Deutschland steht im Stromsektor vor einem tiefgreifenden Wandel, der durch ehrgeizige Nachfrageprognosen, weitreichende politische Reformen sowie den beschleunigten Ausstieg aus Kohle- und Kernkraft vorangetrieben wird.

(WK-intern) – Angesichts der steigenden Nachfrage – bedingt durch die Elektrifizierung von Verkehr, Wärme und Industrie – und eines Anteils erneuerbarer Energien an der installierten Leistung, der bis 2025 auf über 73 % anwachsen soll, werden neue politische Instrumente eingeführt.

Die Reform EEG-2027 und die Einführung eines modernen Kapazitätsmarktes dürften laut GlobalData, einer führenden Plattform für Marktanalysen und Produktivitätslösungen, grundlegende Veränderungen bei der Energiewende des Landes bewirken.

Der aktuelle Bericht von GlobalData mit dem Titel „Germany Power Market Trends and Analysis by Capacity, Generation, Transmission, Distribution, Regulations, Key Players and Forecast to 2035“ zeigt, dass die installierte Leistung aus erneuerbaren Energien in Deutschland deutlich steigen wird: von rund 73 % im Jahr 2025 auf fast 88 % bis 2035.

Gleichzeitig wird erwartet, dass der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen im selben Zeitraum auf nahezu 80 % anwächst. Offshore-Windkraft, Photovoltaik und Onshore-Windkraft dürften sich dabei als die wichtigsten Wachstumstreiber erweisen, während die thermische Stromerzeugung zurückgeht und Gaskraftwerke als flexible Absicherung an Bedeutung gewinnen.

Der Kapazitätsmarkt, der bis Ende 2027 voll funktionsfähig sein soll, zielt darauf ab, Zuverlässigkeit und Abrufbarkeit stärker in den Fokus zu rücken. Angesichts des geplanten Kohleausstiegs bis 2038 und der bereits 2023 abgeschalteten Kernkraftwerke ist Deutschland zunehmend auf diesen Kapazitätsmarkt angewiesen, um Versorgungslücken zu vermeiden und die Systemadäquanz zu gewährleisten. Gleichzeitig markiert das EEG-2027 einen entscheidenden Wandel bei der Vergütung von Strom aus erneuerbaren Energien.
Feste Einspeisevergütungen – einst das Rückgrat der deutschen Förderung von Wind-, Solar- und Biomasseenergie – werden schrittweise abgeschafft.

Attaurrahman Ojindaram Saibasan, Energieanalyst bei GlobalData, kommentiert: „Neue Projekte werden typischerweise über wettbewerbliche Ausschreibungen oder Direktvermarktungsmodelle in den Markt eintreten, wobei kleinere Anlagen während der Umstellungsphase Übergangshilfen oder Boni erhalten. Größere Projekte müssen nun ihre Erzeugung, ihren Standort und ihr Betriebsprofil optimieren, anstatt sich lediglich auf garantierte Vergütungen zu verlassen; dies treibt den Sektor hin zu einer marktorientierten Leistungsweise.“

Auch der deutsche Strombedarf steht vor einem starken Anstieg. Der jährliche Verbrauch, der für 2025 auf rund 466 TWh geschätzt wird, soll bis 2035 auf über 576 TWh anwachsen, was den dringenden Investitionsbedarf im Übertragungsnetz unterstreicht. Offshore-Windparks in Nord- und Ostsee erfordern verstärkte Hochspannungskorridore, um den Strom in die Industriezentren im Süden zu transportieren. Verzögerungen beim Bau und der Genehmigung dieser Übertragungswege bergen das Risiko, dass Strom aus erneuerbaren Energien durch Abregelungen oder Einschränkungen der Einspeisung ungenutzt bleibt.

Saibasan ergänzt: „Neben diesen grundlegenden Veränderungen werden auch die Marktdynamiken komplexer. Negative Großhandelspreise – die bei hoher Wind- oder Solareinspeisung und geringer Nachfrage auftreten – sorgen bereits heute für Volatilität bei den Erlösen. Da feste Fördermechanismen wegfallen, müssen Projekte solche Risiken einkalkulieren, darunter Preisschwankungen, Einschränkungen beim Netzzugang und Verzögerungen bei der Projektrealisierung. Investoren prüfen zunehmend die Ausschreibungsregeln, die Transparenz der Kapazitätszahlungen, die regulatorische Sicherheit sowie die Zeitpläne für Genehmigungsverfahren.“

Die Investitionstätigkeit reagiert entsprechend. Photovoltaik und Offshore-Windkraft ziehen den größten Anteil der Kapitalströme auf sich, während Wasserstoffinfrastruktur, flexible thermische Erzeugung, Speichertechnologien und Fernübertragung wichtige Bestandteile des breiteren Investitionsmixes darstellen. Es wird prognostiziert, dass die Gesamtinvestitionen im Energiesektor bis in die späten 2020er Jahre erheblich steigen werden – gestützt durch die gesetzlichen Ziele Deutschlands: einen Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung von mindestens 80 % bis 2030, den Kohleausstieg bis 2038 und die Klimaneutralität bis 2045.

