Optimierung der Strombeschaffung in der Industrie: mehr Unabhängigkeit durch Photovoltaik, Speicher und flexible Betriebsstrategien 

Janica Bortloff, Juli 2026

Der Strombezug ist für viele Industrieunternehmen ein strategischer Faktor für Wettbewerbsfähigkeit, Versorgungssicherheit und Dekarbonisierung geworden. Besonders seit der Energiepreiskrise infolge des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine hat sich die Beschaffung grundlegend verändert: Klassische Festpreisverträge über mehrere Jahre sind seltener geworden oder werden mit deutlich höheren Risikoaufschlägen versehen. Die Beschaffung vieler Unternehmen ist deshalb heute diversifizierter und direkter an die Volatilität im Strommarkt geknüpft. 

Gleichzeitig verändert sich der Strommarkt selbst. Der Anteil erneuerbarer Energien steigt, die Preisschwankungen nehmen zu und negative Strompreise treten häufiger auf. Für Unternehmen entsteht daraus eine neue Leitfrage: Wie kann der eigene Strombezug unabhängiger von Preisspitzen werden und wie lassen sich Zeiten mit niedrigen oder negativen Börsenpreisen gezielt nutzbar machen? 

Strombeschaffung heute beutet mehr Marktnähe 

Die Strombeschaffung in der Industrie besteht heute aus einer Kombination mehrerer Beschaffungsbausteine. Ein Teil des Strombedarfs wird langfristig über Terminmärkte abgesichert, ein weiterer Teil kurzfristiger beschafft und Restmengen werden über den Spotmarkt ausgeglichen. Typisch sind dabei Base-Produkte für die kontinuierliche Grundlast und Peak-Produkte für die werktägliche Last. Ergänzend werden Mengen am Day-Ahead- oder Intraday-Markt beschafft (vgl. Abbildung 1) [DIHK, EFET Deutschland 2020]. 

Eine Alternative ist die indirekte Strombeschaffung an der Strombörse über den Stromversorger. Das Unternehmen zahlt dann den variablen Börsenpreis zuzüglich Dienstleistungsentgelt, Bilanzkreismanagement und Umlagen. Dieses Modell kann von niedrigen Marktpreisen profitieren, erhöht aber die Anfälligkeit gegenüber Preisspitzen. Für Unternehmen mit planbaren, verschiebbaren oder speicherbaren Lasten kann es dennoch interessant sein, wenn ein aktives Energiemanagement vorhanden ist [DIHK, EFET Deutschland 2020]. 

Eine weitere Möglichkeit der Strombeschaffung bieten PPAs. Ein PPA ist ein langfristiger bilateraler Stromabnahmevertrag zwischen einem Stromerzeuger und einem Abnehmer. Für Unternehmen können PPAs Preisstabilität und Grünstromnachweise ermöglichen. Gleichzeitig entstehen Vertrags-, Mengen-, Profil- und Bonitätsrisiken, die sauber bewertet werden müssen [dena 2021].  

Die Volatilität im Strommarkt nimmt zu 

Die Strompreise haben sich gegenüber den Extremjahren 2022 und 2023 deutlich normalisiert. Von einer Rückkehr zur Vorkrisenzeit kann jedoch nicht gesprochen werden. Der Day-Ahead Börsenstrompreis lag in den Jahren 2006 bis 2020 bei durchschnittlich 40,61 €/MWh. Nach dem Extremjahr 2022 hat sich der Preis in den vergangenen drei Jahren bei durchschnittlich 85,61 €/MWh eingependelt [Fraunhofer ISE 2026]. 

Doch wie könnte sich der Börsenstrompreis in den kommenden Jahren entwickeln? Eine Strompreisprognose von vbw und der Prognos AG geht von einem durchschnittlichen Börsenstrompreis von 60 bis 70 €/MWh aus. Insbesondere die saisonalen Schwankungen sollen stark zunehmen (vgl. Abbildung 2) [vbw, Prognos AG 2023]. 

