Tag: Energiewende

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Hamburg erlaubt bis 2027 keine größeren Stromanschlüsse

In Kürze:

  • Hamburg vergibt bis mindestens Ende September 2027 jegliche größere Neuanschlüsse ans Stromnetz ab.
  • Die Auslastung nahm vor allem seit Sommer 2025 wegen vieler Anfragen nach großen Anschlussleistungen stark zu.
  • Eine echte Entschärfung ist nur durch Ausbau des Übertragungsnetzes möglich.
  • Neben Hamburg müssen auch andere deutsche Städte und Regionen mit Netzengpässen fertig werden.
 
Die Hamburger Energienetze GmbH lässt bis Herbst 2027 keine neuen Großanschlüsse in ihrem Stromnetz zu. Das geht aus dem neuen Zuteilungsverfahren – genannt „Fair Grid“ – hervor, das die Vergabe von Netzanschlusskapazitäten in der Mittel- und Hochspannung regelt.
Wie der städtische Netzbetreiber mitteilte, gilt dieser Verfahrenszyklus in allen drei Teilnetzen der Hansestadt seit Montag, 2. November bis 30. September 2027. In diesem Zeitraum stehen weder feste noch flexible Kapazitäten für Anschlüsse mit mehr als 1,5 Megavoltampere zur Verfügung. Das entspricht einer Leistungsaufnahme von rund 1.500 Kilowatt.
In diesen Leistungsbereich fallen etwa Industrieanlagen, Rechenzentren, Batteriespeicher und Gewerbekomplexe, aber auch größere Einkaufszentren sowie Ladeparks.
Derzeit geht das Energieunternehmen laut eigener Aussage davon aus, dass die Netzkapazitäten sogar bis Anfang der 2030er-Jahre begrenzt sein könnten – in Teilbereichen des Netzes auch darüber hinaus.
Einschränkungen für Privathaushalte soll es nicht geben. Sie könnten weiterhin neue Wärmepumpen und Wallboxen zum Laden von E-Autos installieren. Diese Anlagen liegen in der Niederspannung und fallen nicht unter das Fair-Grid-Verfahren. Laut dem Netzbetreiber steht den Anschlüssen dieser Anlagen in der bisherigen Verfahrensweise nichts im Weg.

Warum die Netzkapazität so knapp wurde

Die Hamburger Energienetze nannten vor allem neue Batteriespeicher und Rechenzentren als Grund für den nun entstandenen Engpass. Seit Sommer 2025 habe die Zahl der Anfragen nach solchen großen Anschlussleistungen im Hamburger Verteilnetz stark zugenommen. Hintergrund seien Technologiesprünge, Förderungen wie die Netzentgeltbefreiungen für Batteriespeicher und der Boom der Künstlichen Intelligenz (KI).
Steigende Leistungsbedarfe für die Wärmeerzeugung, etwa durch Wärmepumpen, sowie der Hochlauf der Elektromobilität hätten die Lage zusätzlich verschärft.
Dabei liegen momentan zahlreiche offene Anträge von Unternehmen für einen Neuanschluss in Hamburg vor. Der Netzbetreiber spricht von aktuellen Leistungsanfragen in Höhe von rund 3 Gigawatt (GW) im Oktober 2026. Zum Vergleich: Die aktuelle Netzhöchstlast in Hamburg liegt bei rund 1,8 GW.
Der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz sollte eigentlich für zusätzliche Kapazitäten zur Versorgung der Stadt Hamburg sorgen. Ende 2025 teilte dieser den Hamburger Energienetzen aber mit, dass er die vereinbarten Zeitpunkte dafür nicht einhalten könne. Diese Verzögerung des Netzausbaus führe aktuell zu den begrenzten Anschlusskapazitäten in der Mittel- und Hochspannung.
Ebenso hätten verschärfte Vergabeverfahren anderer Netzbetreiber zu zusätzlichen Ausweichbewegungen in das Hamburger Netz geführt. Hinzu komme, dass die zunehmende Elektrifizierung im Verkehrs-, Gebäude- und Industriesektor zu einem steigenden Leistungsbedarf führen werde.
Mehr dazu

Welche Maßnahmen zur Kapazitätserweiterung?

Für eine Entschärfung sollen zusätzliche Transformatoren und Netzverknüpfungspunkte zum Übertragungsnetz sorgen. Die Hamburger Energienetze haben diese bereits bei 50Hertz bestellt.
50Hertz wies seinerseits auf „begrenzte Anlagenflächen und Erweiterungsmöglichkeiten“ hin. Dadurch könne der Ausbau der Umspannwerke nur schrittweise erfolgen. Sowohl die Hamburger Energienetze als auch 50Hertz, sehen nach eigenen Angaben drei- bis vierstellige Millionenbeträge für den Ausbau in den kommenden fünf bis zehn Jahren vor.
Bis diese realisiert sind, erarbeitet der Hamburger Netzbetreiber zusammen mit 50Hertz und TenneT provisorische Lösungen. Zudem setzt sich das Energieunternehmen auf Bundesebene für eine stärkere Priorisierung des Netzausbaus ein.

Auch andere Städte beklagen Netzengpässe

Neben Hamburg kämpfen auch andere deutsche Städte und Regionen mit begrenzten Engpässe. Knappe Anschlusskapazitäten oberhalb der Niederspannung gibt es aktuell auch in Berlin. Laut einem Gerichtsurteil darf der Netzbetreiber Stromnetz Berlin diese jetzt aber gleichmäßig unter den Antragstellern verteilen.
Als Engpassgebiet zählt auch die Region in und um Frankfurt am Main. Hier herrscht hohe Auslastung bei gleichzeitig starker Anschlussnachfrage, unter anderem durch geplante Rechenzentren. Der Netzbetreiber NRM Netzdienste Rhein-Main geht davon aus, dass die Einschränkungen bei der Vergabe von Netzanschlussleistungen noch bis Mitte der 2030er-Jahre bestehen blieben, so das Portal „Wirtschaft & Industrie“.
Ein entsprechendes Leistungsvergabeverfahren hat auch die Netzgesellschaft Düsseldorf ins Leben gerufen. Wie in anderen Städten haben beantragte Rechenzentren und Großspeicherprojekte seit 2025 für ein „stark gestiegenes Anfrageaufkommen nach Netzanschlüssen mit sehr hohen Anschlussleistungen“ gesorgt.
Mehr dazu
Das Problem, dass die verfügbaren Netzkapazitäten deutlich überzeichnet sind, besteht jedoch praktisch bundesweit. Deswegen haben die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber – 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW – im April ein Reifegradverfahren für Anschlüsse an das Übertragungsnetz eingeführt.
Für Schlagzeilen sorgte im Juli auch der Fall eines Tankstellenbetreibers im baden-württembergischen Lahr. Dieser wollte neue Ladesäulen für E-Lkw einrichten. Trotz ausreichender Netzinfrastruktur erhielt er vom örtlichen Netzbetreiber aber keinen Anschluss. Dieser verwies auf einen Netzengpass beim vorgelagerten Netzbetreiber Netze BW. Der Netzausbau könne mit den zunehmenden Anschlussbegehren nicht mithalten.
Im Mai musste auch BASF wegen eines Netzengpasses zurückstecken. Der Chemiekonzern plante am Standort Ludwigshafen den Bau eines großen Solarparks. Allerdings konnte der zuständige Netzbetreiber, die Pfalzwerke Netz AG, das Vorhaben aus genanntem Grund nicht genehmigen. Um ein Projekt dieser Größenordnung realisieren zu können, sei zunächst ein „massiver Netzausbau“ nötig.
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Hamburg erlaubt bis 2027 keine größeren Stromanschlüsse

In Kürze:

  • Hamburg vergibt bis mindestens Ende September 2027 keine größeren Neuanschlüsse ans Stromnetz.
  • Die Auslastung nahm vor allem seit Sommer 2025 wegen vieler Anfragen nach großen Anschlussleistungen stark zu.
  • Eine echte Entschärfung ist nur durch Ausbau des Übertragungsnetzes möglich.
  • Neben Hamburg müssen auch andere deutsche Städte und Regionen mit Netzengpässen fertig werden.
 
Die Hamburger Energienetze GmbH lässt bis Herbst 2027 keine neuen Großanschlüsse in ihrem Stromnetz zu. Das geht aus dem neuen Zuteilungsverfahren – genannt „Fair Grid“ – hervor, das die Vergabe von Netzanschlusskapazitäten in der Mittel- und Hochspannung regelt.
Wie der städtische Netzbetreiber mitteilte, gilt dieser Verfahrenszyklus in allen drei Teilnetzen der Hansestadt seit Montag, 2. November bis 30. September 2027. In diesem Zeitraum stehen weder feste noch flexible Kapazitäten für Anschlüsse mit mehr als 1,5 Megavoltampere zur Verfügung. Das entspricht einer Leistungsaufnahme von rund 1.500 Kilowatt.
In diesen Leistungsbereich fallen etwa Industrieanlagen, Rechenzentren, Batteriespeicher und Gewerbekomplexe, aber auch größere Einkaufszentren sowie Ladeparks.
Derzeit geht das Energieunternehmen laut eigener Aussage davon aus, dass die Netzkapazitäten sogar bis Anfang der 2030er-Jahre begrenzt sein könnten – in Teilbereichen des Netzes auch darüber hinaus.
Einschränkungen für Privathaushalte soll es nicht geben. Sie könnten weiterhin neue Wärmepumpen und Wallboxen zum Laden von E-Autos installieren. Diese Anlagen liegen in der Niederspannung und fallen nicht unter das Fair-Grid-Verfahren. Laut dem Netzbetreiber steht den Anschlüssen dieser Anlagen in der bisherigen Verfahrensweise nichts im Weg.

Warum die Netzkapazität so knapp wurde

Die Hamburger Energienetze nannten vor allem neue Batteriespeicher und Rechenzentren als Grund für den nun entstandenen Engpass. Seit Sommer 2025 habe die Zahl der Anfragen nach solchen großen Anschlussleistungen im Hamburger Verteilnetz stark zugenommen. Hintergrund seien Technologiesprünge, Förderungen wie die Netzentgeltbefreiungen für Batteriespeicher und der Boom der Künstlichen Intelligenz (KI).
Steigende Leistungsbedarfe für die Wärmeerzeugung, etwa durch Wärmepumpen, sowie der Hochlauf der Elektromobilität hätten die Lage zusätzlich verschärft.
Dabei liegen momentan zahlreiche offene Anträge von Unternehmen für einen Neuanschluss in Hamburg vor. Der Netzbetreiber spricht von aktuellen Leistungsanfragen in Höhe von rund 3 Gigawatt (GW) im Oktober 2026. Zum Vergleich: Die aktuelle Netzhöchstlast in Hamburg liegt bei rund 1,8 GW.
Der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz sollte eigentlich für zusätzliche Kapazitäten zur Versorgung der Stadt Hamburg sorgen. Ende 2025 teilte dieser den Hamburger Energienetzen aber mit, dass er die vereinbarten Zeitpunkte dafür nicht einhalten könne. Diese Verzögerung des Netzausbaus führe aktuell zu den begrenzten Anschlusskapazitäten in der Mittel- und Hochspannung.
Ebenso hätten verschärfte Vergabeverfahren anderer Netzbetreiber zu zusätzlichen Ausweichbewegungen in das Hamburger Netz geführt. Hinzu komme, dass die zunehmende Elektrifizierung im Verkehrs-, Gebäude- und Industriesektor zu einem steigenden Leistungsbedarf führen werde.
Mehr dazu

Welche Maßnahmen zur Kapazitätserweiterung?

Für eine Entschärfung sollen zusätzliche Transformatoren und Netzverknüpfungspunkte zum Übertragungsnetz sorgen. Die Hamburger Energienetze haben diese bereits bei 50Hertz bestellt.
50Hertz wies seinerseits auf „begrenzte Anlagenflächen und Erweiterungsmöglichkeiten“ hin. Dadurch könne der Ausbau der Umspannwerke nur schrittweise erfolgen. Sowohl die Hamburger Energienetze als auch 50Hertz, sehen nach eigenen Angaben drei- bis vierstellige Millionenbeträge für den Ausbau in den kommenden fünf bis zehn Jahren vor.
Bis diese realisiert sind, erarbeitet der Hamburger Netzbetreiber zusammen mit 50Hertz und TenneT provisorische Lösungen. Zudem setzt sich das Energieunternehmen auf Bundesebene für eine stärkere Priorisierung des Netzausbaus ein.

Auch andere Städte beklagen Netzengpässe

Neben Hamburg kämpfen auch andere deutsche Städte und Regionen mit begrenzten Engpässe. Knappe Anschlusskapazitäten oberhalb der Niederspannung gibt es aktuell auch in Berlin. Laut einem Gerichtsurteil darf der Netzbetreiber Stromnetz Berlin diese jetzt aber gleichmäßig unter den Antragstellern verteilen.
Als Engpassgebiet zählt auch die Region in und um Frankfurt am Main. Hier herrscht hohe Auslastung bei gleichzeitig starker Anschlussnachfrage, unter anderem durch geplante Rechenzentren. Der Netzbetreiber NRM Netzdienste Rhein-Main geht davon aus, dass die Einschränkungen bei der Vergabe von Netzanschlussleistungen noch bis Mitte der 2030er-Jahre bestehen blieben, so das Portal „Wirtschaft & Industrie“.
Ein entsprechendes Leistungsvergabeverfahren hat auch die Netzgesellschaft Düsseldorf ins Leben gerufen. Wie in anderen Städten haben beantragte Rechenzentren und Großspeicherprojekte seit 2025 für ein „stark gestiegenes Anfrageaufkommen nach Netzanschlüssen mit sehr hohen Anschlussleistungen“ gesorgt.
Mehr dazu
Das Problem, dass die verfügbaren Netzkapazitäten deutlich überzeichnet sind, besteht jedoch praktisch bundesweit. Deswegen haben die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber – 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW – im April ein Reifegradverfahren für Anschlüsse an das Übertragungsnetz eingeführt.
Für Schlagzeilen sorgte im Juli auch der Fall eines Tankstellenbetreibers im baden-württembergischen Lahr. Dieser wollte neue Ladesäulen für E-Lkw einrichten. Trotz ausreichender Netzinfrastruktur erhielt er vom örtlichen Netzbetreiber aber keinen Anschluss. Dieser verwies auf einen Netzengpass beim vorgelagerten Netzbetreiber Netze BW. Der Netzausbau könne mit den zunehmenden Anschlussbegehren nicht mithalten.
Im Mai musste auch BASF wegen eines Netzengpasses zurückstecken. Der Chemiekonzern plante am Standort Ludwigshafen den Bau eines großen Solarparks. Allerdings konnte der zuständige Netzbetreiber, die Pfalzwerke Netz AG, das Vorhaben aus genanntem Grund nicht genehmigen. Um ein Projekt dieser Größenordnung realisieren zu können, sei zunächst ein „massiver Netzausbau“ nötig.
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Graichen räumt ein: Deutschland hätte mit Kernkraft mehr günstigen Strom gehabt

In Kürze:

  • Der frühere Staatssekretär Patrick Graichen hält den deutschen Kernkraftausstieg weiterhin für richtig, räumt aber wirtschaftliche Vorteile eines längeren KKW-Betriebs ein.
  • Ein Untersuchungsausschuss des Bundestages konnte den Verdacht einer gezielten Manipulation der Entscheidungsfindung zum Kernkraftausstieg nicht abschließend klären.
  • Die Technikhistorikerin Anna Veronika Wendland warf den Grünen vor, 2022 aus ideologischen Gründen eine energiepolitische Chance vertan zu haben.
 
