Kapazitätsmarkt, EEG-Novelle und Netzanschlusspaket werden die Stromkosten für Industrie und Verbraucher eher erhöhen als senken. Zu diesem Ergebnis kommt eine Analyse des Internationalen Wirtschaftsforums Regenerative Energien (IWR) in Münster.

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche stellt das Paket unter das Leitbild „mehr Markt und weniger Dauerförderung” und verspricht Versorgungssicherheit, Planbarkeit und Kosteneffizienz. Das IWR argumentiert, die Kombination wirke in die andere Richtung: Die Steuerung des deutschen Stromsystems verschiebe sich vom wettbewerblichen Markt hin zu regulierten Netzmonopolen und staatlich organisierten Kapazitätsmechanismen.

Netzbetreiber stehen nicht im klassischen Wettbewerb. Das IWR verweist auf eine BNE-Analyse, wonach die 18 größten Verteilnetzbetreiber 2024 im marktanteilsgewichteten Durchschnitt eine handelsrechtliche Eigenkapitalrendite von 30,1 Prozent erzielten. Künftig könnten sie stärker beeinflussen, welche Anlagen wann und unter welchen Bedingungen ans Netz kommen. Betreiber gesicherter Leistung erhielten über den Kapazitätsmarkt zusätzlich zu Strommarkterlösen eine Vergütung, während Erneuerbare stärker dem Markt ausgesetzt und ihr Ausbau enger an verfügbare Netzkapazitäten gebunden würde.

„Das ist keine zukunftsorientierte Energiepolitik, sondern eine Verschiebung der Steuerung der Energiewende hin zu Akteuren und Erlösmodellen, die deutlich weniger unter dem Kostendruck eines wettbewerblichen Strommarktes stehen — mit weitreichenden Folgen”, sagte Dr. Norbert Allnoch, Geschäftsführer des IWR.

Bei neuen Windenergieanlagen verlagert das Netzanschlusspaket das Engpassrisiko auf die Betreiber: Der vorgesehene Redispatch-Vorbehalt ermöglicht einen Netzanschluss unter Verzicht auf finanziellen Ausgleich bei späteren Abregelungen. Hinzu kommen Änderungen am Windenergie-Referenzertragsmodell und eine stärkere Begrenzung der PV-Einspeiseleistung. Neue kleine Dach-PV-Anlagen erhielten keine EEG-Mindestvergütung mehr und müssten ihren Strom selbst vermarkten, was nach IWR-Einschätzung etablierte Marktakteure begünstigt. Batteriespeicher blieben beim Netzanschluss mit Baukostenzuschüssen belastet.

Das IWR widerspricht zudem der verbreiteten Annahme, mehr Gaskraftwerke senkten die Preise. Nach dem Merit-Order-Prinzip bestimmt das letzte bezuschlagte Kraftwerk den Preis für alle. Mehr Erneuerbare verdrängen teurere Kraftwerke und senken den Preis; wird ihr Ausbau gebremst, bleibt Gas häufiger das preissetzende Grenzkraftwerk. Der europäische Gaspreis (TTF) lag Mitte August 2026 bei rund 62,50 Euro je MWh — bei 50 Prozent Wirkungsgrad allein 12,5 Cent Brennstoffkosten je kWh. Der parallele Kohleausstieg verschärft den Effekt, wenn Kohlestrom durch Gas statt durch Erneuerbare und Speicher ersetzt wird.

Die Finanzierung des Kapazitätsmarkts soll ab 2031 über eine neue Umlage erfolgen; das Bundeswirtschaftsministerium veranschlagt für die Kapazitätsförderung in jenem Jahr 1 bis 3 Milliarden Euro, getragen von den Stromverbrauchern. Reiche selbst erklärte Anfang August, spürbare Entlastungen werde es erst in den 2030er Jahren geben. Das IWR plädiert stattdessen dafür, das gesamte Systemportfolio zu optimieren — Erneuerbare, Speicher, Netze, flexible Nachfrage und gesicherte Leistung — und sieht in der Kombination aus Erneuerbaren und Speichern als Standard großer Ausschreibungen einen gangbaren Weg. Ultranet, A-Nord, SuedLink und SuedOstLink sollen bis 2028 fertiggestellt sein und Engpässe sowie Redispatch-Bedarf verringern.