Neben der Betrachtung des Jahresdurchschnitts der Börsenstrompreise, ist jedoch auch ein Blick auf die täglichen Schwankungen interessant. Besonders an sehr windreichen und sonnigen Tagen, können starke Preisschwankungen entstehen. An der in Abbildung 3 dargestellten Beispielwoche im Mai dieses Jahres wird das sehr deutlich. Bei viel Strom aus Erneuerbaren Energien fällt der Preis stark ab, während er in den Morgen- und Abendstunden einen Peak erreicht. So schwanken die Intradaypreise innerhalb dieser Extremwoche zwischen -19,15 €/MWh und 284,87 €/MWh (vgl. Abbildung 3) [Fraunhofer ISE 2026]. 

Die Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen nahm in den vergangenen Jahren deutlich zu. Negative Preise entstehen, wenn die Erzeugung den Bedarf übersteigt. Betreiber von Erzeugungsanlagen müssen in solchen Situationen dafür zahlen, dass überschüssig erzeugter Strom vom Markt aufgenommen wird. Gleichzeitig profitieren Verbraucher mit flexibel steuerbarer Nachfrage von negativen Strompreisen und erhalten im Extremfall sogar eine Vergütung dafür, Strom abzunehmen.Diese Kennzahl verdeutlicht, dass das Stromsystem noch nicht ausreichend flexibilisiert ist, um die produzierte Leistung aus Erneuerbaren Energien in Spitzenzeiten abzunehmen. Der Blick auf die vergangenen 5 Jahre verdeutlicht die Entwicklung. Im Jahr 2020 waren erstmals knapp 300 Stunden der insgesamt 8.760 Stunden im Jahr negativ. Ein Grund dafür war der starke Rückgang des Strombedarfs aufgrund der Corona-Pandemie. In den Folgejahren schwankt die Zahl, doch ab 2023 zeichnet sich ein deutlicher Trend nach oben ab. Im Jahr 2025 lag die Anzahl der negativen Strompreise bei 573 Stunden [Bundesnetzagentur 2026] [Statista Research Department 2026]. 

Kosten für Strombeschaffung und Netzinfrastruktur müssen abgegrenzt, dürfen aber nicht separat betrachtet werden 

Bei der Kostenoptimierung des Strombezugs müssen zwei Ebenen betrachtet werden: Strombeschaffung und Netzinfrastruktur. 

Die Strombeschaffung beschreibt den eigentlichen Einkauf der elektrischen Energie. Dazu gehören Terminmarktprodukte, Spotmarktbezug, Lieferverträge, PPAs und die Bewirtschaftung von Prognoseabweichungen. Der Beschaffungspreis hängt unter anderem von Großhandelspreisen, Vertragslaufzeiten, Risikoprämien, Lastprofil und Bilanzkreismanagement ab [DIHK, EFET Deutschland 2020]. 

Netzentgelte sind dagegen Entgelte für die Infrastruktur also dem Transport und der Verteilung des Stroms über die Stromnetze. Sie hängen vom Netzbetreiber, der Spannungsebene, der bezogenen Arbeit, der Leistungsspitze und der Benutzungsdauer ab. Netzentgelte bestehen aus einem Leistungspreis und einem Arbeitspreis. Je nach Stromlastgang ist der Arbeitspreis oder der Leistungspreis die ausschlaggebende Komponente in der Preisbildung. Zur Erläuterung ein kurzes Beispiel: ist ein Unternehmen an Mittelspannung angeschlossen und die Benutzungsstunden liegen unterhalb von 2.500 h/a, so liegt der Leistungspreis im Gebiet der Netze BW bei 16,61 €/kW. Liegen die Benutzungsstunden darüber, so steigt der Leistungspreis auf 148,05 €/kW deutlich an und ist somit kostenentscheidend (vgl. Abbildung 4). Für Industrieunternehmen können zudem individuelle Netzentgelte nach § 19 StromNEV relevant sein, etwa bei atypischer Netznutzung oder besonders hoher Benutzungsstundenzahl [Netze BW GmbH 2025] [§19 StromNEV]. 

Als Konsequenz folgt daraus, dass eine Maßnahme, die Beschaffungskosten senkt, gleichzeitig die Netzentgelte erhöhen kann oder umgekehrt. Maßnahmen, die den Stromlastgang eines Unternehmens maßgeblich verändern, wie beispielsweise Batteriespeicher, Lastverschiebung und Eigenstromerzeugung, müssen deshalb immer mit Blick auf beide Ebenen bewertet werden. 

