Das Paradox der Überkapazitäten – Warum Deutschland grünen Strom abregelt

Deutschland zahlt doppelt

An einem sonnigen Samstag im Mai 2025 erzeugt Deutschland mehr erneuerbaren Strom als das Land verbrauchen kann. Die Solaranlagen laufen auf Volllast, der Wind weht kräftig. Der Börsenstrompreis fällt unter null. Produzenten müssen dafür bezahlen, dass jemand ihren Strom abnimmt. Gleichzeitig stehen 1,65 Millionen Elektroautos an Wallboxen, die nicht wissen, dass der Strom gerade verschenkt wird. 2,4 Millionen Batteriespeicher könnten laden – tun es aber nicht. Millionen Wärmepumpen könnten thermische Energie auf Vorrat produzieren – werden aber nicht angesteuert.

Stattdessen werden Windkraftanlagen im Norden abgeregelt. 1,75 Terawattstunden sauberer Strom wurden 2025 freiwillig vernichtet – 25 Prozent mehr als im Vorjahr.^[1] In 575 Stunden war der Börsenstrompreis negativ – neuer Rekord.^[2] Und am Montagmorgen, wenn die Sonne noch nicht scheint und der Wind nachlässt, fahren Gaskraftwerke hoch – betrieben mit importiertem LNG zu Weltmarktpreisen.

Deutschland zahlt doppelt: einmal für den Strom, den es wegwirft. Und einmal für den fossilen Strom, den es importiert, weil es den erneuerbaren nicht nutzen konnte. Die Netzengpassmanagementkosten lagen 2024 bei 3,1 Milliarden Euro.^[3] Und das ist nur der sichtbare Teil.

Die Erzeugung wächst – aber sie reicht bei weitem nicht

Die installierte EE-Leistung stieg 2025 auf rund 210 Gigawatt.^[4] Photovoltaik erreichte 116,9 GWp, Solar legte um 21 Prozent auf 87 TWh zu und überholte erstmals die Braunkohle. Im Juni 2025 kamen fast drei Viertel der Stromproduktion aus erneuerbaren Quellen – 27,5 TWh in einem einzigen Monat.^[5]

210 Gigawatt klingt nach viel. Es ist nicht genug. Es ist erst die Hälfte.

Deutschlands Stromverbrauch lag 2023 bei rund 525 TWh. Durch die Elektrifizierung von Verkehr, Wärme und Industrie wird er bis 2030 auf 680 bis 750 TWh steigen – das prognostizieren übereinstimmend das BMWK, McKinsey und der BEE.^[6] Bis 2035 rechnet McKinsey mit rund 780 TWh. Für Klimaneutralität 2045 wird Deutschland über 1.000 TWh Strom jährlich brauchen – allein die chemische Industrie rechnet mit einem Anstieg von 54 auf über 600 TWh.

Um 80 Prozent des Bedarfs von 750 TWh erneuerbar zu decken, müsste Deutschland rund 600 TWh aus Wind und Solar erzeugen. Aktuell produzieren die 210 GW installierter Leistung rund 290 TWh. Das bedeutet: Deutschland braucht nicht weniger Zubau, sondern mindestens eine Verdopplung der installierten Kapazität auf 400 bis 500 Gigawatt – und langfristig noch deutlich mehr.

Die 1,75 TWh Abregelung sind in diesem Kontext ein Rundungsfehler: gerade einmal 0,6 Prozent der gesamten erneuerbaren Erzeugung. Sie sind kein Zeichen von Überkapazität. Sie sind ein Zeichen dafür, dass Erzeugung und Verbrauch zeitlich nicht zusammenpassen – und dass der digitale Stack, der beides koordinieren könnte, nicht funktioniert.

Die Verbraucher sind auch da

Es fehlt nicht an Abnehmern für den Überschussstrom. 2,4 Millionen Batteriespeicher mit über 25 GWh Kapazität stehen in deutschen Kellern. 1,65 Millionen Elektroautos mit durchschnittlich 60-kWh-Batterien ergeben ein theoretisches Speicherpotenzial von 99 GWh. Millionen Wärmepumpen könnten in Überschussstunden thermische Energie auf Vorrat produzieren – Warmwasser und Gebäudemasse als kostenlosen Speicher nutzen. Elektrolyseure könnten grünen Wasserstoff produzieren, wenn der Strom nahezu kostenlos ist.

