift zu kurz. Ein großer Teil des Strompreises besteht aus Netzentgelten, Steuern, Abgaben, Umlagen und Vertriebskosten.

Darin stecken auch Entlastungen und Sonderregeln für energieintensive Unternehmen und besondere Netznutzer. Politisch kann man solche Entlastungen für Industriearbeitsplätze begründen. Fair wird es aber erst, wenn offen gesagt wird, wer sie am Ende mitträgt: private Haushalte, kleine Betriebe, Handwerk und Mittelstand über Strompreis, Umlagen, Netzentgelte oder Steuern.

Teuer ist nicht der Solarstrom vom Dach oder der Windstrom an sich. Teuer wird ein System, das günstigen Strom abregelt, Netze zu spät ausbaut, Speicher zu wenig einbindet und dann für Dunkelflauten teure Reservekapazitäten vorhalten muss – häufig gasbasiert.

Wer Stromkosten wirklich senken will, muss deshalb nicht die Energiewende bremsen, sondern Flexibilität aufbauen: chemische, mechanische und thermische Speicher, intelligente Ortsnetze, steuerbare Verbraucher und klare Regeln für lokale Nutzung.

Solarstrategie: Wertschöpfung vor Ort statt Flächendruck

Große Solarparks können einen Beitrag leisten. Sie liefern viel Strom, oft zu niedrigen Kosten, und gehören zum Energiemix. Sie dürfen aber nicht zur Hauptantwort werden, wenn dadurch Dachanlagen, Bürgerenergie, Handwerk, Mieterstrom, lokale Speicher und regionale Wertschöpfung geschwächt werden.

Aufdach-PV nutzt vorhandene Flächen. Parkplatz-PV nutzt bereits versiegelte Flächen. Agri-PV kann Landwirtschaft und Stromerzeugung verbinden. Gewerbedächer, Schulen, kommunale Gebäude, Supermärkte und Parkflächen sind riesige Potenziale – dort, wo Menschen wohnen, arbeiten, einkaufen und Strom verbrauchen.

Freiflächenanlagen entstehen dagegen oft dort, wo Fläche verfügbar ist, nicht zwingend dort, wo der Strom gebraucht wird. Das kann zusätzlichen Netzausbau, längere Transportwege und Nutzungskonflikte mit Landwirtschaft, Landschaftsschutz und Natur verursachen.

Umso kritischer ist, was im Referentenentwurf zum EEG 2027 vorgesehen ist. Nach dem im Februar 2026 bekannt gewordenen Entwurf soll für neue Photovoltaikanlagen unter 25 Kilowatt zum 1. Januar 2027 die feste Einspeisevergütung komplett wegfallen. Stattdessen ist eine befristete Übergangs-Netzbetreiberabnahme zum reinen Marktwert vorgesehen, die ab 2029 vollständig entfällt.

Für Anlagen ab 25 Kilowatt soll die Direktvermarktung verpflichtend werden – bei einem einheitlichen anzulegenden Wert von 6,2 Cent pro Kilowattstunde für die Klasse zwischen 25 und 100 Kilowatt. Zusätzlich soll die Einspeiseleistung kleinerer Anlagen dauerhaft auf 50 Prozent der installierten Leistung gekappt werden.

Direktvermarktung zu verlangen, ohne dass Smart Meter, einfache Abwicklung und passende Förderung flächendeckend vorhanden sind, ist eine Schieflage. Bundesverband des Solarhandwerks und Fraunhofer ISE bewerten die Direktvermarktung kleiner Anlagen aktuell als technisch wie wirtschaftlich nicht tragfähig. So wird aus Bürgerenergie schnell ein Profimarkt.