Mehr Unabhängigkeit vom Stromnetz durch Photovoltaik 

Eine Möglichkeit den Stromnetzbezug im Unternehmen zu reduzieren ist die Installation einer Photovoltaikanlage (PV-Anlage). Mit dieser Maßnahme wird gleichzeitigt die Unabhängigkeit und Resilienz gegenüber Preisschwankungen aufgrund von Krisen wie dem russischen Angriffskrieg gegen die Ukraine gestärkt. Besonders attraktiv ist PV dort, wo Strom tagsüber direkt in Produktionsprozessen genutzt werden kann. Bei Dachanlagen gibt es laut einer Studie des Fraunhofer IIS und der Bundesvereinigung Logistik nach wie vor ein hohes Potenzial. Deutschlandweit sind lediglich ca. 19% aller Gewerbe- und Logistikgebäude mit einer PV-Anlage ausgestattet. In Baden-Württemberg liegt diese Zahl etwas höher bei immerhin rund 26%. Neben den Aufdachanlagen gibt es auch die Möglichkeit Parkplätze zu überdachen oder benachbarte Freiflächen zu belegen und den erzeugten Strom per Direktkabel im Unternehmen zu nutzen [Fraunhofer IIS 2025].  

Natürlich gibt es auch Grenzen beim Ausbau der Photovoltaik. Hier sind die Dachstatik, Netzanschluss, Investitionsbudget und die zeitliche Differenz zwischen PV-Erzeugung und Strombedarf zu nennen. Außerdem müssen auch hier wieder die Netzentgelte betrachtet werden. Durch die Verringerung des Strombezugs aus dem Netz können sich die Jahresbenutzungsstunden verringern und damit kann sich auch die Preiskategorie der Netzentgelte ändern. Ein PV-Ausbau ändert jedoch selten etwas an der Lastspitze eines Unternehmens. Der Fokus beim PV-Ausbau ist klar auf die Reduktion des externen Strombezugs bzw. der Strombeschaffungskosten gesetzt.  

Der Energieatlas Baden-Württemberg bietet monatlich aktualisierte Daten zum Ausbau und Potenzial der Photovoltaik im Land. Für Unternehmen kann er ein erster Einstieg sein, um regionale Potenziale einzuordnen (siehe: Energieatlas Baden-Württemberg – Ausbau und Potenzial der Photovoltaik) 

Steigerung der Flexibilität mittels aktiver Betriebsstrategie für Batteriespeicher 

Die Entwicklung der Strompreise und insbesondere die täglichen Schwankungen erfordern mehr Flexibilität, zum Beispiel mit Hilfe von Batteriespeichern. Der Ausbau der Batteriespeicherkapazität und -leistung hat sich in den vergangenen 6 Jahren exponentiell entwickelt. Im Bereich der Gewerbespeicher lag die Speicherkapazität im Januar 2020 bei 90 MWh, im Juni 2026 liegt sie bereits bei 1.560 MWh [RWTH Aachen 2026].  

In der Praxis dominieren heute Lithium-Ionen-Speicher, insbesondere wegen hoher Wirkungsgrade, schneller Reaktionszeiten und sinkender Kosten. Für längere Speicherdauern oder spezielle industrielle Anwendungen können auch andere Technologien relevant werden, etwa Hochtemperaturspeicher, Redox-Flow-Batterien oder thermische Speicher. Die Technologieauswahl sollte nicht isoliert anhand des Batteriepreises erfolgen, sondern anhand des konkreten Lastprofils, der Zyklenzahl, der gewünschten Speicherdauer, der Sicherheitsanforderungen und des Betriebsmodells (vgl. Abbildung 5). 

Für Industrieunternehmen können insbesondere elektrochemische Batteriespeicher mehrere Funktionen gleichzeitig übernehmen: 

Erstens können sie klassisch den Eigenverbrauch erhöhen, indem PV-Strom aus Zeiten hoher Erzeugung in spätere Verbrauchszeiten verschoben wird. Zweitens können sie Leistungsspitzen kappen und damit Netzentgeltkomponenten beeinflussen. Drittens können sie strompreisoptimiert betrieben werden, also bei niedrigen oder negativen Preisen laden und bei hohen Preisen den Netzbezug reduzieren (vgl. Abbildung 6).  