Ein Auftritt des früheren Staatssekretärs im Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, Patrick Graichen, bei einer Veranstaltung des Thinktanks R21 sorgt derzeit für neue Debatten zum Kernkraftausstieg. Am Mittwoch, 4. November, war er Gast der Konferenz „Erneuerbare und Kernenergie – Ein neuer Blick auf Deutschlands Energiepolitik“. In diesem Rahmen hat er auch an einer Podiumsdebatte zum Thema „Jenseits der Tabus – Erneuerbare und Atomkraft als Allianz?“ teilgenommen.

Graichen will „alten Kampf Erneuerbare gegen Atomkraft beerdigen“

Bereits im März des Jahres hatte Graichen in einem Gespräch mit der „WirtschaftsWoche“ zu den steigenden Gaspreisen infolge des Irankrieges Stellung genommen. Dabei hatte er geäußert, man solle „auch pragmatisch sein und den alten Kampf Erneuerbare gegen Atomkraft beerdigen“. Es sei die „Hauptsache, gemeinsam decken sie schnell über 80 Prozent des europäischen Strombedarfs“. So lasse sich der Gasbedarf der EU rasch entscheidend reduzieren.
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Graichen erklärte, dass jedes europäische Land seinen Weg im Umgang mit dem Thema Kernenergie suchen solle. Für Deutschland lehnte er jedoch den Wiedereinstieg und den Bau neuer Kernkraftwerke ab. Er betonte, der Bau neuer KKW sei „sündhaft teuer“. Diese würden auch nicht „in Kostenregionen kommen, in denen gerade Wind, Solar und Batterien gelandet sind“.
Es sei eine normative Entscheidung, inwieweit man das Risiko, das mit Technologien verbunden sei, eingehen wolle. Die praktische Diskussion solle jedoch auch die betriebswirtschaftliche Seite berücksichtigen, die zeige, dass sich ein Wiedereinstieg nicht rechne.

Weiterbetrieb hätte „noch mehr Strom zu relativ günstigen Grenzkosten“ geliefert

Auch bezüglich alter KKW lehnte der frühere Staatssekretär und ehemalige Leiter des Thinktanks Agora Energiewende es ab, den Kernkraftausstieg 2023 als „Fehler“ zu bezeichnen. Der Ukrainekrieg habe ihn in seiner kritischen Haltung gegenüber der Kernkraft bestätigt, erläuterte Graichen und fügte hinzu:
„

„Ich halte das Risiko eines GAUs [größten anzunehmenden Unfalls; d. Red.] für nach wie vor zu hoch, als dass ich diese Technologie in einem Mix in Deutschland wollen würde. Das galt 2023 und gilt nach wie vor heute.“

Auf Nachfrage räumte er jedoch ein, man hätte, wären die bestehenden alten KKW zum damaligen Zeitpunkt weitergelaufen, „noch mehr Strom zu relativ günstigen Grenzkosten gehabt“. Er sei immer dafür, sich an Fakten zu orientieren, und dies sei auf der Gegenseite das zentrale Argument gewesen.
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Die Aussagen Graichens, der 2023 infolge der sogenannten Trauzeugenaffäre in den einstweiligen Ruhestand versetzt wurde, werfen erneut Fragen zu dessen Rolle im Entscheidungsprozess zum Kernkraftausstieg auf. Im Juli 2024 hatte sich dazu ein Untersuchungsausschuss des Bundestages konstituiert.

Verdacht der Unterdrückung von Informationen

Im Raum stand der Verdacht, Spitzenbeamte in grün geführten Ministerien könnten eine ergebnisoffene Entscheidungsfindung obstruiert haben. Einer Auswertung der Zeitschrift „Cicero“ auf Grundlage freigeklagter Dokumente zufolge habe es dafür gewichtige Anhaltspunkte gegeben.
Der Ausschuss sollte klären, ob Graichen innerhalb des damals von Robert Habeck geleiteten Bundeswirtschaftsministeriums Fachstellen intern ausmanövriert habe. So soll er deren Einschätzung unterdrückt haben, eine Laufzeitverlängerung sei vor dem Hintergrund drohender Energieengpässe im Winter 2022/23 zumindest prüfenswert.
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Der Untersuchungsausschuss konnte die Kernfrage nicht klären. Zwar stützten die bekannt gewordenen Vermerke die Kritik, dass die Prüfung einseitig auf Risiken fokussiert gewesen sei. Es ließ sich jedoch kein eindeutiger Nachweis dafür erbringen, dass Graichen bewusst falsche oder unvollständige Tatsachen an Minister Habeck weitergegeben habe.

Wendland wirft den Grünen verpasste Chance vor

Graichens jüngst geäußerte Einschätzung, ein Weiterbetrieb hätte „mehr Strom zu relativ günstigen Grenzkosten“ geliefert, kommt dem wirtschaftlichen Argument der damaligen Fachentwürfe sehr nahe. Allerdings hat er auch im Rahmen seines Auftritts bei R21 im gleichen Kontext die aus seiner Sicht entscheidenden Sicherheitsrisiken angesprochen.
Die Technikhistorikerin Anna Veronika Wendland hingegen erklärte im Rahmen der Podiumsdebatte, die Grünen hätten 2022 einen „historischen Moment“ verpasst. Die Partei habe selbst im Angesicht von Krieg und Energiekrise eine „Anti-Atom-Identitätspolitik“ betrieben, statt die Chance zu nutzen, eine sichere und CO₂-freie Energiequelle abzusichern.
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Nach damaliger Rechtslage sollten Ende 2022 die letzten drei noch aktiven Kernkraftwerke in Deutschland ihren Betrieb einstellen. Die akute Energiekrise infolge des Ukrainekrieges machte es jedoch erforderlich, einen Weiterbetrieb zumindest über den Winter zu prüfen. Diesen setzte am Ende auch der damalige Bundeskanzler Olaf Scholz im Wege der Ausübung seiner Richtlinienkompetenz durch.
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„Es kann jederzeit passieren“: Stromausfall in Schleswig-Holstein verursacht Millionenschäden

Windkraftanlagen und Hochspannungsleitungen. - Foto: Jan Woitas/dpa

In Kürze:

  • Der Stromausfall vom 18. Oktober in Schleswig-Holstein sorgte für Tausende Schadensmeldungen.
  • Eine Überspannung beschädigte oder zerstörte Haushaltsgeräte und Wärmepumpen.
  • Bislang wurden beim Netzbetreiber Schäden in Höhe von 16 Millionen Euro geltend gemacht.
  • Der Energieexperte Stefan Spiegelsperger sieht Parallelen zu einem Überspannungsfall von vor rund drei Jahren.
 
Am Sonntagvormittag, 18. Oktober, ereignete sich im Westen Schleswig-Holsteins ein großflächiger Stromausfall. Rund 40.000 Haushalte waren davon betroffen. Bei den meisten war nach etwa zwei Stunden der Strom wieder da. Bis 17 Uhr war bei allen Kunden die Stromversorgung wiederhergestellt, wie „Ihr Anzeiger“ berichtete.
Doch dieser Stromausfall war anders als andere. Denn in der Folge häuften sich die Schadensmeldungen. Bis Mittwoch, 4. November, gingen beim lokalen Netzbetreiber Schleswig-Holstein Netz (SH Netz) laut eigener Aussage rund 5.000 davon ein.
Der Grund für die Schäden: Eine Überspannung direkt nach dem Stromausfall zerstörte viele elektrische Geräte. Dazu zählen Haushaltsgeräte, Wärmepumpen und andere technische Anlagen.

Schäden in Höhe von 16 Millionen Euro

SH Netz hat die gesamte Schadenssumme, die bisher geltend gemacht wurde, auf rund 16 Millionen Euro beziffert. Dieser Betrag sei jedoch nicht mit der festgestellten oder ersatzfähigen Schadenshöhe gleichzusetzen, so SH Netz. Diese werde erst durch die Prüfung aller eingegangenen Meldungen ermittelt.
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Aufgrund der hohen Anzahl an Meldungen sei aktuell noch unklar, wie lange die Bearbeitung dauern werde. Fälle mit besonderen persönlichen Härten wolle das Energieunternehmen vorziehen.
Von den 5.000 Fällen kontaktierten die Versicherungen seit einigen Tagen die ersten rund 300 Betroffenen mit einer gemeldeten Schadenshöhe von jeweils über 10.000 Euro.
Wie hoch letztlich die jeweiligen möglichen Ersatzansprüche ausfallen, hänge von den individuellen Anspruchsgrundlagen und dem konkreten Schaden ab. Auch gewerbliche Schadensmeldungen würden bearbeitet. Ihre Prüfung könne wegen der unterschiedlichen Schadensarten und rechtlichen Voraussetzungen allerdings länger dauern.
Ebenso entwickele SH Netz eine Härtefalllösung. Hierbei solle auf freiwilliger Basis aus Kulanz und ohne Anerkennung einer Rechtspflicht Geld bereitgestellt werden, um Menschen mit besonderen Belastungen durch den Stromausfall zu helfen.
Momentan sei der Gesamtumfang dieser Härtefalllösung noch unklar und hänge von der Art und Höhe der geltend gemachten Schäden ab. Es zeichne sich dafür jedoch ein Betrag in einstelliger Millionenhöhe ab.

Wie es zu der Überspannung kam

Auslöser des Stromausfalls sei laut dem Unternehmen das Versagen einer Leiterverbindung im 110-Kilovolt-Netz im Raum Itzehoe gewesen. Wie sich im Nachhinein herausgestellt habe, habe es an einer falschen Verbindungsklemme im Hochspannungsnetz gelegen, die nicht zur Stromleitung gepasst habe. An dieser Stelle sei die Leitung gerissen und auf einen Mast gefallen. Das habe einen Kurzschluss verursacht sowie eine Unterbrechung in der Stromversorgung.
Normalerweise verfüge das Stromnetz über Sicherungssysteme, die verhindern, dass es dadurch zu einem solch großflächigen Ausfall kommt wie am 18. Oktober, erklärte Ove Struck, Sprecher von SH Netz.
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Ein weiterer Faktor, so der Energieexperte Stefan Spiegelsperger auf seinem YouTube-Kanal „Outdoor Chiemgau“, sei eine übermäßige Auslastung der Leitungen in der Region aufgrund von „viel zu viel Windstrom im Netz“ gewesen. Der Ausfall dieser einen Leitung habe andere, bereits am Limit fahrende Leitungen in der Region zusätzlich belastet, da sie die Strommenge der ausgefallenen Leitung hätten mittragen mussten.
Das habe letztlich dazu geführt, dass Überspannungen bei den Verbrauchern ankamen. Der Energieexperte sprach hierbei von möglicherweise bis zu 6.000 Volt. Normalerweise läuft das Niederspannungsnetz mit 230 bis 240 V. Die Überspannungen haben die Haushaltsgeräte beschädigt oder zerstört.

Vergleich mit Fall in der Pfalz

Spiegelsperger erinnerte an den ähnlichen Fall vom 3. Oktober 2023 im Landkreis Kusel in Rheinland-Pfalz. Auch dort sei es im Zuge eines Stromausfalls zu kurzen Überspannungen von bis zu 6.000 Volt gekommen.
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Auch damals zerstörte dieses Ereignis zahlreiche elektrische Geräte, darunter Durchlauferhitzer in Privathaushalten und ebenso teure Großgeräte von Unternehmen. Auf eine Entschädigung warten die betroffenen Stromkunden laut Medienberichten vom September immer noch.
„Es kann jederzeit passieren“, erklärte Spiegelsperger. Das gelte auch bundesweit, wie die Fälle in Rheinland-Pfalz und Schleswig-Holstein zeigten. „So eine Leitung kann überall abreißen, vor allem weil unsere Netze heute viel mehr belastet sind als früher.“
Der hinterherhinkende Netzausbau und der massive Ausbau der erneuerbaren Energien trieben unser Stromsystem immer öfter an seine Grenzen – und manchmal darüber hinaus.
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Wasserstoff für Deutschland: Zwischen Milliardenförderung und wirtschaftlicher Realität

Wasserstoff gilt als wichtiger Baustein für eine klimafreundlichere Industrie. Doch hohe Produktionskosten und ein schleppender Ausbau erschweren bislang den Aufbau eines funktionierenden Wasserstoffmarktes in Deutschland. (Symbolbild) - Foto: Bernd Weißbrod/dpa

In Kürze:

  • Zehn-Punkte-Plan: Mit Fördermilliarden will das Wirtschaftsministerium den Wasserstoffausbau anschieben. Hohe Produktionskosten und fehlende Abnehmer bremsen bislang den Markt.
  • Ausbauziele in weiter Ferne: Im September 2026 waren Elektrolyseure mit einer Leistung von 0,18 Gigawatt in Betrieb – gegenüber dem bisherigen Ziel von mindestens 10 Gigawatt bis 2030.
  • Finanzielle Risiken: Der Bundesrechnungshof beziffert das mögliche Verlustrisiko des Bundes beim Wasserstoffkernnetz in einem ungünstigen Szenario auf mindestens 18 Milliarden Euro.
 