Dass lokale Lösungen kein Wunschbild sind, zeigt eine vom Bundeswirtschaftsministerium beauftragte Studie zur regionalen Wertschöpfung durch Erneuerbare Energien (IÖW, Berlin-Institut, IW Consult, 2026). Bereits 2023 erzeugten Wind- und Solarenergie bundesweit rund 10 Milliarden Euro direkte Wertschöpfung und etwa 51.000 Vollzeitarbeitsplätze. Davon verblieben rund 5,5 Milliarden Euro direkt in den Standortregionen.

Die Studienautoren weisen ausdrücklich darauf hin, dass bei Photovoltaik-Dachanlagen besonders viel Wertschöpfung in der Region bleibt, weil Bau und Wartung typischerweise durch lokale Handwerksbetriebe erfolgen.

Wessen Sicht prägt die Reform?

Zur Ehrlichkeit gehört auch der Blick auf Interessen. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche war von Januar 2020 bis Mai 2025 Vorstandsvorsitzende der Westenergie AG, einer Tochter der E.ON SE, und davor von 2015 bis 2019 Hauptgeschäftsführerin des Verbandes kommunaler Unternehmen.

Das ist kein Vorwurf, aber ein relevanter Hintergrund. Wenn neue Regeln stärker auf Marktpflichten, Direktvermarktung und professionelle Abwicklung setzen, profitieren davon eher große Energieunternehmen, Stadtwerke und spezialisierte Dienstleister als kleine Bürgerprojekte.

Energieversorger, Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber, Stadtwerke, Messstellenbetreiber, Direktvermarkter, Aggregatoren und Projektentwickler bleiben wichtig. Ohne sie funktioniert das Energiesystem nicht. Sie haben Fachwissen, Kapital, Infrastruktur und Verantwortung. Aber sie dürfen nicht die einzigen Gewinner der neuen Regeln sein.

Welche Energiewelt wollen wir?

Eine moderne Energiepolitik müsste lokale und regionale Energieräume als eigene Ebene ernst nehmen. Sie müsste Smart Meter und intelligente Ortsnetze beschleunigen. Sie müsste Speicher in Niederspannung und Mittelspannung systematisch einbinden.

Sie müsste Netzbetreiber stärker auf Transparenz, Digitalisierung und verbindliche Ausbauplanung verpflichten. Und sie müsste Energy Sharing, Mieterstrom und gemeinschaftliche Versorgung so einfach machen, dass normale Menschen sie verstehen und nutzen können.

Nicht jeder Bürger muss Energieexperte werden. Nicht jede Hausgemeinschaft braucht einen eigenen Juristen. Nicht jeder kleine Anlagenbetreiber kann sich wie ein Energiehandelsunternehmen verhalten. Wenn die Energiewende vor Ort funktionieren soll, müssen die Regeln zur Wirklichkeit der Menschen passen – nicht nur zur Logik der Marktakteure.

Die Energiewende der Zukunft sollte nicht alte Geschäftsmodelle schützen, sondern neue Lösungen ermöglichen.

Wer möchte, dass diese Sicht im Gesetz ankommt, sollte sich einbringen: Abgeordnete anschreiben, im Wahlkreisbüro anrufen, mit der Kommune sprechen, Fachverbände unterstützen und praktische Erfahrungen schildern. Gerade Menschen aus Handwerk, Kommunen, Wohnungswirtschaft, Landwirtschaft, Mittelstand und Bürgerschaft sollten erklären, was vor Ort funktioniert – und was durch schlechte Regeln verhindert wird.

Die Energiewende wird nicht nur in Ministerien, Konzernzentralen und Leitwarten entschieden. Sie entscheidet sich auch in normalen Straßen, auf normalen Dächern, in normalen Kellern, in Ortsnetzen, an Transformatoren und in Gemeinden. Genau dort braucht sie faire Spielregeln.

Philipp Schnabel betreibt in Radeberg einen Elektrofachbetrieb und hat daher ein berufliches Interesse an Photovoltaik, Speichern und lokalen Energielösungen. Gerade deshalb sieht er in der täglichen Praxis, wo die Energiewende funktioniert – und wo sie unnötig schwer gemacht wird.