Außerdem können Speichersysteme perspektivisch Systemdienstleistungen und Flexibilitätsmärkte adressieren, sofern technische und regulatorische Voraussetzungen erfüllt sind. 

Der größte Nutzen entsteht selten durch eine einzige Betriebsstrategie. Entscheidend ist die Kombination mehrerer Betriebsweisen. Ein PV-Speicher-System kann beispielsweise primär auf Eigenverbrauch optimiert werden. Das reduziert Netzbezug und erhöht die Nutzung selbst erzeugten Stroms. Wird zusätzlich eine Spitzenlastkappung integriert, kann der Speicher dazu beitragen, Leistungsspitzen zu begrenzen. Wird darüber hinaus ein dynamisches Beschaffungssignal berücksichtigt, kann das System in Zeiten niedriger oder negativer Spotpreise laden und in teuren Stunden entladen. 

Diese Betriebsweisen stehen jedoch teilweise im Zielkonflikt. Ein Speicher, der für die nächste PV-Spitze leer sein soll, ist möglicherweise nicht verfügbar, um eine Lastspitze zu kappen. Ein Speicher, der für Spitzenlastkappung reserviert wird, kann weniger aktiv am Spotmarkt reagieren. Deshalb braucht es eine Priorisierung: Versorgungssicherheit, Netzentgelte, Beschaffungskosten, CO₂-Reduktion und Anlagenlebensdauer müssen gemeinsam bewertet werden. 

Terminmärkte und PPAs ermöglichen längerfristige Absicherung 

Auch wenn der Spotmarktbezug Chancen bietet, ist eine vollständige Exponierung gegenüber kurzfristigen Marktpreisen für viele Unternehmen riskant. Eine robuste Beschaffungsstrategie kombiniert deshalb Absicherung und Flexibilität. 

Ein möglicher Ansatz ist daher, einen planbaren Grundbedarf weiterhin über Base-Produkte oder langfristige Lieferverträge abzusichern. Flexible Lasten, Batteriespeicher oder steuerbare Nebenprozesse können dann eingesetzt werden, um variable Marktpreise zu nutzen. PPAs können eine weitere Absicherungskomponente darstellen, insbesondere wenn Unternehmen langfristig grünen Strom beziehen und Preisrisiken teilweise fixieren möchten. Mit dem neuen Programm der KfW „Erneuerbare Energien Plus“ (Kredit Nr. 570) sollen Investitionen von Unternehmen in Anlagen zur Produktion von Strom, Wärme und Kälte aus erneuerbaren Energiequellen sowie in Energiespeichersysteme ermöglicht werden. Förderfähig sind dabei sowohl der Kauf neuer Anlagen als auch die Ertüchtigung bereits bestehender Systeme. Förderanträge können ab 18. Juni 2026 über die jeweiligen Finanzierungspartner eingereicht werden. Das Programm richtet sich an Anlagen, die keine Förderung nach EEG in Anspruch nehmen und soll insbesondere die Vermarktung von Strom über PPAs stärken [KfW 2026]. 

Steuerbare Lasten und Power2X Technologien machen negative Strompreise nutzbar 

Negative Strompreise entstehen, wenn das Stromangebot die Nachfrage deutlich übersteigt, etwa bei hoher Wind- und PV-Erzeugung und gleichzeitig geringer Last. Für Unternehmen sind negative Preise aber nicht automatisch ein Gewinn. Ob sie tatsächlich nutzbar sind, hängt vom Liefervertrag, Messkonzept und der Flexibilität ab. 