Die Hardware für ein flexibles Energiesystem existiert bereits. Technisch wäre die Lösung trivial: Ein Raspberry Pi mit evcc, ein Shelly-Sensor und eine offene API vom Stromanbieter reichen für PV-Überschussladen, Speichersteuerung und Tarifoptimierung in Echtzeit. Tausende Haushalte in Deutschland machen es heute schon – in Eigenregie, an der offiziellen Infrastruktur vorbei.

Warum die Energie trotzdem nicht genutzt wird

Die Antwort ist nicht Physik. Es ist Bürokratie.

Der Smart-Meter-Rollout liegt bei 5,5 Prozent. Ohne intelligentes Messsystem kein dynamischer Tarif – und ohne dynamischen Tarif kein Preissignal, das dem Verbraucher sagt: Lade jetzt, der Strom ist kostenlos. Über 500 der 879 grundzuständigen Messstellenbetreiber hatten Ende 2025 noch nicht einmal mit dem Rollout begonnen. 813 Messstellenbetreiber bauen 813 verschiedene Backend-Inseln – ohne gemeinsame API, ohne zentrale Plattform, ohne Interoperabilität.^[7]

Die §14a-Steuerung steuerbarer Verbrauchseinrichtungen setzt ein SMGW mit CLS-Kanal und Steuerbox voraus. In weniger als einem Prozent der Anlagen ist diese Steuerbox verbaut. Das BSI-zertifizierte Smart Meter Gateway misst mit ±10 Prozent Genauigkeit, aggregiert in 15-Minuten-Blöcke, sendet einmal täglich – und der Endkunde braucht die Genehmigung seines Messstellenbetreibers, um auf seine eigenen Verbrauchsdaten zuzugreifen. In den Niederlanden hat jeder Zähler einen offenen P1-Port, der Sekundenwerte liefert – ohne Freischaltung, ohne Antrag, ab Werk.

Das ist kein technisches Problem. Ein Shelly 3EM für 90 Euro misst genauer als der geeichte Smart Meter, in Echtzeit, per MQTT an jedes beliebige System. Was fehlt, ist die regulatorische Erlaubnis, diese Technik einzusetzen. Das MsbG, die BSI TR-03109, die Rolle des grundzuständigen Messstellenbetreibers als Gatekeeper – jede Schicht des regulatorischen Stacks verhindert, dass Erzeuger und Verbraucher direkt kommunizieren.

Die Konsequenz: Teure Importe statt kostenloser Nutzung

Die volkswirtschaftlichen Kosten sind enorm – und sie steigen mit jedem Gigawatt Zubau, das nicht intelligent genutzt werden kann. Während Überschussstrom abgeregelt wird, importiert Deutschland weiterhin fossile Brennstoffe. Gaskraftwerke springen ein – betrieben mit LNG aus Wilhelmshaven und Brunsbüttel. Deutschland importiert 95 Prozent seines Erdgases und 98 Prozent seines Erdöls.^[6] Jede Kilowattstunde, die in einer Überschussstunde nicht in einen Speicher, ein Elektroauto oder eine Wärmepumpe geflossen ist, fehlt in der Abendspitze – und muss durch Gas ersetzt werden.

Wenn Deutschland nur 10 Prozent der 2025 abgeregelten Energie in Speicher und flexible Verbraucher gelenkt hätte, wären das 175 GWh gewesen – genug, um den Gasverbrauch für Stromerzeugung an mehreren Tagen zu ersetzen. Bei 100 Prozent Nutzung entspricht die abgeregelte Menge dem Jahresverbrauch von über 500.000 Haushalten. Und das Problem wird größer: Je mehr EE-Kapazität zugebaut wird – und der Zubau muss sich verdoppeln –, desto mehr Überschussstrom entsteht an Spitzentagen. Ohne Flexibilität wächst die Abregelung proportional mit dem Zubau.

