2025 gab es mehr Solarstrom, aber weiniger Windstrom. Die Strompreise am Spotmarkt sind gegenüber 2024 gestiegen.
Mengen
Während in Pressemeldungen zur Stromerzeugung 2025 die erneute Zunahme der Solarstromerzeugung bejubelt wird, wird geflissentlich verschwiegen, dass die Windstromerzeugung trotz größerer instalierter Leistung erneut rückläufig war, Schuld war das Wetter. Die Windstromerzeugung lag nur 3 TWh über der von 2020. Bei derartigen Schwankungen kann Windkraft wohl kaum für Planungssicherheit sorgen. Auch die Wasserkraft hat wegen geringer Niederschläge weniger beigesteuert. Die fossile Stromerzeugung ist deswegen sogar marginal angestiegen, die Stromerzeugung insgesamt ebenfalls.
Der Nettozubau an Windkraftanlagenkapazitäten hinkt nach wie vor den Zielen im EEG hinterher und zeigt keine nennenswerte Beschleunigung. Bis Ende 2026 sollen 84 GW installiert sein, da fehlen noch 16 GW. 2025 sind ca. 4 GW netto (also abzüglich Rückbauten) gebaut worden. Bei der Solarenergie hingegen geht es seit 2022 steil nach oben. Mit rund 115 GW fehlen nur noch ca. 13 GW zum EEG-Ziel; bei dem Tempo des Jahres 2025 ist das nicht einmal ambitioniert. Die Offshore-Windkraft stagnierte 2025, was wenig aussagekräftig ist, weil der Ausbau dort grundsätzlich in Schüben verläuft.
Der Stromverbrauch (ohne Eigenversorgung) ist nur marginal gegenüber 2024 angestiegen, das Vorkrisenniveau noch lange nicht wieder erreicht, obwohl Wärmepumpen, E-Autos, Wasserelektrolyse, Rechenzentren/KI und die Elektrifizierung des Energieverbrauchs in der Industrie den Stromverbrauch massiv ansteigen lassen sollen. Der Handelssaldo war erneut negativ, d.h. es wurde mehr importiert als exportiert, allerdings nicht mehr so viel wie 2024.
Die gestiegene Solarstromerzeugung findet sich fast ausschließlich im Sommer, obwohl die Wintermonate saisonal weit überdurchschnittlich viel Sonnenstrahlung gebracht haben. Die Windenergie lag von Februar bis April weit unter dem Saisonüblichen. Da der Stromverbrauch saisonal gegenläufig zur Solareinspeisung verläuft, ergeben sich entsprechend in den Sommermonaten sehr hohe EE-Quoten bezogen auf den Stromverbrauch, im Juni sogar über 70%, in den Wintermonaten hingegen, liegt die Quote viel tiefer, im Februar gerade einmal bei 43%. Das Gebäudeenergiegesetz unterstellt – bereits seit 2023 – dass die EE-Quote über 65% liegt. Im Winter wird das auf absehbare Zeit nicht erreicht werden. Abgesehen davon kommt es für die CO2-Emissionen nicht auf die durchschnittliche Stromerzeugung an, sondern auf die des letzten zum Einsatz kommenden Kraftwerks.
Größter Nettoimporteur von Strom war 2025 Dänemark, weil dort die Windkraft konsequent ausgebaut wird. Die Importe aus Frankreich waren etwas niedriger als im Vorjahr, weil die Kernkraftwerke nicht mehr ganz so gut liefen. Aufgrund der geringen Niederschläge hat Östereich noch mehr Strom importiert aös 2024. Auch Polen und Tschechien haben mehr Kohlekraft durch importierten EE-Strom und wegen der hohen CO2-Preise auch importierten Strom aus Erdgas ersetzt.
Preise
Bei den Spotpreisen ging es 2025 aufwärts. Der mittlere Spotpreis für Strom ist um mehr als 11 €/MWh gestiegen, auch bei Erdgas und CO2 ging es deutlich nach oben, alle Durchschnittspreise blieben aber unter dem Niveau von 2023.
Bei der Betrachtung der monatlichen Verteilung zeigt sich, dass es im ersten Quartal sehr hohe Preise gab, weil zu wenig Wind zur Verfügung stand und die Gaspreise sehr hoch waren. Die Preisunterschiede zwischen Sommer und Winter haben bei Strom deutlich zugenommen. Der teuerste Monat Februar hat mehr als doppelt soviel gekostet wie der billigste Monat Juni. Neben der saisonalen Verteilung der Solarstromerzeugung trägt auch der höhere Verbrauch im Winter dazu bei. Dieser Trend wird sich verstärken.
Das ungünstige Einspeiseprofil in Verbindung mit hohen Mengen von Solarstrom dominiert auch die Risikostruktur der Spotpreise. In den Sommermonaten gibt es die meisten Überschusspreise und die meisten negativen Spotpreise. Während die Überschusspreise gegenüber 2024 leicht zurückgegangen sind, ist die Zahl der negativen Preise auf 575 Stunden gestiegen. Auch dieser Trend wird sich fortsetzen; im Frühjahr 2026 werden noch einmal rund 15 GW mehr PV am Netz sein als ein Jahr zuvor. Das Problem der Hellbrise wird insbesondere in Süddeutschland dieses Jahr noch größer sein.
Die Auswirkungen auf die Profilfaktoren (Marktwerte) sind offenkundig. Für PV ist der Jahreswert von 0,615 2024 auf 0,496 2025 gesunken, d.h. PV-Strom war 2025 4,46 ct/kWh wert – weniger als 2024 trotz gestiegener Spotpreise. 2026 wird es noch weniger sein. Für Windkraft an Land hingegen ist der Profilfaktor von 0,846 auf 0,873 gestiegen, was maßgeblich an der geringen Windstromerzeugung lag. Das ist wie bei der Ernte: entweder sind die Mengen hoch und die Preise (Profilfaktoren) niedrig oder die Mengen niedrig und die Preise hoch. Für Windenergie auf See ist der Wert von 0,925 auf 0,959 gestiegen. Offshore-Wind ist somit rund 10% mehr wert als Onshore-Wind.
Am Terminmarkt zeigte sich 2025 ein gemischtes Bild. Während das Frontjahr im Saldo über das Jahr rund 7 €/MWh nachgegeben hat, hat 2028 um etwa den gleichen Betrag zugelegt. 2027 war am Ende unverändert. Dazwischen gab es jeweils Höhen und Tiefen, so konnte 2026 auch für unter 78 €/MWh oder für über 101 €/MWh gekauft werden.
Bei CO2 stand für alle Lieferfristen am Ende des Jahres ein deutliches Plus von rund 10 €/EUA. Bei Erdgas hingegen ging es abwärts, für 2026 immerhin um ca. 12 €/MWh, für 2028 nur rund 2 €/MWh, so dass sich die Backwardation deutlich abgeschwächt hat. Es kommen große Mengen zusätzliches LNG aus den USA auf den Markt.