Die Bundesregierung will den stockenden Aufbau der Wasserstoffwirtschaft beschleunigen. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) stellte im Oktober 2026 ein Paket mit zehn Maßnahmen vor. Vorgesehen sind Milliardenhilfen für die Industrie, bessere Produktionsbedingungen und Anreize für Unternehmen, Wasserstoff einzusetzen.
Dass die bisherigen Pläne nicht wie erhofft vorankommen, räumt das Ministerium selbst ein. „Der Aufbau des Wasserstoffmarktes steht vor großen Herausforderungen und verzögert sich gegenüber bisherigen Erwartungen“, heißt es im Maßnahmenpapier.
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Wasserstoff kann Kohle und Erdgas etwa bei der Stahlherstellung ersetzen und den Ausstoß von Treibhausgasen verringern. Wird er mithilfe von Wind- oder Solarstrom hergestellt, spricht man von grünem Wasserstoff. Auch Kraftwerke sollen ihn künftig nutzen, wenn Wind und Sonne nicht genügend Strom liefern.
Bislang ist grüner Wasserstoff allerdings teuer. Die Herstellungskosten lägen „noch deutlich über den Preisen für fossile Alternativen“ und damit über der Zahlungsbereitschaft zahlreicher potentieller Anwender, stellt das Wirtschaftsministerium fest. Viele Unternehmen warten mit Investitionen. Hersteller wiederum benötigen langfristige Abnehmer, bevor sie neue Anlagen bauen.

Milliardenhilfen sollen Investitionen ermöglichen

Die Bundesregierung plant, einen Teil der Mehrkosten zu übernehmen, wenn Betriebe auf klimafreundlichere Produktionsverfahren umstellen. Dafür sind bis zu 8,7 Milliarden Euro vorgesehen. Das umfasst neben Wasserstoff auch andere Verfahren zur Verringerung des CO₂-Ausstoßes. Mindestens 1,5 Milliarden Euro davon sind speziell dafür vorgesehen, um Unternehmen beim Umstieg auf Wasserstoff zu unterstützen.
Außerdem will die Bundesregierung den Absatz klimafreundlich hergestellten Stahls fördern. Geplant ist auch, Gaskraftwerke mit einer Gesamtleistung von 4 Gigawatt für eine spätere Umstellung auf Wasserstoff zu unterstützen. Dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) gehen die Pläne nicht weit genug. „Damit Wasserstoff günstiger wird, müssen wir ihn in deutlich größeren Mengen erzeugen und nutzen“, erklärte Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae in einer Pressemitteilung. Die Vorschläge seien „zu zaghaft“.

Weit hinter den Zielen zurück

Bei der heimischen Wasserstoffproduktion fällt eine Änderung auf. In der „Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie“ von 2023 hatte die damalige Bundesregierung angekündigt: „Das Ziel für heimische Elektrolysekapazität in 2030 wird von 5 GW auf mind. 10 GW erhöht.“
Elektrolyseure stellen Wasserstoff her, indem sie Wasser mithilfe von Strom in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegen. Im neuen Maßnahmenpapier taucht das Zehn-Gigawatt-Ziel nicht mehr ausdrücklich auf.
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Wie weit Deutschland davon entfernt ist, zeigen Zahlen des BDEW vom September 2026. Von 169 erfassten Projekten waren erst 44 in Betrieb. Ihre Gesamtleistung betrug 0,18 Gigawatt – weniger als 2 Prozent des zuletzt für 2030 gesetzten Ziels. Weitere 27 Projekte mit insgesamt 1,27 Gigawatt befanden sich im Bau oder verfügten über eine finale Investitionszusage.
Bereits im Herbst 2025 hatte die Bundesregierung eine Anpassung ihrer Ausbauziele angekündigt. Im Februar 2026 bekräftigte Wirtschaftsstaatssekretär Frank Wetzel dies in einer Antwort auf eine Bundestagsanfrage des Abgeordneten Steffen Kotré (AfD). Demnach sollten die „bisherigen Ausbauziele für Elektrolyseure flexibilisiert werden und sich an konkreten Nachfrage-Projekten orientieren“.
Der Ausbau soll sich damit stärker nach der tatsächlichen Nachfrage richten. Ob die Bundesregierung weiterhin mindestens 10 Gigawatt bis 2030 anstrebt, bleibt unklar.

Leitungen entstehen – doch wo bleibt der Wasserstoff?

Parallel baut Deutschland ein eigenes Wasserstoffkernnetz auf, das künftig Fabriken, Kraftwerke und andere Großverbraucher versorgen soll. Nach Angaben der Bundesnetzagentur soll das ursprünglich genehmigte Netz 9.040 Kilometer umfassen. Rund 60 Prozent sollen durch den Umbau vorhandener Erdgasleitungen entstehen. Die zunächst veranschlagten Kosten betragen 18,9 Milliarden Euro.
Während erste Leitungen entstehen, gewährleisten diese keine Versorgung. Wasserstoff muss in ausreichenden Mengen produziert oder importiert werden. Außerdem sind Speicher nötig, denn grüner Wasserstoff wird mit erneuerbarem Strom hergestellt, dessen Verfügbarkeit vom Wetter abhängt. Industrieunternehmen benötigen dagegen eine möglichst gleichmäßige Versorgung. Nach Angaben des Wirtschaftsministeriums sollen Speicher deshalb Schwankungen bei Produktion und Importen ausgleichen. „Wasserstoffspeicher sichern hier gegen etwaige Ausfälle oder Verzögerungen ab“, heißt es dort.
Eine Möglichkeit sind unterirdische Hohlräume in Salzschichten, sogenannte Salzkavernen. Solche Speicher werden bereits für Erdgas genutzt. Nach einer Untersuchung des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW) eignen sie sich grundsätzlich auch für Wasserstoff. „Was die technische Umstellbarkeit betrifft, gehen Studien davon aus, dass Kavernen aufgrund ihrer geologischen Voraussetzungen für die Speicherung von Wasserstoff grundsätzlich geeignet sind“, schreibt der Verband.
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Die Umstellung wird derzeit praktisch erprobt. Bei anderen unterirdischen Speichern, etwa ehemaligen Erdgaslagerstätten, muss die Eignung standortbezogen geprüft werden. Auch technische Umbauten können erforderlich sein.

Das halbe Rückgrat fehlt

Die Bundesregierung bezeichnet das Wasserstoffnetz und die Speicher als „das infrastrukturelle Rückgrat des künftigen Wasserstoffmarktes“.
Wie viele zusätzliche Speicher Deutschland benötigt, ist aber nicht abschließend geklärt. Konkrete Ausbauziele nennt die Bundesregierung nicht. Stattdessen heißt es im Maßnahmenpapier: „Erforderliche Speicherkapazitäten und mögliche Förderbedarfe analysieren wir im Rahmen eines Gutachtens.“
Damit bleibt offen, in welchem Umfang der Bund den Bau neuer Speicher finanziell unterstützen wird. Der BDEW warnt vor Verzögerungen. „Wir riskieren, dass Netze, Nachfrage und Erzeugung zeitlich auseinanderlaufen“, sagte Andreae im September.
Für Unternehmen ist deshalb nicht allein der Anschluss an das Leitungsnetz entscheidend. Sie benötigen auch die Gewissheit, langfristig ausreichend Wasserstoff beziehen zu können.

Deutschland setzt auf Importe

Die Bundesregierung möchte einen großen Teil des künftig benötigten Wasserstoffs aus dem Ausland beziehen. Im Maßnahmenpapier heißt es: „Wir werden Wasserstoff in großen Mengen importieren.“ Dafür sollen Pipelines aus europäischen Nachbarstaaten und Schiffstransporte aus weiter entfernten Regionen genutzt werden. Ziel seien „kostengünstige und mengenmäßig große Importvolumina“.
Ob Importe tatsächlich günstiger sind als die heimische Produktion, hängt vom Transportweg ab. Das zeigt eine Untersuchung des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln (EWI) vom Oktober 2025.
Demnach könnte grüner Wasserstoff 2030 in Deutschland rund 200 Euro je Megawattstunde kosten. Für Pipelineimporte aus Europa oder Nordafrika errechneten die Forscher etwa 150 bis 170 Euro. Bei Schiffstransporten könnten die Kosten dagegen 250 bis 300 Euro erreichen.
Ursache sind unter anderem Energieverluste und zusätzliche Kosten, wenn Wasserstoff für den Schiffstransport umgewandelt und anschließend zurückgewonnen werden muss. Es handelt sich um Modellrechnungen, nicht um feststehende Preise.
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Eines der ersten Importprojekt ist die Lieferung von Ammoniak aus Indien nach Deutschland ab 2029. Der aus Wasserstoff herstellbare Stoff kann unter anderem in der chemischen Industrie eingesetzt werden. Die Bundesregierung sichert die Vereinbarung nach eigenen Angaben mit 585 Millionen Euro staatlich ab.
Gleichzeitig will das Wirtschaftsministerium die heimische Produktion erleichtern. Dazu strebt es Änderungen europäischer Vorschriften für grünen Wasserstoff sowie günstigere Bedingungen bei den Stromnetzentgelten an. Letztere beeinflussen die Herstellungskosten erheblich.

Was bedeutet das für die Industrie?

Die Bundesregierung verbindet mit dem Wasserstoffausbau industriepolitische Ziele. Sie will die „Zukunftsfähigkeit ganzer Wertschöpfungsketten und die Wettbewerbsfähigkeit des industriellen Kerns in Deutschland“ sichern. Ob die Förderungen dafür ausreichen, bleibt abzuwarten.
Für Unternehmen ist entscheidend, zu welchen Preisen Wasserstoff langfristig verfügbar sein wird. Der Fraunhofer-Exzellenzcluster CINES hat dazu Berechnungen vorgelegt. In einer Studie vom Juli 2026 ermittelten die Forscher für 2035 Bezugskosten von 4,41 bis 8,43 Euro je Kilogramm für industrielle Abnehmer. Darin enthalten sind Herstellung, Transport und Speicherung.
Für Kraftwerke liegen die berechneten Kosten mit 8,77 bis 15,16 Euro je Kilogramm höher. Ein Grund ist ihre möglicherweise unregelmäßige Wasserstoffabnahme, wodurch sich Infrastrukturkosten auf geringere Mengen verteilen. Auch diese Ergebnisse sind Modellrechnungen. Die Auswirkungen des jetzt angekündigten Maßnahmenpakets wurden darin nicht untersucht.

Milliardenrisiko für den Bund und den Bürger?

Auch die Finanzierung des Wasserstoffnetzes birgt Risiken. Nach dem Finanzierungskonzept der Bundesnetzagentur sollen Netzbetreiber ihre Kosten grundsätzlich über Gebühren der Nutzer decken.
Damit diese für die ersten Abnehmer nicht zu hoch ausfallen, hat die Bundesnetzagentur ein begrenztes Hochlaufentgelt festgelegt. Was fehlt, finanziert die staatliche Förderbank KfW per Darlehen vor. Dieses soll später ausgeglichen werden, wenn mehr Unternehmen das Netz nutzen.
Geht diese Rechnung nicht auf, könnte der Bund finanziell belastet werden. Der Bundesrechnungshof beziffert das staatliche Risiko auf mindestens 18 Milliarden Euro, falls der Wasserstoffmarkt scheitert, das KfW-Darlehen von 24 Milliarden Euro vollständig abgerufen wurde und noch keine Rückzahlungen erfolgt sind. Es handelt sich um ein mögliches Verlustszenario, nicht um bereits entstandene Kosten.
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Welche Folgen hat das für private Haushalte? Das Maßnahmenpapier enthält keine Berechnungen zu möglichen Auswirkungen auf Strom- oder Gasrechnungen. Ein Fraunhofer-Kurzgutachten vom Oktober 2025 beziffert die Kosten für die Nutzung des Wasserstoff-Fernleitungsnetzes auf einem untersuchten Transportweg ohne Zwischenspeicherung auf rund 1,59 Cent je Kilowattstunde. Hinzu kommen Kosten für Herstellung und Verteilung.
Aus diesem Einzelwert lässt sich allerdings keine künftige Gasrechnung für Privathaushalte ableiten. Auch die finanziellen Folgen des Maßnahmenpakets für Verbraucher bleiben damit offen.
Am Ende bleibt festzuhalten: Die Bundesregierung will Milliardenhilfen bereitstellen. Ob damit der Durchbruch gelingt, ist ungewiss. Die bisherigen Ausbauzahlen zeigen, wie weit Anspruch und Wirklichkeit auseinanderliegen. Entscheidend wird sein, ob Wasserstoff künftig in ausreichenden Mengen, zuverlässig und zu wirtschaftlich tragbaren Preisen verfügbar ist. Daran muss sich das neue Maßnahmenpaket messen lassen.
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Für künftige Dunkelflauten: Zuschläge für elf Gaskraftwerke erteilt

Das Heizkraftwerk Stuttgart-Münster des Energieversorgers EnBW in Stuttgart am 30. Oktober 2025. - Foto: Thomas Niedermueller/Getty Images
Kaum Wind, kaum Sonne: Am Dienstag, 3. November, tritt Deutschland allmählich aus einer rund fünf Tage andauernden Dunkelflaute heraus. Um die Stromversorgung des Landes zu sichern, mussten die deutschen Netzbetreiber viel Strom aus dem Ausland importieren.
Damit Deutschland in Zukunft eine stabilere, eigene Stromversorgung bei solchen Wetterphasen hat, sollen in den kommenden Jahren neue Gaskraftwerke entstehen und Braunkohlekraftwerke umgerüstet werden. Insgesamt elf Gebote erhielten einen Zuschlag. Das ist das Ergebnis einer ersten Ausschreibungsrunde der Bundesnetzagentur, wie diese am Dienstag mitteilte.