Praktisch nutzbar werden negative Preise vor allem dann, wenn Unternehmen steuerbare Verbraucher oder Speicher haben. Beispiele sind Batteriespeicher, Kälte- und Wärmeerzeugung, Druckluftsysteme, Ladeinfrastruktur, Elektrodenkessel, Wärmepumpen bzw. Heizstäbe oder perspektivisch Elektrolyseure. Diese sogenannten „Power2X“ Technologien umfassen Anlagen, die elektrische Energie in andere Energieformen wie Wärme, Kälte oder chemische Verbindungen wandeln. Das ermöglicht mehr Flexibilität im Strombezug. Auch der Eigenverbrauch kann erhöht bzw. Überschuss aus Erneuerbaren Energien Anlagen nutzbar gemacht werden. Der Überbegriff „Power2X“ umfasst eine Vielzahl an möglicher Anlagentechnik. Für Unternehmen, die ihr Energiesystem flexibilisieren möchten, steht somit ein ganzer Blumenstrauß an Möglichkeiten offen. Umso wichtiger ist es zu analysieren welche Technologie zum Unternehmen passt. Entscheidende Fragestellungen sind dabei unter anderem:   

• Liegt ein Überschuss aus Erneuerbaren Energien vor, in welcher Leistungs- und Energiemenge und mit welcher zeitlichen Struktur?  

• Bestehen ungedeckte Bedarfe für Strom, Wärme, Kälte oder Gase, und sind diese phasengleich oder zeitlich entkoppelt?  

• Welchen wirtschaftlichen Wert hat die ansonsten über Bilanzkreis- oder Systemgrenzen abgegebene und aufgenommene Energie? (Betrag, Wert, Energieform) 

•  Sind Veränderungen am Erzeugungs- oder Verbrauchsverhalten geplant, etwa z.B. Zu-/Aus-/Abbau, von Energieerzeugungsanlagen, Lastveränderungen, Änderungen in Ladeinfrastruktur oder Änderungen an Prozesswärmebedarfen?  

• Welche Technologien, Speicher und Infrastrukturelemente sind am Standort bereits vorhanden?  

• Welche Restriktionen bestehen hinsichtlich Genehmigung, Fläche, Netzanschluss, Medienverfügbarkeit und Infrastruktur?  

• Welcher Planungshorizont und welcher finanzielle, gesetzliche, regulatorische Rahmen gelten?  

Darüber hinaus ist es notwendig, dass diese Verbraucher nicht zufällig, sondern datenbasiert und regelbasiert betrieben werden. Dafür müssen meist zunächst die Verbräuche insbesondere von Wärme und Kälte in ausreichender zeitlicher Auflösung (z.B. 15-min, Vgl. Stromsystem) erfasst werden. Häufig liegt einem Unternehmen im Wärmebereich lediglich der Brennstoffbedarf vor, aber nicht der tatsächliche Wärmebedarf. Auch eine Unterscheidung zwischen einzelnen Betriebsgebäuden kann dabei sinnvoll sein. Um die Verbräuche zu erfassen sind neben der Integration von Zählern auch die Ausarbeitung eines Messkonzepts relevant. Nur so wird ausreichend Transparenz erzielt. Um den anfänglichen Aufwand für die Investitionen zeitlich zu staffeln, kann mit der Installation der Messtechnik zunächst übergeordnet begonnen werden. Um das Energiesystem weiter zu durchdringen, kann dann auf eine detaillierte Erfassung ausgeweitet werden. Mittels Energiemanagementsoftware können darauf aufbauend einzelne Verbraucher und Erzeuger daten und regelbasiert gesteuert werden. Ein Unternehmen kann dann beispielsweise in negativen Preisstunden einen Batteriespeicher laden, Prozesswärme elektrisch erzeugen oder nicht zeitkritische Lasten vorziehen. Gleichzeitig muss geprüft werden, ob dadurch neue Lastspitzen entstehen oder individuelle Netzentgeltregelungen gefährdet werden. Die Optimierung darf also nicht nur auf den Börsenpreis ausgerichtet sein, sondern es muss auch hier wieder der gesamte Strompreis inklusive Netz- und Nebenkosten berücksichtigt werden. 

Die Bundesförderung Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) unterstützt Unternehmen in diesem Themenfeld. In Modul 3: „MSR, Sensorik und Energiemanagement-Software“ erhalten Unternehmen Zuschüsse für Soft- und Hardware im Zusammenhang mit der Einrichtung oder Anwendung eines Energie- oder Umweltmanagementsystems [BAFA 2026].  