Das Netz als Flaschenhals

Neben der regulatorischen Blockade gibt es einen physischen Engpass: Die großen Nord-Süd-Leitungen SuedLink und SuedOstLink kommen erst 2028 oder 2029.^[8] Windstrom aus Schleswig-Holstein erreicht Bayern nicht. Die Lösung wäre, den Strom dort zu nutzen, wo er entsteht – in Speichern, Elektroautos und Wärmepumpen im Norden. Aber genau das verhindern die regulatorischen Hürden: Ohne Smart Meter kein dynamischer Tarif, ohne dynamischen Tarif kein Preissignal, ohne Preissignal keine Lastverschiebung.

Das Solarspitzengesetz – Symptombehandlung

Seit Februar 2025 gilt das Solarspitzengesetz: Nullvergütung bei negativen Börsenpreisen, ab der ersten Viertelstunde.^[2] Neue PV-Parks verlieren bis zu 21 Prozent ihrer Einnahmen.^[8] Das Gesetz zwingt Anlagenbetreiber zum Nachdenken über Speicher und Eigenverbrauch. Aber es adressiert nicht die Ursache: dass Millionen Verbraucher bereitstehen, die diesen Überschussstrom aufnehmen könnten – wenn der regulatorische Stack sie ließe. Und es schafft einen gefährlichen Anreiz: Es bestraft den Zubau, statt die fehlende Nutzung zu beheben. Weniger Zubau ist das Letzte, was Deutschland braucht.

Die europäische Perspektive

Deutschland ist bei der Abregelung Spitzenreiter: 1,75 TWh, vor Frankreich (1,43 TWh) und den Niederlanden (0,71 TWh).^[1] Aber Deutschland ist auch Spitzenreiter bei der Komplexität seines Smart-Meter-Systems. Die Niederlande haben nahezu 100 Prozent Abdeckung mit offenem P1-Port. Schweden ebenfalls. Frankreich hat den Linky flächendeckend verbaut für 22 Euro pro Jahr. Deutschland hat ein BSI-zertifiziertes Gateway für 130 bis 230 Euro pro Jahr bei 5,5 Prozent Abdeckung – das komplexeste und teuerste Smart-Meter-System der Welt, das am wenigsten leistet.

In Ländern mit funktionierender digitaler Infrastruktur können Verbraucher auf Überschussstrom reagieren. In Deutschland können sie es nicht – weil der regulatorische Stack es verhindert.

Die Absurdität auf den Punkt gebracht

Deutschland braucht mehr erneuerbaren Strom, nicht weniger. Der Bedarf wird sich bis 2035 auf 780 TWh nahezu verdoppeln. Die installierte Kapazität muss auf 400 bis 500 Gigawatt wachsen. Jedes neue Windrad und jede neue Solaranlage ist dringend nötig. Aber jedes Gigawatt Zubau ohne funktionierenden digitalen Stack produziert mehr Überschuss zur falschen Zeit – und mehr teure Lücken zur richtigen.

Deutschland baut die modernsten Windkraft- und Solaranlagen der Welt. Es verbaut Millionen Speicher, Wärmepumpen und Elektroautos. Und dann schaltet es zwischen Erzeuger und Verbraucher einen bürokratischen Stack aus 813 Messstellenbetreibern, BSI-Zertifizierungen, verplombten Gateways und 15-Minuten-Abrechnungsintervallen, der verhindert, dass beide miteinander reden können. Der Überschussstrom wird vernichtet. Und wenige Stunden später importiert dasselbe Land teures Erdgas, um Gaskraftwerke zu betreiben.

Das ist keine technische Unmöglichkeit. Das ist gewollte Bürokratie – ein System, das Sicherheit über Funktionalität stellt, Abrechnungspräzision über Echtzeitsteuerung und regulatorische Rollen über praktische Ergebnisse. Die Energiewende scheitert nicht an der Erzeugung. Sie scheitert daran, dass Deutschland seine eigene Energie nicht nutzen darf.

Dies ist Teil 1 einer vierteiligen Blogreihe. Weiter mit Teil 2: Was Deutschland die Energieabhängigkeit kostet.