Teils Umbau von Kohlekraftwerken

Vier Kraftwerke sollen demnach in Brandenburg, drei in Nordrhein-Westfalen, zwei in Sachsen und jeweils eines in Bayern und in Baden-Württemberg entstehen.
Die Umweltorganisation BUND kritisierte, dass mehrere Zuschläge an alte Braunkohlekraftwerke gegangen seien, die zu Gaskraftwerken umgebaut werden sollen. Sie seien „ineffizienter als neue Kraftwerke und damit noch klimaschädlicher“.
Auch die Deutsche Umwelthilfe monierte, der Energiekonzern LEAG, der Zuschläge für sieben Kraftwerksprojekte erhielt, lasse sich die Umrüstung alter Braunkohlekraftwerke auf Gas durch staatliche Zuschläge finanzieren.
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Ergebnis der ersten Ausschreibung

Das Ausschreibungsvolumen habe laut der Bundesnetzagentur in der ersten Runde 4,5 Gigawatt (GW) betragen. Es seien demnach bis zum Gebotstermin 41 Gebote abgegeben worden. Diese hätten ein Gesamtgebotsvolumen von knapp 12 GW umfasst. Davon seien sieben Gebote ausgeschlossen worden.
Letztlich habe die Bundesnetzagentur elf Geboten Zuschläge mit einem Zuschlagsvolumen von insgesamt knapp 5,2 GW erteilt. Die neuen Gaskraftwerke sollen spätestens 2031 in Betrieb gehen. Die Bauzeit für eine Anlage liegt meist bei zwei bis drei Jahren. Schneller ging es beispielsweise beim Gaskraftwerk Hamm. Nach nur 21 Monaten Bauzeit ging es ans Netz.
Die Abweichung vom Ausschreibungsvolumen von 4,5 GW ergebe sich laut der Behörde daraus, dass das Gebot, welches das Ausschreibungsvolumen erstmals überschritten habe, noch bezuschlagt worden sei.
„In der Ausschreibung gab es einen intensiven Wettbewerb der unterschiedlichen Technologien – also Kraftwerken und Stromspeichern“, sagte Bundesnetzagentur-Präsident Klaus Müller.
Dieser Wettbewerb habe zu vergleichsweise niedrigen Zuschlagswerten geführt. Die Ergebnisse der Ausschreibung seien ein „wichtiger erster Schritt für die langfristige, kosteneffiziente Absicherung der Stromversorgung“.
Die regionale Verteilung der Zuschläge trage zudem zu einem „sicheren Netzbetrieb“ bei, so Müller.
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Staatliche Förderung

Weil die Anlagen als Back-up vorgesehen sind und weil sie mit begrenzten Betriebszeiten nicht wirtschaftlich zu betreiben wären, benötigen sie staatliche Förderung. Diese soll ab Inbetriebnahme 15 Jahre lang gezahlt werden.
Diese Förderung war für die erste Ausschreibung auf höchstens 244.000 Euro je Megawatt und Jahr festgelegt worden. Im Wettbewerb um einen Zuschlag ergab sich laut Bundeswirtschaftsministerium nun ein Preis von durchschnittlich rund 155.300 Euro je Megawatt und Jahr.
„Das ist auch für die Stromkunden wichtig, denn es senkt die Kosten für die Absicherung unserer Stromversorgung“, so Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU).
Die Deutsche Umwelthilfe mutmaßte, die Umrüstung von Braunkohlekraftwerken auf Gas könnte erklären, warum die Gebote niedriger gewesen seien als erwartet.
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Die Umweltorganisation Greenpeace kritisierte, die Bundesregierung „kettet unser Land weiter an fossiles Gas“. Moderne, saubere und immer günstigere Alternativen wie Batteriespeicher seien in der ersten Ausschreibung faktisch ausgeschlossen gewesen. Die Förderung der Kraftwerke koste über 15 Jahre 800 Millionen Euro jährlich. Greenpeace monierte, dass dies die Stromkunden ab 2031 „über eine neue Umlage“ bezahlen müssten.
Grundlage für die neuen Gaskraftwerke ist das Gesetz zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten.
Die EU-Kommission hatte Anfang September ihre beihilferechtliche Genehmigung erteilt. Ab 2045 sollen die neuen Kraftwerke mit Wasserstoff laufen.
Mit Material der Nachrichtenagenturen
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IZW zur Energiewende: Wohlstandsverluste eine echte Gefahr

Die IZW-Präsidentin Andrea Thoma-Böck. - Foto: Andrea Thoma-Böck, Quang Nguyen Vinh/Canva; Montage: Epoch Times

In Kürze:

  • Mit der Energiewende seien zwischen Politik und Wirtschaft regelrechte Parallelwelten entstanden, so IZW-Präsidentin Andrea Thoma-Böck.
  • Sie warnt, dass Kosten und Risiken aus dem Ruder laufen könnten, ähnlich wie bei Stuttgart 21.
  • Ohne ausreichende Vergleiche und Gegenrechnungen lasse sich kein Break-even festlegen.
  • Ebenso äußert Thoma-Böck Zweifel am allgemeinen Finanzierungspotenzial.
 
Die deutsche Energiewende tangiert unmittelbar die Wirtschaft. Der Umbau von nicht weniger als der gesamten Strominfrastruktur im laufenden Betrieb gleicht einem Mammutprojekt. Die damit verbundenen Kosten sind bis dato und in den kommenden Jahren entsprechend hoch.
Auf lange Sicht verspricht die Politik eine Kostenersparnis. Aktuell spürt die Wirtschaft jedoch vorwiegend Druck durch die hohen Energiepreise und die oftmals einengenden Emissionsvorgaben. Das führt zunehmend zu einer Abwanderungsdynamik der deutschen Industrie.
Die Initiative Zukunft Wirtschaft Deutschland (IZW) setzt sich für eine zukunftsfähige Wirtschaft hierzulande ein und möchte gleichzeitig eine Brücke zur Politik schlagen. IZW-Präsidentin Andrea Thoma-Böck erklärt im Interview, wie das gehen soll – und wie die Kosten der Energiewende in Billionenhöhe einzuordnen sind.
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Frau Thoma-Böck, vor ein paar Tagen bezifferte eine Prognos-Studie die Kosten für die Erreichung der Klimaneutralität Deutschlands bis 2045 auf rund 6 Billionen Euro. Eine weitere Studie von vor gut einem Jahr sprach von bis zu 5,4 Billionen Euro allein für die Energiewende bis 2049. Halten Sie diese Beträge für realistisch?
Ich kann dazu nur den Energieökonomen Professor Manuel Frondel vom RWI zitieren: „Ich halte sechs Billionen Euro eher für die Untergrenze.“ Genauso sehe ich das. Wir bauen seit Jahrzehnten Flughäfen, Bahnhöfe und Tunnel – und trotzdem laufen Kosten und Zeitpläne aus dem Ruder. Stuttgart 21 wurde 2009 als Kernprojekt mit rund 4,5 Milliarden Euro veranschlagt. Einschließlich verbundener Infrastrukturprojekte sprechen wir heute von rund 25 Milliarden Euro, allerdings bei erweitertem Umfang. Und den Umbau unserer gesamten Energieversorgung wollen wir bis 2045 verlässlich kalkulieren?
Hier geht es um weit mehr als Windräder und Solarmodule. Erzeugung und Verbrauch müssen im Stromnetz jederzeit im Gleichgewicht bleiben, Frequenz und Spannung stabil gehalten werden. Speicher, Wechselrichter, Leitungen und Reservekraftwerke müssen zuverlässig ineinandergreifen. Dabei ist installierte Leistung noch lange keine gesicherte Leistung. Was kostet dieses Zusammenspiel über Jahrzehnte, einschließlich Wartung, Ersatzinvestitionen und Systemabsicherung? Während wir noch bauen, beginnt bereits der Ersatz. Und was kostet es, wenn Industriebetriebe ihre Produktion zunehmend nach dem Stromangebot ausrichten sollen?
Hinzu kommt der Wettbewerb um Rohstoffe. Weltweit werden Stromnetze, Batteriespeicher und Rechenzentren gebaut. Die Nachfrage nach Kupfer wächst. Die UBS warnte vor Engpässen, die Internationale Energieagentur erwartet für 2035 eine mögliche Kupferangebotslücke von rund einem Viertel. Neue Minen entstehen nicht über Nacht. Ein erheblicher Teil der Wertschöpfung bei Solarmodulen, Batterien und Komponenten findet zudem außerhalb Deutschlands statt. Materialpreise, Lieferketten und geopolitische Risiken lassen sich bis 2045 kaum auf den Euro genau vorhersagen.
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Prognos beziffert den Investitionsbedarf auf 5,7 bis 6,4 Billionen Euro, untersucht aber weder die vollständigen volkswirtschaftlichen Kosten noch die Auswirkungen auf Wachstum und Beschäftigung. Auch wie die Investitionen tatsächlich finanziert werden sollen, bleibt offen. Ich erwarte deshalb erhebliche Kostensteigerungen. Eine Zahl für den Investitionsbedarf zu berechnen, ist das eine. Ob sich dieser Plan technisch, zeitlich und wirtschaftlich verwirklichen lässt, ist eine völlig andere Frage.
Der Wissenschaftliche Dienst des Bundestages verweisen sogar auf Kostenschätzungen von bis zu 13,3 Billionen Euro bis 2045. Die Bundesregierung selbst erstellt dagegen keine eigene Gesamtkostenrechnung.
Umso erstaunlicher, dass es bis heute keinen ganzheitlichen, technologieoffenen Gesamtplan mit belastbarer Gesamtkostenrechnung und unabhängigem Controlling gibt. Ein Missstand, den die IZW seit ihrer Gründung kritisiert. Was bei jedem größeren Investitionsprojekt selbstverständlich wäre, fehlt ausgerechnet beim Umbau unserer Energieversorgung. Wie wollen wir da rechtzeitig erkennen, wann Kosten und Risiken aus dem Ruder laufen?
Es heißt, die Energiewende spart letztlich mehr ein, als sie kostet. Reduzierte Investitionen für fossile Energieträger, weniger Schäden durch klimabedingte Naturkatastrophen und sinkende Gesundheitskosten sollen das ermöglichen. Wann ist der Break-Even-Point erreicht? Ab wann rentiert sich die Energiewende?
Einen seriösen Break-even kann ich nicht benennen, solange wir nicht transparent darlegen, welche CO₂-Einsparungen über den gesamten Lebenszyklus tatsächlich erzielt werden und was uns jede weitere vermiedene Tonne kostet. Rohstoffgewinnung, Herstellung, Transporte und Entsorgung verursachen schließlich ebenfalls Emissionen, häufig außerhalb Deutschlands. Die Technische Universität München zeigt mit einer Auswertung von 19 Studien und 47 Szenarien: Elektroautos haben durchschnittlich 41 Prozent weniger Lebenszyklusemissionen als Verbrenner. Das ist ein Vorteil, aber eben keine Emissionsfreiheit, wie vorher immer propagiert.
Deutschland hat seine Treibhausgasemissionen seit 1990 bereits um mehr als 48 Prozent reduziert. Weitere Einsparungen führen uns zunehmend in technisch schwierige und kostspielige Bereiche. Zwischen 2020 und 2025 haben wir rund 35 Milliarden Euro in neue Windkraftanlagen investiert und die installierte Leistung um etwa 25 Prozent erhöht. Trotzdem lag die jährliche Windstromerzeugung 2025 nahezu auf dem Niveau von 2020. Milliardeninvestitionen, denen in diesem Jahresvergleich kaum zusätzlicher Ertrag gegenübersteht.
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Wie viel wollen wir künftig für jede weitere vermiedene Tonne CO₂ aufwenden, und wo steht das noch in einem vernünftigen Verhältnis zum Nutzen? Mit jeder weiteren Investition müssen wir fragen: Wie viel zusätzliche CO₂-Minderung erreichen wir tatsächlich und zu welchem Preis?
Erdöl und Erdgas sind zudem nicht nur Brennstoffe, sondern Ausgangsstoffe für unzählige Produkte, von Kunststoffen über Arzneimittel bis zur Kosmetik. Allein in der deutschen Chemieindustrie wurden 2024 rund 34 Prozent der eingesetzten Energieträger stofflich genutzt. Wer diese Rohstoffe ersetzen will, braucht alternative Kohlenstoffquellen und Verfahren, die wiederum Energie, Kapital und Infrastruktur benötigen. Wandert stattdessen die Produktion ab, verlieren wir Arbeitsplätze, technologisches Wissen und Wertschöpfungsketten. Werden dieselben Güter anschließend im Ausland emissionsintensiver hergestellt, verbessert sich unsere nationale CO₂-Bilanz, ohne dass das Weltklima entsprechend profitiert. Entscheidend ist nicht, wie viel CO₂ wir aus unserer nationalen Bilanz entfernen, sondern wie viel wir weltweit tatsächlich vermeiden.
Natürlich gehören eingesparte Brennstoffimporte sowie vermiedene Klima- und Gesundheitsschäden in die Rechnung. Ihnen müssen die weltweiten Emissionen, sämtliche zusätzlichen Kosten und mögliche industrielle Verluste gegenübergestellt werden. Ebenso fehlt der umfassende Vergleich mit anderen Technologiepfaden, die dieselbe Emissionsminderung günstiger erreichen könnten. Ohne diese Gegenrechnung ist der behauptete volkswirtschaftliche Break-even keine belastbare Zahl.
Kann Deutschland diese Kosten in Billionenhöhe überhaupt stemmen? Was bedeutet das für das Land und für die Menschen?
Selbst in den wirtschaftlich starken Jahren zwischen 2009 und 2019, als die Steuereinnahmen sprudelten und Kredite außergewöhnlich günstig waren, wäre ein Investitionsprogramm in Billionenhöhe eine enorme Herausforderung gewesen. Heute steht Deutschland wieder als möglicher „kranker Mann Europas“ in der Debatte, wie der „Economist“ bereits fragte.
Gleichzeitig haben wir einen gewaltigen Sanierungsstau: Nach Einschätzung des Bundesrechnungshofs müssen allein rund 5.000 Teilbauwerke von Autobahnbrücken dringend modernisiert werden. Dazu kommen Straßen, Schienen, Schulen und kommunale Infrastruktur. Die Energiewende kommt obendrauf.
Die entscheidende Frage lautet doch: Wer soll diese Billionen erwirtschaften, wenn wir gleichzeitig die industrielle Basis schwächen, die sie finanzieren soll?
Wir müssen zudem über die Menschen reden, die diese Last tragen sollen. Unsere Wirtschaft stagniert seit Jahren, die Babyboomer gehen in Rente, der Druck auf Sozialkassen und öffentliche Haushalte wächst. Bis 2040 erreichen rund 13,3 Millionen heutige Erwerbspersonen das Rentenalter. Zugleich sollen sich die jährlichen Zinsausgaben des Bundes bis 2030 auf über 80 Milliarden Euro mehr als verdoppeln. Wenn Kosten über Zuschüsse statt über Strompreise finanziert werden, verschwinden sie nicht. Sie wechseln den Briefkopf: vom Stromkunden zum Steuerzahler, von heutigen Haushalten zu künftigen Generationen. Die Schulden von heute sind die Zinslasten von morgen. Und jeder weitere Finanzierungsbedarf konkurriert mit Bildung, Gesundheit, Verteidigung und der Sanierung unseres Landes.
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Während die Welt durch Künstliche Intelligenz, Digitalisierung und Elektrifizierung in einen neuen Wettbewerb um bezahlbare, gesicherte Energie eintritt, binden wir enorme Mittel in einen politisch vorgegebenen, technologisch verengten Sonderweg. Dieses Kapital fehlt möglicherweise für Forschung, moderne Produktionsanlagen und andere Investitionen. Gleichzeitig verlieren wir bereits industrielle Wertschöpfung, Investitionen und damit wirtschaftliche Zukunftsperspektiven. Diese Wohlstandsverluste sind längst keine theoretische Gefahr mehr. Und mit ihnen schwindet auch die gesellschaftliche Akzeptanz.
Dabei wäre allein die glaubwürdige Aussicht auf eine dauerhaft sichere, bezahlbare Energieversorgung einer der stärksten Investitionsimpulse für unseren Standort. Denn Unternehmen investieren nur, wenn sie langfristig planen können. Wer die Energiefrage löst, schafft Wohlstand.
Wir haben die Rechnung ohne den Wirt gemacht. Und dieser Wirt ist unsere Volkswirtschaft. Sie muss die Transformation finanzieren und zugleich die Voraussetzungen schaffen, damit kommende Generationen ihren Wohlstand erhalten können.
Eine Energiewende muss sich an ihrer Wirtschaftlichkeit messen lassen, nicht an den Wunschvorstellungen eines politischen Luftschlosses, das bis 2045 fertig sein soll, koste es, was es wolle.
Eine Transformation ist nur dann erfolgreich, wenn Wirtschaft und Gesellschaft sie erleben und überleben. Ob das auf unserem gegenwärtigen Weg gelingt, halte ich für mehr als fraglich.
Vielen Dank für das Gespräch!
Das Interview führte Maurice Forgeng.
 