Im Forschungsprojekt ReduCO2 entsteht eine simulationsbasierte Entscheidungsgrundlage für Power2X Lösungen 

Power2X als ein Lösungsansatz in der Optimierung der Strombeschaffung ist auch eines der Schwerpunktthemen im Forschungsprojekt ReduCO2. Das Projekt hat eine Gesamtlaufzeit von fünf Jahren bis 2027 und eine Fördersumme von rund 4,56 Millionen Euro. Es ist Teil der H2BlackForest und wird im Rahmen des Wettbewerbs RegioWIN 2030 durch den Europäischen Fonds für regionale Entwicklung sowie das Land Baden-Württemberg gefördert. Zu den Projektbeteiligten zählen die Universität Stuttgart, die Campus Schwarzwald gGmbH, die J. Schmalz GmbH, die Marquardt GmbH, die Stadtwerke Freudenstadt GmbH & Co. KG, die Omexom GmbH, die ENRW Energieversorgung Rottweil GmbH & Co. KG, die Stadt Freudenstadt und der Landkreis Freudenstadt. 

Ziel des Projekts ist es, unterschiedliche Komponenten, Technologien und Akteure eines Energiesystems so miteinander zu verbinden, dass ein ökologisch und wirtschaftlich sinnvolles Gesamtsystem entsteht. Dafür werden relevante Prozesse modelliert und Wechselwirkungen im Energienetz berücksichtigt. Neben der Energiebilanzierung sollen auch der CO₂ Fußabdruck und die Betriebskosten des Energiesystems berechnet werden. Zusätzlich werden ökologische und finanzielle Kosten sekundärer Energieträger (z.B. Wasserstoff), mögliche Geschäftsmodelle und Entscheidungsmodelle für Investitionen betrachtet. Im Rahmen des Szenarios Power2X entstehen dafür Vorgehensmodelle und Handlungsleitfäden. 

Zusätzlich wird im Projekt eine simulationsbasierten Entscheidungsgrundlage entwickelt. Dafür werden Standorte als digitales Abbild erfasst. Unter anderem werden dabei relevante Daten wie Lastgänge, Erzeugungsprofile, Wetterdaten, variable Strompreise und Emissionsfaktoren eingebunden. Anschließend wird das System mit dem Ziel minimaler Kosten und Emissionen optimiert. Die Simulation erfolgt auf 15 Minuten Basis für Strom, Wärme und Kälte und kann unterschiedliche Systemkomponenten sowie Betriebsstrategien abbilden (vgl. Abbildung 7). Damit können Unternehmen künftig besser einschätzen, ob zum Beispiel Batteriespeicher, Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur, Wasserstoffanwendungen oder andere Power2X Technologien technisch und wirtschaftlich sinnvoll sind [H2Black Forest GmbH 2026]. 

Die Entwicklung der Strompreise zeigt, dass Unternehmen ihren Strombezug künftig aktiver gestalten müssen. Langfristige Absicherung, Eigenstromerzeugung, Batteriespeicher, flexible Lasten und Power2X-Technologien greifen dabei ineinander. Wer den eigenen Energiebedarf kennt und technische Optionen standortspezifisch bewertet, kann Preisspitzen begrenzen und niedrige Strompreise gezielter nutzen. Gleichzeitig kann dadurch die Dekarbonisierung weiter vorangetrieben werden. Entscheidend ist deshalb nicht eine einzelne Maßnahme, sondern die passende Kombination aus Beschaffung, Erzeugung, Speicherung und Flexibilisierung. 

Ein erster Einstieg in diese Themenfelder kann ein Smart Check im eigenen Unternehmen sein. Der Campus Schwarzwald bietet unter anderem in diesem Format Kurzberatungen zum Thema Energieeffizienz und Flexibilitätspotenziale an. Dabei fließen gewonnene Erkenntnisse aus den Forschungsprojekte wie beispielsweise ReduCO2 direkt mit ein. Es werden Einsparpotenziale und Flexibilisierungsoptionen in der Energieversorgung identifiziert und Unternehmen erhalten Empfehlungen zur Optimierung des Energieverbrauchs.  