Saibasan resümiert: „Letztlich wird sich der Erfolg des EEG 2027 und der Reform des Kapazitätsmarktes daran messen lassen, wie gut Deutschland in vier miteinander verknüpften Dimensionen abschneidet: Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit, marktbasierte Flexibilität und Systemintegration. Regulatorische Klarheit, Investitionssicherheit und der Ausbau der Infrastruktur sind dabei entscheidend. Bei abgestimmter Umsetzung versprechen diese Veränderungen nicht nur, die Energiewende zu beschleunigen, sondern Deutschland auch als Vorbild für die Energiewende in großen Industrienationen zu positionieren – und damit zu beweisen, dass der Übergang von festen Subventionen hin zu leistungsbasierten, resilienten Systemen sowohl möglich als auch notwendig ist.“

Germany set for major power-sector overhaul with EEG-2027 and capacity market, says GlobalData

Germany is on the verge of transformative change in its electricity sector, driven by ambitious demand forecasts, sweeping policy reforms, and the accelerating retirement of coal and nuclear power. With increasing demand driven by the electrification of transport, heat, and industry, and renewable capacity surging past 73% by 2025, new policy tools are being put in place. The EEG-2027 reform and the introduction of a modern capacity market are expected to drive foundational changes in the country’s power transition, according to GlobalData, a leading intelligence and productivity platform.

GlobalData’s latest report, “Germany Power Market Trends and Analysis by Capacity, Generation, Transmission, Distribution, Regulations, Key Players and Forecast to 2035”, reveals that the country’s installed renewable capacity is set to rise markedly from approximately 73% in 2025 to nearly 88% by 2035, while generation from renewables is projected to approach 80% over the same timeframe. Offshore wind, solar PV, and onshore wind are expected to emerge as the primary growth engines, even as thermal generation recedes and gas-fired generation gains importance as a flexible backstop.

The capacity market, expected to be fully functional by the end of 2027, is designed to bring reliability and dispatchability into sharper focus. With coal set to be phased out by 2038 and nuclear power already offline as of 2023, Germany is increasingly dependent on this capacity market to avoid gaps in supply and ensure system adequacy. Concurrently, EEG-2027 represents a decisive shift in how renewable generation is remunerated. Fixed feed-in tariffs, once the backbone of Germany’s support for wind, solar, and biomass, are being phased out.

Attaurrahman Ojindaram Saibasan, Power Analyst at GlobalData, comments: “New projects will typically enter the market via competitive auctions or direct marketing arrangements, with smaller-scale installations receiving transitional support or bonuses during the switch. Larger projects must now optimize their generation, location, and operational profile, rather than merely depend on guaranteed compensation, thereby pushing the sector toward market-oriented performance.”

Germany’s electricity demand is also entering a period of rapid growth. Annual consumption, estimated at approximately 466TWh in 2025, is forecast to swell to over 576TWh by 2035, highlighting a critical need for transmission investment. Offshore wind farms in the North Sea and Baltic Sea will require reinforced high-voltage corridors to move power to southern industrial zones. Delays in building and permitting these transmission routes risk renewable output being wasted through curtailment or constrained supply.

Saibasan adds: “Alongside these macro shifts, market dynamics are growing more complex. Negative wholesale prices are already a concern in periods of high wind or solar output when demand is low and they create revenue volatility. As fixed support mechanisms fade, every project must factor in such risks, including exposure to price swings, grid access limitations, and project execution delays. Investors increasingly scrutinize auction rules, the transparency of capacity payments, regulatory certainty, and the timeline for permitting approvals.”

Investment activity is responding accordingly. Solar PV and offshore wind are capturing the largest share of capital flows, while hydrogen infrastructure, flexible thermal generation, storage technologies, and long-distance transmission are important components of the broader investment mix. Total power-sector investment is forecast to climb significantly through the late 2020s, supported by Germany’s legislative targets: achieving at least 80% renewable electricity by 2030, a coal exit by 2038, and climate neutrality by 2045.

Saibasan concludes: “Ultimately, the success of EEG-2027 and the capacity market reform will be judged by Germany’s ability to deliver across four interlinked dimensions: reliability, affordability, market-driven flexibility, and system integration. Regulatory clarity, investment certainty, and infrastructure delivery are critical. If executed in synchrony, these changes promise not only to accelerate the Energiewende but also to position Germany as a benchmark for energy transitions in large industrial economies, proving that moving beyond fixed subsidies toward performance-based, resilient systems is both possible and necessary.”

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