Zur Person:
Andrea Thoma-Böck kommt aus einer Unternehmerfamilie, die seit Generationen Verantwortung für ein Industrieunternehmen trägt. Aus eigener unternehmerischer Erfahrung kennt sie die wachsende Kluft zwischen Politik und Wirtschaft. Dabei nimmt sie auch die Wirtschaft in die Pflicht: „Wir waren viel zu lange viel zu leise.“
Aus dieser Betroffenheit gründete sie im November 2023 die Initiative Zukunft Wirtschaft Deutschland (IZW). Die Initiative verbindet unternehmerische Praxis mit wissenschaftlicher Expertise, analysiert politische Entscheidungen und ihre wirtschaftlichen Folgen und versteht sich als Übersetzer in beide Richtungen zwischen Wirtschaft, Politik und Gesellschaft.
Für ihre energiepolitische Arbeit verfügt die IZW über ein interdisziplinäres Team unabhängiger Experten aus unterschiedlichen Bereichen der Energiewirtschaft. Gemeinsam erarbeiten und veröffentlichen sie regelmäßig fundierte Analysen, Studien und Stellungnahmen zur Energiepolitik.
Die IZW ist unabhängig, überparteilich und privat finanziert. Ihr Ziel ist es, dem Mittelstand wieder den Platz am Tisch zu verschaffen, an dem über seine Zukunft entschieden wird. „Nicht länger über uns, sondern mit uns.“
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Massiver Solar-Ausbau reduziert die Vogelvielfalt in China?

Tausende Solarmodule sind am 10. August 2025 im Solarkraftwerk Dalat Banner installiert. Es befindet sich in der Kubuqi-Wüste nahe Ordos in der nördlichen Inneren Mongolei in China. Ein Beispiel für Chinas gigantische Bemühungen seiner Energiewende. - Foto: Pedro Pardo/AFP via Getty Images

In Kürze:

  • Kein anderes Land hat bisher so viele Solaranlagen errichtet wie China.
  • Laut einer Studie vertreiben sie Vogelarten und reduzieren somit die lokale Biodiversität.
  • Kritik äußerte unter anderem die Chinesische Zoologische Gesellschaft bezüglich der Seriosität der Datensätze.
 
China hat einen unvergleichlichen Solarausbau an den Tag gelegt – vor allem in den vergangenen Jahren. Laut neuesten Daten betrug Chinas installierte Photovoltaikleistung Ende August 1.299 Gigawatt (GW). Das ist in etwa so viel wie alle anderen Länder der Welt zusammen besitzen.
Die meisten der Solarmodule in dem fernöstlichen Land sind in riesigen Freiflächenanlagen in ländlichen Regionen montiert. Hier nutzt China seine weiten, zuvor ungenutzten Flächen. Viele große Solaranlagen sind bereits auf Hügellandschaften errichtet.

Solarmodule an den Hängen von Xuanhua in der Stadt Zhangjiakou in der nordchinesischen Provinz Hebei. China ist der weltweit größte Hersteller und Nutzer von Solarmodulen.

Foto: Greg Baker / AFP via Getty Images

Allerdings dürfte dieser massive Vorstoß der chinesischen Photovoltaik (PV) versteckte Folgen für die Artenvielfalt nach sich ziehen. Zu diesem Ergebnis kam kürzlich eine landeseigene Studie, die einige Entwicklungen der Fauna um die photovoltaischen Platten unter die Lupe genommen hat. Im Fokus standen mehr als 2.300 chinesische Landkreise. Die Studie ist peer-reviewed, also geprüft durch unbeteiligte Wissenschaftler aus demselben Fachbereich.

Mehr Pro-Solar-Politik, weniger Vögel

Mehrere Forscher der Universität für Informationswissenschaft und Technologie in Nanjing und der Zentralen Finanz- und Wirtschaftsuniversität haben mit weiteren Wissenschaftlern untersucht, wie stark dieser Konflikt beim chinesischen PV-Ausbau ausfällt.
Den Ergebnissen zufolge gehen strengere Maßnahmen zur Förderung des Solarausbaus mit einem Rückgang der Vogelvielfalt einher. Oder einfach ausgedrückt: Intensivere politische Maßnahmen zum Solarausbau in einer Region haben dort Vogelarten vertrieben. Laut der Studie entsprach ein Anstieg der politischen Intensität um eine Standardabweichung einem Rückgang des Vogelbiodiversitätsindex um 2,1 Prozent.
Das ist vor allem darauf zurückzuführen, dass ökologisch vielfältige Acker- und Weideflächen in bebaute Flächen umgewandelt wurden. Großflächige Solarprojekte können demnach einen neuen ökologischen Konflikt schaffen, indem sie Lebensräume der Tierwelt umwandeln. Das kann somit zum Verlust der Artenvielfalt beitragen.
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Die Wissenschaftler überwachten Vögel über große Gebiete hinweg. Diese Tiere reagieren empfindlich auf Veränderungen der Vegetation, der Brutlebensräume und der Nahrungsverfügbarkeit. Verschiebungen in ihrer Artenvielfalt können somit ökologische Auswirkungen aufzeigen, die bei herkömmlichen Messungen möglicherweise übersehen werden.
Das ist insofern relevant, da in China die installierte PV-Leistung mit zunehmender Anzahl an Anlagen immer weiter ansteigt. Diese haben sich dort bereits auf einer Gesamtfläche von mehreren Tausend Quadratkilometern ausgebreitet. Sie können Vogelpopulationen und deren Lebensräume zunehmend beeinträchtigen. Zudem haben staatliche Maßnahmen die PV-Standorte und deren Umfang maßgeblich bestimmt und Chinas Solarenergie-Infrastruktur erheblich geprägt.

In China stehen auch Solarfelder, die ihre Solarmodule in vertikaler Richtung dem Sonnenstand angleichen können.

Foto: Pedro Pardo/AFP via Getty Images

Besonderheiten bei den Ergebnissen

Die geschilderten Effekte bei der Biodiversität ereigneten sich am markantesten in wohlhabenderen und nicht-wüstenartigen Regionen. Geografisch weit verbreitete Arten betrafen sie überproportional. Dies war größtenteils auf eine rasche Landumwandlung zurückzuführen, insbesondere auf die Umwandlung von Acker- und Grünland in bebaute Flächen. Dadurch nahm letztlich die Vegetationsvielfalt ab.
Ebenso identifizierten die Forscher ein paradoxes Muster, das sie als „inferior greening“ (minderwertige Begrünung) bezeichnen. Das bedeutet, dass Landschaften aufgrund eines höheren Blattflächenindexes grüner wirken, jedoch insgesamt ökologisch ärmer wurden.
Auf Deutschland ist diese Studie kaum bis nicht übertragbar. Hierzulande gibt es viel kleinere Freiflächen-Solarparks. Zudem herrschen hier andere klimatische Bedingungen als in China und auch die Vogelarten sind andere. Dass die Vogelwelt bei uns durch Solaranlagen unbeeinträchtigt bleibt, kann daraus aber ebenfalls nicht abgeleitet werden.
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Vorgehensweise der Forscher

Die chinesischen Wissenschaftler stellten im Rahmen der Studie einen umfangreichen Datensatz zusammen. Dieser hat 2.344 von insgesamt 2.842 Landkreisen in ganz China im Zeitraum von 2014 bis 2023 umfasst.
In den gesammelten Daten sind kombinierte Vogelbeobachtungen, Solarenergiepolitik, Umweltbedingungen und sozioökonomische Informationen enthalten. Das ermöglichte es den Autoren, den Zusammenhang zwischen Maßnahmen zur Förderung der Solarenergie und der lokalen Vogelvielfalt zu bewerten. Zudem haben sie die Auswirkungen von Veränderungen in der Landnutzung, der Vegetation und der landwirtschaftlichen Produktivität untersucht.
Yuanning Liang, Wirtschafts-Assistenzprofessorin an der Peking-Universität, schrieb dazu: „Der nächste Schritt ist, von der Messung der Biodiversität zur Bewertung überzugehen, indem Veränderungen der Vogelvielfalt mit Ökosystemleistungen und Naturschutzwerten verknüpft werden.“
Ihrer Aussage nach wird die politische Analyse dem Naturschutz nicht genügend Gewicht beigemessen, wenn eine solche Bewertung fehlt. Gleichzeitig können dann auch in der Kosten-Nutzen-Analyse die gesellschaftlichen Kosten der Entwicklung zu niedrig angesetzt werden.
„Genauso wie die Klimapolitik glaubwürdige Schätzungen zu Klimaschäden benötigt, um die gesellschaftlichen Kosten von Kohlenstoff zu ermitteln, sind glaubwürdige Schätzungen der Biodiversitätswerte erforderlich, wenn Maßnahmen zur nachhaltigen Entwicklung Ökosysteme verändern“, sagte sie.

Scharfe Kritik von der Zoologischen Gesellschaft

Am 25. August, nur fünf Tage nach Veröffentlichung der Studie, äußerte unter anderem die Vogelkunde-Sektion der Chinesischen Zoologischen Gesellschaft Kritik über die Ausarbeitung.
Die Zoologische Gesellschaft bemängelte, dass die Vogelbeobachtungsaktivitäten, die die Grundlage für die Studie bildeten, nicht auf einer systematischen Überprüfung strenger wissenschaftlicher Gestaltung basieren. Demnach besteht „ein gewisses Maß an Unzuverlässigkeit“. Ebenso wiesen sie darauf hin, dass in 40 Prozent der Vogelbeobachtungsberichte genaue Angaben zur Anzahl der Vogelarten fehlen.
Überdies haben sie insgesamt drei fehlerhafte Aufzeichnungen festgestellt. Eine davon betrifft einen Datensatz zu 2.147.483.647 Seidenreihern, die am 21. März 2015 beobachtet worden sein sollen. Die Zahl ist eine typische Grenze von Computersystemen. Die Vogelkundler kritisieren ihrerseits: „Die Anzahl der Vögel, die in diesen drei Aufzeichnungen aufgezeichnet werden, liegt eindeutig über einem vernünftigen Bereich, aber die Autoren haben die Analyse berücksichtigt, was zu einer Anomalie in den Daten führt“. Sie warf den Studienautoren vor, keine effektive Datenqualitätskontrolle durchgeführt zu haben. Sollte die Zahl der Vögel trotz Milliarden Seidenreihern dennoch sinken, müssten an anderer umso mehr Vögel verschwinden.
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Worauf die Studie nicht eingeht

Unabhängig davon erklärt die Studie nicht, ob die Vogelarten, die im Bereich eines Solarparks „abgewandert“ sind, sich nicht wenige Hundert Meter oder wenige Kilometer daneben womöglich problemlos neu angesiedelt haben.
Eine Unterscheidung zwischen Bau- und Betriebsphase der Solaranlagen findet ebenso wenig statt. Fragwürdig bleibt zudem, ob Kollisionen von Vögeln mit dem Modulfeld sowie Anlockung durch polarisiertes Licht einen Effekt auf die Veränderung der Artenvielfalt hatte.
Gleichzeitig fehlt der Vergleich mit der ursprünglichen Nutzung der Fläche. Wenn das bebaute Gelände vorher ein Intensivacker war, kann er bereits vorher für Feldvögel eine ungünstigere Bedingung geboten haben als später ein nicht gepflegter Solarpark.
Die Studie erschien am 20. August 2026 im Fachmagazin „Science“.
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Hans-Werner Sinn zur Energiewende: „Alles Humbug. Nichts hat gestimmt“

Der frühere ifo-Präsident Hans-Werner Sinn kritisiert die deutsche Energiewende. Er hält das Ziel der Klimaneutralität bis 2045 für unrealistisch und fordert einen grundlegenden Kurswechsel in der europäischen Klimapolitik. - Foto: CHRISTOF STACHE/AFP via Getty Images

In Kürze:

  • Der frühere ifo-Präsident Hans-Werner Sinn hält Deutschlands Ziel der Klimaneutralität bis 2045 für unrealistisch und warnt vor einer weiteren Deindustrialisierung.
  • Nach Sinns eigener Überschlagsrechnung müsste sich der Beitrag von Wind- und Solarenergie nahezu verzehnfachen. Er bezweifelt, dass dies technisch und wirtschaftlich zu bewältigen ist.
  • Europäische Alleingänge beim Klimaschutz hält Sinn für wirkungslos. Stattdessen fordert er internationale Vereinbarungen und die Abschaffung der EU-CO₂-Flottengrenzwerte.
 