Quellen 

BAFA – Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (2026): Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft. Modul 3: MSR, Sensorik und Enerigemanagement-Software. Abrufbar unter: https://www.bafa.de/DE/Energie/Energieeffizienz/Energieeffizienz_und_Prozesswaerme/Modul3_Energiemanagementsysteme/modul3_energiemanagementsysteme_node.html, zuletzt abgerufen am 02.07.2026 

Bundesnetzagentur (2026): Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2025. Abrufbar unter: https://www.bundesnetzagentur.de/1087156, zuletzt abgerufen am 02.07.2026 

dena – Deutsche Energie-Agentur (Hrsg.) (2021): Finanzierung von Erneuerbare Energie-Anlagen über Power Purchase Agreements. Berlin. Abrufbar unter: https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2022/Marktoffensive_EE_Finanzierung_von_ErneuerbareEnergien-Anlagen_ueber_Power_Purchase_Agreements.pdf, zuletzt abgerufen am 09.06.2026 

DIHK- Deutscher Industrie- und Handelskammertag und EFET Deutschland – Verband Deutscher Energiehändler e.V. (Hrsg.) (2020): Strombeschaffung und Stromhandel. Hintergründe, Herausforderungen, Hinweise. Brüssel. Berlin. Abrufbar unter:https://www.dihk.de/resource/blob/153728/6b374abd68f83c368ed7d9cc68dadcd0/energie-dihk-faktenpapier-strombeschaffung-und-handel-data.pdf , zuletzt abgerufen am 09.06.2026 

Fraunhofer-Institut für Integrierte Schaltungen IIS / Bundesvereinigung Logistik (2025): Vier Fünftel aller Hallendächer in Deutschland noch ohne PV. PHOTON Online UG. Abrufbar unter: https://www.photon.info/news/fraunhofer-iis-vier-fuenftel-aller-hallendaecher-in-deutschland-noch-ohne-pv/, zuletzt abgerufen am 02.07.2026 

Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE (2026): Jährlicher Börsenstrompreis in Deutschland. Abrufbar unter: https://www.energy-charts.info/charts/price_average/chart.htm?l=de&c=DE&interval=year&year=-1, zuletzt abgerufen am 02.07.2026 

H2Black Forest GmbH (2026): Teilprojekt ReduCO2. Beschleunigte Entscheidungsfindung zur Erreichung der CO2-Neutralität in der Region Nordschwarzwald mit wasserstoffbasierten Technologien. Abrufbar unter: https://h2blackforest.de/teilprojekt-redu-co2.html, zuletzt abgerufen am 02.07.2026 

KfW – Kreditanstalt für Wiederaufbau (2026): Kredit Nr. 570. Erneuerbare Energien – Plus. Der Förderkredit für Strom und Wärme. Abrufbar unter: https://www.kfw.de/inlandsfoerderung/Unternehmen/Energie-und-Umwelt/F%C3%B6rderprodukte/Erneuerbare-Energien-%E2%80%93-Plus-(570-571)/, zuletzt abgerufen am 02.07.2026 

Netze BW GmbH (2025): Endgültige Preise für die Nutzung des Stromverteilnetzes der Netze BW GmbH. Gültig ab 1. Januar 2026. Abrufbar unter: https://assets.cdn.netze-bw.de/xytfb1vrn7of/7eQvxehZzn3ECbR9rALmyD/ecc795b9dcd666ce1f53d9d04362a321/netzentgelte-strom-netze-bw-gmbh-2026.pdf, zuletzt abgerufen am 09.06.2026 

RWTH Aachen, Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (iSEA) (2026): Battery Charts. Abrufbar unter: https://battery-charts.de/de/battery-charts-de/, zuletzt abgerufen am 02.07.2026  

Statista Research Department (2026): Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen in Deutschland bis 2025. Abrufbar unter: https://de.statista.com/statistik/daten/studie/618751/umfrage/anzahl-der-stunden-mit-negativen-strompreisen-in-deutschland/, zuletzt abgerufen am 02.07.2026 

§ 19 StromNEV – Sonderformen der Netznutzung, in: Stromnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2225), die zuletzt durch Artikel 3 des Gesetzes vom 22. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 405) geändert worden ist. 

Vbw / Prognos AG (2023): Strompreisprognose. Abrufbar unter: https://www.vbw-bayern.de/Redaktion/Frei-zugaengliche-Medien/Abteilungen-GS/Wirtschaftspolitik/2023/Downloads/vbw_Strompreisprognose_Juli-2023-3.pdf, zuletzt abgerufen am 02.07.2026