Der frühere Präsident des ifo Instituts, Hans-Werner Sinn, hält die deutsche Klimapolitik für grundlegend verfehlt. Bei einem Vortrag am Institut für Schweizer Wirtschaftspolitik an der Universität Luzern am 9. Oktober warnte der Ökonom vor den wirtschaftlichen Folgen der Energiewende und bezweifelte, dass Deutschland seine gesetzlichen Klimaziele erreichen könne. Insbesondere die hohen Energiekosten, der Ausbau erneuerbarer Energien und die europäische Regulierung der Automobilindustrie standen im Mittelpunkt seiner Kritik.
Dabei stellte Sinn ausdrücklich klar, dass er den Einfluss von Kohlendioxid auf das Klima nicht bestreite. „Also ich wäre der Letzte, der den Klimaeffekt CO₂ bestreiten würde“, sagte er. Dieser sei ein wichtiger Effekt. Allerdings müsse der eingeschlagene Weg auch wirtschaftlich tragbar und technisch umsetzbar sein.

Sinn hält Klimaneutralität bis 2045 für unrealistisch

Deutschland hat sich im Klimaschutzgesetz verpflichtet, seine Treibhausgasemissionen bis 2030 um mindestens 65 Prozent gegenüber 1990 zu reduzieren. Bis 2040 sollen die Emissionen um mindestens 88 Prozent sinken. Für 2045 ist Netto-Treibhausgasneutralität vorgeschrieben. Verbleibende Emissionen müssen dann durch die Entnahme von Treibhausgasen aus der Atmosphäre ausgeglichen werden.
Sinn verwies darauf, dass die deutschen Emissionen bis 2025 um rund 48 Prozent gegenüber 1990 zurückgegangen seien. Die Emissionsbilanz des Umweltbundesamtes weist einen Rückgang um 48,2 Prozent aus. Die noch ausstehenden Einsparungen müssten allerdings in deutlich kürzerer Zeit erreicht werden.
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„Geht das? Nein, ist vollkommen unmöglich“, so der Ökonom. Der verbleibende Reduktionspfad sei nach seiner Rechnung etwa doppelt so steil wie der bisherige. Zugleich seien die vergleichsweise leicht erreichbaren Einsparungen bereits verwirklicht worden.
Einen Teil des bisherigen Emissionsrückgangs führte Sinn auf den Zusammenbruch der ostdeutschen Industrie nach der Wiedervereinigung zurück. Auch der jüngere Rückgang der Industrieproduktion spiele seiner Einschätzung nach eine erhebliche Rolle.
Allerdings sagte er, dass er den Anteil dieser Entwicklung bislang nicht beziffern könne. „Das zu quantifizieren ist noch mal ein anderes Thema. Da habe ich noch nicht die Zahlen“, sagte Sinn.
Eine weitere Verschärfung der Klimapolitik könnte seiner Ansicht nach deshalb den industriellen Niedergang beschleunigen. Er bezeichnete dies als eine mögliche „Deindustrialisierung zweiter Art“.
Auch die Projektionsdaten 2026 des Umweltbundesamtes zeigen Schwierigkeiten beim Erreichen der Klimaziele. Mit den bis November 2025 beschlossenen Maßnahmen würde Deutschland demnach bis 2030 eine Emissionsminderung von 62,6 Prozent erreichen und damit das gesetzliche Ziel von 65 Prozent verfehlen. Anders als Sinn bewertet das Umweltbundesamt die Zielerreichung für 2030 jedoch nicht als grundsätzlich unmöglich.

Kritik an den Kosten der Energiewende

Besonders kritisch äußerte sich Sinn über die wirtschaftlichen Versprechen, mit denen die Energiewende ursprünglich begründet worden sei. Dazu zählte er die Erwartung sinkender Energiepreise, neue Exportmärkte für grüne Technologien und eine internationale Vorbildfunktion Deutschlands.
„Alles Humbug. Nichts hat gestimmt“, sagte Sinn in seinem Vortrag.
Statt günstiger Energie seien hohe Stromkosten entstanden. Als wesentliche Ursache nannte er die Notwendigkeit, neben Windkraft- und Solaranlagen weiterhin konventionelle Kraftwerkskapazitäten bereitzuhalten.
Wind- und Solarstrom seien wetterabhängig. Bei fehlendem Wind oder geringer Sonneneinstrahlung müsse die Stromversorgung anderweitig sichergestellt werden. Dafür seien zusätzliche Anlagen erforderlich, deren Kosten auch dann anfielen, wenn sie nur zeitweise genutzt würden.
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Sinn sprach in diesem Zusammenhang von Doppelstrukturen und doppelten Fixkosten. Besonders Gaskraftwerke seien als Ergänzung zu Wind- und Solarenergie notwendig, um deren schwankende Einspeisung auszugleichen.
Auch die Hoffnung auf einen technologischen Exporterfolg habe sich nach seiner Darstellung nicht erfüllt. Deutschland importiere vielmehr große Mengen der hier installierten Solarmodule aus China.

Verzehnfachung von Wind- und Solarenergie?

Zur Begründung seiner Zweifel an der Energiewende verwies Sinn auf den Anteil erneuerbarer Energien am gesamten Energieverbrauch. Nach den von ihm verwendeten Zahlen entfielen rund 22 Prozent des Bruttoendenergieverbrauchs auf erneuerbare Energien. Wind- und Solarenergie machten zusammen etwa 9 Prozent aus. Die übrigen erneuerbaren Energieträger steuerten rund 13 Prozent bei.
Um fossile Energieträger innerhalb von etwa 20 Jahren weitgehend zu ersetzen, wäre nach Sinns Rechnung eine annähernde Verzehnfachung des Beitrags von Wind- und Solarenergie erforderlich. „Es ist Absurdistan, versteckt in irgendwelchen Statistiken, wie sie normalerweise gebracht werden“, sagte er.
Dabei handelt es sich um Sinns eigene Überschlagsrechnung, nicht um eine ausdrücklich gesetzlich vorgeschriebene Ausbauquote. Zudem ist zwischen dem gesamten Energieverbrauch und dem Stromverbrauch zu unterscheiden.

Speicherproblem bleibt nach Sinns Ansicht ungelöst

Ein weiteres Hindernis sieht Sinn in der Speicherung erneuerbarer Energie über längere Zeiträume. Pumpspeicherkraftwerke und Batterien seien nach seiner Darstellung nicht geeignet, größere Strommengen wirtschaftlich vom Sommer bis in den Winter zu übertragen. „Diese Langzeitspeicherung ist völlig unlösbar“, sagte er. Dabei handelt es sich um Sinns persönliche Einschätzung.
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Auch die Umwandlung von Strom in Wasserstoff und anschließend zurück in Strom betrachtete er kritisch. Bei diesem Verfahren gingen nach seiner Rechnung rund drei Viertel der ursprünglich eingesetzten Energie verloren. Wasserstoff sei damit zwar eine technische Möglichkeit, aus seiner Sicht aber keine wirtschaftlich überzeugende Lösung für das saisonale Speicherproblem.
Sinn verwies zugleich darauf, dass sich private Solaranlagen aufgrund staatlicher Förderung durchaus rechnen könnten. Daraus folge jedoch nicht automatisch, dass das gesamte System volkswirtschaftlich vorteilhaft sei.

Warum Sinn europäische Alleingänge ablehnt

Den grundsätzlichen Einwand gegen die europäische Klimapolitik entwickelte Sinn anhand des internationalen Ölmarktes. Seiner Darstellung zufolge führt eine geringere europäische Nachfrage nach Erdöl nicht zwangsläufig dazu, dass weltweit entsprechend weniger Öl gefördert wird.
Sinke die Nachfrage nur in einer Weltregion, könnten zunächst die Preise zurückgehen. Dadurch werde Öl für andere Verbraucher günstiger, sodass es andernorts zusätzlich nachgefragt werde.
Der emeritierte Professor an der Ludwig-Maximilians-Universität München sagte, dass die Förderländer ihre Produktion bei moderaten Preisänderungen nicht entsprechend einschränkten. Erst bei einem sehr starken Preisverfall könnten Förderanlagen unrentabel werden.
Als Beispiel führte er die Corona-Pandemie an. Während der weltweiten Wirtschaftskrise sei die Nachfrage nach Erdöl massiv eingebrochen. Die Preise seien daraufhin so stark gesunken, dass Förderländer ihre Produktion reduzierten.
Der Nachfrageeinbruch ist auch im Ölmarktbericht der Internationalen Energieagentur (IEA) vom Juni 2020 dokumentiert. Die IEA erwartete damals für 2020 den stärksten jährlichen Rückgang der weltweiten Ölnachfrage seit Beginn ihrer Erhebungen.

Kritik an europäischen Vorgaben für Elektroautos

Auch die europäischen Flottengrenzwerte für Automobilhersteller nahm Sinn in Luzern ins Visier. Sie sollen den CO₂-Ausstoß neuer Fahrzeuge schrittweise senken. Grundlage ist die EU-Verordnung 2019/631, die festlegt, wie viel Kohlendioxid die neu zugelassenen Fahrzeuge eines Herstellers im Durchschnitt ausstoßen dürfen.
Sinn kritisierte vor allem die Art der Berechnung. Die EU-Vorgaben erfassen nur den CO₂-Ausstoß am Auspuff. Elektroautos gelten dabei als emissionsfrei, weil sie während der Fahrt kein Kohlendioxid ausstoßen. Wie viel CO₂ bei der Erzeugung des benötigten Stroms entsteht, bleibt bei den Flottengrenzwerten hingegen unberücksichtigt.
Aus seiner Sicht werden die Emissionen damit lediglich vom Fahrzeug auf die Stromerzeugung verlagert, sofern dafür fossile Energieträger eingesetzt werden. Sinn hält es deshalb für irreführend, Elektroautos bei der Berechnung der Flottengrenzwerte grundsätzlich mit null CO₂-Emissionen anzusetzen.
Er forderte deshalb, die Flottengrenzwerte vollständig abzuschaffen. Aus seiner Sicht begünstigten die Vorschriften Elektroautos, ohne deren tatsächliche Klimabilanz ausreichend zu berücksichtigen.

Internationaler Klimaklub statt nationaler Alleingänge

Eine grundsätzlich andere Klimapolitik hält Sinn dagegen für möglich. Er verwies auf das Konzept eines internationalen Klimaklubs, wie es unter anderem der Wirtschaftsnobelpreisträger William Nordhaus entwickelt hat.
Wenn sich zahlreiche große Volkswirtschaften gemeinsam auf eine Verringerung des Verbrauchs fossiler Energieträger verständigten, könnte die weltweite Nachfrage nach Öl erheblich sinken. Nach Sinns Argumentation wären dann stärkere Preisrückgänge möglich, die auch die Förderentscheidungen der Produzenten beeinflussten.
Ein solcher international koordinierter Ansatz könne deshalb durchaus wirksam sein. Allerdings bezweifelte Sinn, dass sich unter den gegenwärtigen politischen Bedingungen kurzfristig eine entsprechende Vereinbarung erreichen lasse. Solange dies nicht gelinge, müsse sich Deutschland stärker auf die Anpassung an die Folgen des Klimawandels konzentrieren.
Als Beispiele nannte er höhere Deiche zum Schutz vor Überschwemmungen sowie Klimaanlagen gegen zunehmende Hitze. Gerade Klimaanlagen könnten seiner Ansicht nach sinnvoll mit Solarstrom betrieben werden, weil der Strombedarf bei hohen Temperaturen häufig mit starker Sonneneinstrahlung zusammenfalle.
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Blackoutgefahr durch Bürokratie: Warum an vielen Abenden zur selben Zeit die Netzfrequenz abfällt

In Kürze:

  • Am Freitagabend 23. Oktober fiel die Netzfrequenz gegen 22 Uhr stark ab.
  • Um diese Uhrzeit fällt die Frequenz bei viel Windstrom öfter stark ab.
  • Das liegt an einer gesetzlichen Lärmschutzregelung, die unter anderem Windkraftanlagen betrifft.
 
Abends, 22 Uhr in Deutschland: Immer wieder fällt beim Blick auf die Netzfrequenz auf, dass diese gerade zu dieser Tageszeit einen mehr oder weniger deutlichen Sprung nach unten macht.
So aktuell geschehen am Freitag, 23. Oktober. Innerhalb von 29 Sekunden fielen im deutschen beziehungsweise europäischen Verbundnetz um rund 2.800 Megawatt (MW) Leistung aus. Das führte zu einem Netzfrequenzsprung von 167 Millihertz (mHz) auf 49,88 Hertz (Hz).

Die Netzfrequenz sollte sich stets bei 50 Hz befinden. Das ist der Fall, wenn die Kraftwerke zu jeder Sekunde genau so viel Strom erzeugen, wie die Verbraucher gerade beziehen. Im Normalbetrieb sind Abweichungen von bis zu 0,150 Hz möglich. Diese gleichen die Netzbetreiber mit der sogenannten Primärregelleistung aus, deren Umfang rund 3.450 MW beträgt. Im konkreten Fall befand sich die Abweichung innerhalb dieses Bereiches, wodurch die Netzfrequenz binnen rund fünf Minuten stabilisiert werden konnte.

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Droht sich die Frequenz jedoch über 50,2 oder unter 49,8 Hz zu bewegen, wie in der Vergangenheit mehrfach geschehen, müssen die Netzbetreiber weitreichendere Maßnahmen ergreifen. Das beinhaltet einerseits, Gebiete mit zu hohem Verbrauch vom Netz zu trennen, auch Brownout genannt. Andererseits müssen flexible Kraftwerke umgehend hochgefahren werden. Beides soll einen flächendeckenden Stromausfall vermeiden. Gelingt dies nicht, trennen sich technische Anlagen zum Selbstschutz automatisch vom Netz und es kann, wie auf der iberischen Halbinsel, zu einem nationalen oder gar internationalen Stromausfall kommen.
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Windkraft und Bürokratie

Vor allem in den Wintermonaten, wenn mehr Windstrom im Netz ist, kommt es öfter zu einem solchen Frequenzsprung. Die Regelmäßigkeit dieses 22-Uhr-Sprungs bestätigte zum Ende des vergangenen Winters der Netzfrequenzinformationsdienst RJ2. „In den letzten Monaten ließen sich vermehrt Auffälligkeiten in Form von Netzfrequenztrigger- und Frequenzsprungmeldungen um jeweils 22:00 Uhr (MEZ/MESZ) beobachten“, hieß es im März dieses Jahres auf der Webseite.
Der Grund für die regelmäßigen, abendlichen Frequenzsprünge liegt laut den RJ2-Fachexperten im Bereich der Windkraft – oder genauer gesagt an einer bürokratischen Regelung. Denn zu dieser Uhrzeit müssen viele Betreiber von Windkraftanlagen, die in der Nähe von Wohngebieten stehen, die Turbinen auf drosseln oder abschalten.
Die Vorschrift kommt von der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm, kurz TA Lärm. Demnach gelten allgemein für technische Anlagen im Freien in den Nachtstunden von 22 Uhr bis 6 Uhr niedrigere Lautstärkegrenzen als tagsüber. In Wohngebieten liegen die erlaubten Immissionsrichtwerte bei 35 bis 45 Dezibel (dB), je nach Art des Gebietes.
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Anwohner könnten den Lärm als störend wahrnehmen, es könnte ihren Schlaf beeinträchtigen. Da die Lautstärke eines Windrades oft über dem erlaubten Richtwert liegt, muss der Betreiber eine Nachtruhe für seine betroffenen Anlagen einhalten. Manche Windräder haben direkt an der Turbine Dezibelwerte von mehr als 100 dB.
Erst ab 6 Uhr am Morgen endet die vorgeschriebene Nachtruhe, und die Anlagen dürfen sich wieder drehen und Strom in das Netz einspeisen.

Unterschiedliche Level

Wenn nun gleichzeitig mehrere Anlagen, die gerade viel Strom produzieren und ins Netz einspeisen, wegfallen, kommt es zu einem Netzfrequenzsprung. „Ein Netzfrequenzsprung tritt unmittelbar nach einer größeren Verbundnetzstörung oder bei ungewöhnlich starken Lastwechseln auf“, schreibt RJ2.
Der Netzfrequenzdienst hat dazu fünf Level eingeführt, die die Intensität des Frequenzsprungs veranschaulichen. Ein Sprung vom Level 1 liegt im Bereich von 1.400 bis 1.800 MW. Der Frequenzsprung vom Freitagabend lag im Bereich von Level 4, dem zweithöchsten Niveau.
Solche Sprünge treten mit zunehmender Anzahl an Windkraftanlagen immer häufiger auf. Jedes Level erhöht sich in 400 MW-Schritten. Höhere Level kommen seltener vor. Das letzte Mal, dass das Level 5 erreicht wurde, war am 24. März 2026. In 62 Sekunden fiel die Netzfrequenz um knapp 0,2 Hz beziehungsweise die Leistung um 3.200MW.

Einordnung der Netzfrequenzsprünge nach dem Netzfrequenzinformationsdienst RJ2.

Foto: mf/Epoch Times

Wie gefährlich sind die Frequenzsprünge?

Besonders hoch sind die Frequenzsprünge durch die Abschaltung von Windkraftanlagen meist dann, wenn viel Wind weht, also die Anlagen gerade viel Strom einspeisen.
Solche starken Frequenzsprünge stellen die Stabilität der Netze auf die Probe. Die Regelleistung – oft von flexiblen Gaskraftwerken – muss schnell genug einspringen können, um den Windkraftausfall zu kompensieren.
„Wenn dann beim Wechsel des Kraftwerkseinsatzes etwas schiefgeht, kann es eng werden“, merkte der Energiefachmann Herbert Saurugg kürzlich an. Besonders gefährdet sind Regionen mit vielen Windkraftanlagen. Dort kann es im Ernstfall zu regionalen Stromabschaltungen kommen, wenn die Netzbetreiber die Frequenz nicht schnell genug stabilisieren können.
Bevor es wirklich zu einem flächendeckenden Stromausfall – einem Blackout – kommt, ziehen die Versorger regional kontrollierte Abschaltungen, sogenannte Brownouts, vor.
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Eine mögliche Lösung

Doch es gibt eine offensichtliche Lösung: eine gesetzliche Anpassung zur Staffelung der Abschalt- und Einschaltzeit der Windkraftanlagen. Die Frequenzsprünge entstehen vor allem dadurch, dass alle Anlagen um Punkt 22 Uhr abschalten. Die elektronischen Wechselrichter beenden augenblicklich die Einspeisung. So schnell sind die mechanischen Regelkraftwerke jedoch nicht. Sie benötigen einige Sekunden bis Minuten um, ihre Leistung hochzufahren.
Würden nun einige Anlagen bereits um 21:45 Uhr oder zumindest 21:55 Uhr abschalten und andere erst 22:05 Uhr oder gar 22:15 Uhr, wäre der Zeitraum von rund einer auf zehn oder 30 Minuten gestreckt. Dadurch hätten die Netzbetreiber deutlich mehr Spielraum, die Regelleistung hochzufahren. Die Netzakteure könnten den Leistungsabfall besser bewältigen. Analog könnten die Windräder am Morgen, so der Wind weiterhin weht, wieder gestaffelt zugeschaltet werden.
Wie viele Teilabschaltungen sinnvoll wären und welche Anlagen zuerst und zuletzt vom Netz gehen sollten, ist zum derzeitigen Zeitpunkt unklar und ist vom Gesetzgeber zu klären und zu regeln.
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6 Billionen Euro nötig, um bis 2045 Klimaneutralität zu erreichen

Die Energiewende ist ein wichtiger Bestandteil zur Erreichung der Klimaneutralität. - Foto: Daniel Reinhardt/dpa

In Kürze:

  • Das Forschungsinstitut Prognos beziffert den Investitionsbedarf für das Erreichen der Klimaneutralität Deutschlands bis 2045 auf 6 Billionen Euro.
  • Die Investitionen sollen in die Sektoren Verkehr, Energie, Gebäude und Industrie fließen.
  • Die meisten Investitionen sollen aus privater Hand stammen.
  • Ein Energieökonom glaubt nicht, dass 6 Billionen Euro ausreichen werden.
 
Laut Bundes-Klimaschutzgesetz muss Deutschland bis zum Jahr 2045 die Klimaneutralität erreichen. Das ist fünf Jahre früher, als von der EU vorgesehen. Das bedeutet, dass bis dann die Nettotreibhausgasemissionen auf null sinken müssen.
Eine neue Studie des Schweizer Forschungsinstituts Prognos im Auftrag der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) zeigt, wie dies zu erreichen ist. Dafür muss Deutschland jedoch viel Geld in die Hand nehmen.

6.000 Milliarden Euro nötig

Der Gesamtbedarf liegt laut der Neuberechnung bei rund 6 Billionen Euro – oder 6.000 Milliarden Euro. Von 2025 bis zum Jahr 2045 entspricht dies Ausgaben von rund 290 Milliarden Euro pro Jahr.
Der größte Anteil der Investitionen entfalle mit 45 Prozent oder rund 2,7 Billionen Euro auf den Verkehrssektor. Das beinhalte im Wesentlichen die weitreichende Umstellung auf E-Autos oder andere alternative Antriebe.
Dahinter folgt der Energiesektor mit 25 Prozent oder rund 1,5 Billionen Euro. Im Unterschied zum Verkehrssektor sei hier der Anteil der Nettoinvestitionen deutlich größer, so die Autoren. Weiterhin im Mittelpunkt der Bemühungen stehe dabei die Umstellung des
Energiesystems auf eine „dezentrale, erneuerbare Erzeugung“.
Platz drei belegt der Gebäudesektor mit 22 Prozent oder 1,3 Billionen Euro. Hier gehe es insbesondere um Investitionen in den Wohngebäudebestand. Um hier die CO₂-Emissionen zu reduzieren, sollten unter anderem fossile Heizsysteme etwa durch Wärmepumpen ersetzt werden.
Der vierte Sektor ist die Industrie mit 8 Prozent.
Klimaneutralität

Der von Prognos errechnete Finanzbedarf Deutschlands für das Erreichen der Klimaneutralität bis 2045.

Foto: KfW Research/Fokus Volkswirtschaft

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Überwiegend privates Kapital erforderlich

Die Studienautoren weisen zudem auf die bisherigen „Klimaschutzinvestitionen“ der vergangenen Jahre hin. Demnach seien in den Jahren von 2018 bis 2023 hierzulande durchschnittlich 110 Milliarden Euro pro Jahr in den Klimaschutz geflossen.
Somit bestehe jetzt eine Lücke von rund 180 Milliarden Euro pro Jahr – die bisherigen Investitionen müssten somit auf mehr als das 2,5-Fache steigen.
Das Geld soll jedoch überwiegend aus privater Hand stammen. Dazu zählen Investitionen der Bürger etwa in E-Autos, Wärmepumpen oder eine Solaranlage auf dem Hausdach. Auf die öffentliche Hand, also den Staat, entfallen rund 12 Prozent des Investitionsbedarfs. Im Energiesektor fällt der öffentliche Anteil mit rund 20 Prozent etwas höher aus.
Die öffentlichen Investitionen müssten sicherstellen, dass die jeweiligen Infrastrukturen der Sektoren ausreichend ausgebaut werden. Dazu zählen etwa die Ladeinfrastruktur für E-Autos, das Schienennetz oder die Stromverteilnetze. Erst so könnten private Klimaschutzinvestitionen ihren Zweck erfüllen.
Ebenso müssten laut der Studie Unternehmen in Deutschland bis 2045 knapp 3 Billionen Euro klimafreundlich investieren. Das seien rund 140 Milliarden Euro jährlich und damit gut drei Viertel mehr als zuletzt. Auf Großunternehmen und Mittelstand entfalle jeweils etwa die Hälfte der anstehenden Investitionen.
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Ökonom befürchtet verstärkt Abwanderungen von energieintensiver Betriebe

Stefan Wintels, Vorstandschef der KfW, erklärte, dass Deutschland vor „anspruchsvollen, aber machbaren“ Herausforderungen stehe. „Investitionen in Höhe von 6 Billionen Euro bis 2045 sind eine enorme Kraftanstrengung. Der Betrag relativiert sich jedoch dadurch, dass Deutschland auch beim Festhalten an fossilen Technologien stark investieren müsste“, sagte er.
Ebenso betonte Wintels: „Investitionen in den Klimaschutz haben zudem einen wirtschaftlichen Nutzen und reduzieren die steigenden Kosten durch den Klimawandel. Klimatechnologien bergen gleichzeitig große Chancen für die deutsche Wirtschaft.“
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Von einem noch höheren Investitionsbedarf, als die Prognos-Studie annimmt, geht Manuel Frondel, Energieökonom am Wirtschaftsinstitut RWI, aus. Gegenüber „BILD“ sagte er: „Ich halte 6 Billionen Euro eher für die Untergrenze.“
Demnach beinhalte die Rechnung den Austausch alter Anlagen erst zum Ende ihrer Lebensdauer. Die Umsetzung der Klimaneutralität bis 2045 setze zudem teure Umstellungen voraus. Dazu zähle auch die kostspielige Umstellung von Erdgas auf grünen Wasserstoff.
„Das dürfte vor allem energieintensive Betriebe belasten und ihre Abwanderung begünstigen“, so Frondel.
Mit Material von dts
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100.000 Jahre und mehr: Erneuerbare Energien in der Geschichte

Die Nutzung der Windkraft an Land früher und heute. - Foto: gemeinfrei, temis/canva; Montage: Epoch Times

In Kürze:

  • Mit Erfindung des Generators im 19. Jahrhunderten wurden erneuerbare Energien zur Stromerzeugung genutzt.
  • Schon tausende Jahre zuvor nutzten die Menschen die Energie der Natur.
  • Wind- und Wasserkraft trieben damals wie heute Segelschiffe an und bewässerten Felder.
  • Vor der ersten photoelektrischen Solarzelle nutzte man das Sonnenlicht passiv oder lenkte es mit Spiegeln und Linsen.
  • Die mit Abstand älteste Form der erneuerbaren Energie ist das gezielte Verbrennen von Biomasse.
 
Bei dem Begriff „erneuerbare“ Energien denkt man automatisch zuerst an Photovoltaik- oder Windkraftanlagen. Dabei werden das Sonnenlicht oder die Windenergie in der Atmosphäre in elektrische Energie umgewandelt. Diese modernen Formen der Energiegewinnung existieren seit ein paar Jahrzehnten – könnte man zumindest meinen. Tatsächlich reicht ihre Geschichte viel weiter zurück.

Windstrom anno 1887

Das erste Mal, dass Windenergie in elektrische Energie umgewandelt wurde, reicht mindestens zurück bis zum Jahr 1887. Diese Pionierarbeit leistete der Schotte James Blyth. Er war Elektroingenieur und Wissenschaftler am Anderson’s College, der heutigen University of Strathclyde in Glasgow.
Damals konstruierte Blyth eine Art Windkraftanlage mit vier je rund vier Meter langen Armen mit Stoffsegeln. Die zentrale Drehachse trieb einen Dynamo an, der Strom erzeugte und direkt eine Batterie auflud. Damit beleuchtete er sein Ferienhaus – das weltweit erste Haus, das mit Windstrom versorgt wurde. Seiner Beschreibung zufolge erzeugte die Turbine bei „mäßiger Brise“ genug Strom, um zehn 25-Volt-Glühbirnen zu betreiben. Ebenso konnte er damit eine kleine Drehbank antreiben.
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James Blyths Windkraftanlage im Jahr 1891. Nach technischen Verbesserungen erzeugte sie mehr Strom, als sein Ferienhaus benötigte. Eine zweite Anlage, gebaut im Jahr 1895 in der Heilanstalt Montrose, lieferte 30 Jahre lang Strom. Foto:  gemeinfrei

Andere Quellen sehen die erste elektrische Windkraftanlage beim österreichischen Erfinder Josef Friedländer. Er soll schon im Jahr 1883 auf der Internationalen Elektrizitätsausstellung in Wien ein Windrad zur Stromerzeugung präsentiert haben.
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Das Prinzip ist hier im Groben das gleiche: Ein Windrad vom Bautyp Halladay – auch als Western-Windrad bekannt – mit 6,6 Meter Durchmesser trieb einen Dynamo an, der den erzeugten Strom in Batterien einspeiste. Die erste Nutzung des Windes reicht indes noch weiter zurück. Auch das Windrad ist erheblich älter.

Vor dem Windrad war das Segel

Eine bekannte frühzeitliche Anwendung der Windkraft sind auch Windmühlen zum Mahlen von Getreide. Die ältesten stammen aus Nashtifan, Persien. Sie reichen nachweislich bis ins 7. Jahrhundert zurück und funktionieren noch heute.
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Windmühlen prägen die niederländische Landschaft.

Foto: neirfy/iStock

Etwa seit 200 v. Chr. setzten Landwirte in China windbetriebene Wasserpumpen ein, um ihre Felder besser zu bewässern. In den folgenden Jahrhunderten wendeten auch andere Nationen windbetriebene Wasserpumpen an. Weltweit sind schätzungsweise noch mehr als eine Million derartiger Pumpen im Einsatz.
Schon vor der ersten Windkraftmaschine nutzten Menschen Windenergie für die Segelschifffahrt. Seit mindestens 7.000 Jahren spannen Menschen Segel auf, um ihre Boote anzutreiben. Das macht die Windenergie zu einer der ältesten Formen erneuerbarer Energien. Obwohl die meisten Schiffe heute inzwischen mit verschiedenen Motoren fahren, existieren noch zahlreiche kleine und große Segelschiffe, die sich direkt vom Wind antreiben lassen.
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Warum heißen erneuerbare Energien erneuerbare Energien?

Physikalisch betrachtet, kann Energie weder verbraucht noch erzeugt, sondern lediglich umgewandelt werden. Da sie nicht verloren gehen kann, kann sie auch nicht erneuerbar im eigentlichen Wortsinn sein. Der Begriff bezieht vielmehr eine zeitliche Komponente ein.
Erneuerbare Energiequellen sind demnach solche, die, gemessen am menschlichen Zeithorizont, praktisch unerschöpflich zur Verfügung stehen. Sie erneuern sich auf natürliche Weise und stehen – wenn auch teilweise mit Unterbrechungen – ohne menschliches Zutun zur Verfügung. Zu diesen Energiequellen zählen Sonnenlicht, Wind, Wasser (aus Regen, Seen und Flüssen), nachwachsende Biomasse, Erdwärme und Gezeiten.
Demgegenüber stehen fossile Energiequellen, die als begrenzt und endlich gelten. Technisch korrekt ist dies nicht, denn Erdöl, Erdgas, Kohle und Torf entstehen durch Ablagerung abgestorbener Pflanzen und Tiere in Sedimentschichten der Erde. Solange Pflanzen und Tiere leben und sterben, bilden sich fossile Energiequellen ebenfalls neu.
Da sich dieser Prozess jedoch über einen Zeitraum von Millionen Jahren erstreckt und die menschliche Nutzung die Neubildung übersteigt, wird nicht von erneuerbar gesprochen. Da auch Bäume mitunter über Generationen wachsen, wird über ihre Nachhaltigkeit im Energiesektor gestritten.

Wie das Sonnenlicht die Welt unter Spannung setzt

Heute kennen wir die blauen Solarmodule mit den großen Zellen auf Hausdächern oder auf Feldern. Die Photovoltaik, also die Stromerzeugung aus dem Sonnenlicht, ist aktuell die am schnellsten ausgebaute Energiequelle auf dem Planeten – und eine sehr junge. Auf dem Massenmarkt verbreite sie sich erst seit rund 30 Jahren.
Die Entstehungsgeschichte der Lichtverstromung reicht jedoch ebenfalls bis ins 19. Jahrhundert zurück. Die erste funktionsfähige Solarzelle hat der US-amerikanische Erfinder Charles Fritts im Jahr 1883 gebaut. Während heutige Solarzellen meist aus Silizium bestehen, verwendete Fritts eine Selen-Schicht sowie eine dünne Goldbeschichtung.
Der Wirkungsgrad war damals mit rund einem Prozent weitaus niedriger als bei heutigen Solarzellen mit über 20 Prozent. Mehrschichtzellen im Labor erreichen bereits bis zu 47,6 Prozent und die rechnerisch-theoretische Grenze wurde zuletzt auf 66 Prozent angehoben.
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Die wissenschaftliche Grundlage für die erste Solarzelle ist wiederum fast 50 Jahre älter und geht zurück auf die Formulierung des photoelektrischen Effekts im Jahr 1839 durch Alexandre Edmond Becquerel. Dem französischen Physiker gelang diese Entdeckung bereits im Alter von nur 19 Jahren. Er stellte fest, dass bestimmte Materialien eine elektrische Spannung erzeugen, wenn Licht auf sie fällt. Die erste verwendbare Silizium-Solarzelle entwickelten Forscher der Bell-Labore 1954.
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Lange vor Photovoltaikanlagen nutzten die Menschen Spiegel und Linsen, um ihre Häuser zu beleuchten. Dasselbe Prinzip lenkt im Inneren der Reichtagskuppel Licht in den darunter liegenden Sitzungssaal des Deutschen Bundestages.

Foto: katatonia82/iStock

Vor der Solarzelle nutzten die Menschen das Sonnenlicht ausschließlich entweder passiv oder mithilfe von Spiegeln. Passiv bedeutet, dass man ein Gebäude gezielt nach Süden ausrichtet, so dass die Sonnenstrahlen in der Übergangs- und Winterzeit die Wohnräume erwärmen können. Die im Sommer hochstehende Sonne soll dabei jedoch nicht in die Wohnräume gelangen, was durch die Bauform erreicht werden kann.
Um Sonnenlicht gezielt in Innenräume zu lenken, nutzte man Spiegel. Ebenso wurden mehrere Spiegel oder Linsen genutzt, um durch gebündeltes Sonnenlicht zu heizen oder ein Feuer zu entzünden.
Heutzutage hat das elektrische Licht diese Technik nahezu überall ersetzt, da es dauerhaft zur Verfügung steht. Zudem ist es einfacher, ein Feuer mit einem Feuerzeug oder einem Streichholz zu entzünden. Gebündeltes Sonnenlicht findet heute allerdings weiterhin Anwendungsgebiete – allen voran bei solarthermischen Anlagen.
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Vom Fluss zum Stromfluss

Bei der Nutzung von erneuerbaren Energien darf auch die Wasserkraft nicht fehlen. Einige wenige Länder versorgen sich heute zu 100 Prozent oder zu einem Großteil durch sie, indem sie meist aufgestautes Flusswasser über eine Turbine fließen lassen, die durchgehend Strom erzeugen kann. Dazu gehören Norwegen, Island und Bhutan.
Der historische Ursprung der Wasserkraftverstromung führt uns wiederum in die zweite Hälfte des 19. Jahrhunderts. Der viktorianischer Erfinder und Ingenieur William Armstrong errichtete im Jahr 1870 das erste Wasserkraftwerk der Welt. Es entstand direkt an seinem Familienanwesen Cragside in der Nähe der britischen Stadt Rothbury. Wasser aus einem künstlichen See trieb eine Turbine und einen Dynamo an, die Strom erzeugte. Dies versorgte verschiedene elektrische Verbraucher auf dem Anwesen wie Kohlebogenlampen im Jahr 1878.
Nur rund zehn Jahre später kamen auch auf der anderen Seite des Atlantiks die ersten Wasserkraftwerke zum Einsatz. Um 1880 generierte ein durch eine Wasserturbine angetriebener Dynamo in der Stadt Grand Rapids im US-Bundesstaat Michigan Strom für ein Theater und eine Geschäftsfassade. Im darauffolgenden Jahr lieferte ein Dynamo, der mit einer Turbine einer Wassermühle verbunden war, Strom für Straßenlaternen in der Stadt Niagara Falls im US-Bundesstaat New York. Mit der Zeit entstanden mehr und größere Anlagen.
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Schon lange vor der Elektrifizierung der Wasserkraft nutzte man fließendes Wasser, um kinetische in mechanische Energie umzuwandeln. Vor mehr als 2.000 Jahren nutzten die Menschen die Wasserkraft in der Landwirtschaft in Form von wasserbetriebenen Schöpfwerken. Dabei beförderten Eimerketten oder -räder das Flusswasser auf höher gelegene Ebenen, um etwa Felder leichter zu bewässern.
Später entwickelten die Menschen Wasserräder und Wassermühlen, um Getreide zu Mehl zu mahlen. Von einstmals rund 50.000 Wind- und Wassermühlen befinden sich heute in Deutschland laut der Deutschen UNESCO-Kommission nur noch rund 50 im Betrieb und erhalten das traditionelle Müllerhandwerk. Auch an vielen historischen Standorten arbeiten heute elektrisch betriebene Maschinen.
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Nachbau eines historischen Wasserschöpfrades an der Regnitz im mittelfränkischen Möhrendorf.

Foto: GoogolPix/iStock

Die älteste erneuerbare Energie

Wie schon erwähnt, nutzen die Menschen seit Jahrtausenden die Wasser- und die Windkraft. Bei der Frage nach der ältesten erneuerbaren Energie scheiden jedoch beide klar aus. Denn um ein Vielfaches älter ist die Nutzung von Biomasse, die ebenfalls zu den erneuerbaren Energien zählt.
Heutige Biomassekraftwerke wenden wie alle thermischen Kraftwerke das Dampfprinzip an. Zunächst verbrennen die Betreiber solcher Anlagen organische Stoffe. Die entstehende Wärme erzeugt Dampf, der eine Turbine antreibt. Diese setzt einen Generator in Bewegung, der Strom erzeugt und ins Stromnetz einspeisen kann. Im Jahr 2023 hatte Biomasse einen Anteil von acht Prozent an der weltweiten Stromerzeugung. In Deutschland lag der Biomasse-Anteil in der öffentlichen Stromerzeugung im vergangenen Jahr bei 8,7 Prozent.
Diese Art der Stromgewinnung geht ebenfalls auf das 19. Jahrhundert zurück. Spätestens seit 1889 nutzen Menschen Biomasse wie Holzabfälle auch zur Stromgewinnung. Dies geschah damals mit einem dampfbetriebenen Stromgenerator in der kanadischen Stadt Calgary. Der Unternehmer Peter Prince erkannte, dass die Abfallprodukte seines Sägewerks verbrannt werden konnten, um einen dampfbetriebenen Stromgenerator anzutreiben. So installierte er einen Dampfgenerator mit 75 Kilowatt (kW), der das Sägewerk und umliegende Beleuchtung in der Stadt versorgte.
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Der Mensch verwendet Holz und andere biologische Materialien jedoch mindestens seit zehntausenden Jahren zum Verbrennen. Feuer brachte Licht und Wärme und konnte zum Kochen von Nahrungsmitteln verwendet werden. Diese kontrollierte Verwendung gilt als eine der wichtigsten frühen Entdeckungen der Menschheit und als älteste Nutzung erneuerbarer Energien.
Laut archäologischen Funden konnten schon die Neandertaler, die lange vor unserer Zivilisation – vor rund 40.000 bis 400.000 Jahren – gelebt haben, Feuer durch das Verbrennen von Holz nutzen. Ein Fund aus Israel datiert gezielt verbranntes Holz sogar auf eine Zeit vor rund 790.000 Jahren. Somit geht die Feuerbeherrschung auf noch frühere Menschen zurück.

Weitere Erneuerbare

Zu den erneuerbaren Energien gehören überdies noch die Geothermie, sprich Erdwärme sowie Erdkühle, und die Meeresenergie aus Gezeiten und Wellen. Diese Energiequellen tragen kaum zur Stromerzeugung bei.
Weltweit gibt es derzeit lediglich zwei Gezeitenkraftwerke – in Frankreich und Südkorea – mit Nennleistungen über 200 Megawatt (MW). Mit großem Abstand folgt eine inzwischen stillgelegte 20-MW-Anlage in Kanada, alle übrigen sind kleiner. Projekte mit bis über 80 Gigawatt Nennleistung wurden in der Vergangenheit geplant, aufgrund ungewisser Umweltauswirkungen aber bislang nicht realisiert.
Die „Moinho de Maré de Corroios“, an der Mündung des Tejo in Portugal ist einer der am besten erhaltenen Gezeitenmühle der Welt. Sie wurde 1403 erbaut und war bis Ende der 1970er Jahre kommerziell in Betrieb.
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Auch geothermische Kraftwerke weisen im Regelfall Nennleistungen im zwei- oder niedrigen dreistelligen Megawatt-Bereich auf. Ihre Standorte beschränken sich jedoch nicht auf die Küste. So war die Geothermie 2025 mit rund 0,5 Prozent an der weltweiten Stromproduktion vertreten. In einzelnen Ländern, einschließlich Kenia, Island und Neuseeland, liegt ihr Anteil an der Stromerzeugung bei 15 bis 45 Prozent.
Das erste Geothermie-Kraftwerk entstand 1904 im italienischen Ortsteil Larderello und betrieb zunächst nur fünf Lampen, kommerziell lief es ab 1913 mit einer Leistung von 250 kW.
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Ein Geothermie-Kraftwerk in Neuseeland. Das Kraftwerk wird unter Ausnutzung der Erdwärme zur Stromerzeugung in der Taupo-Vulkanzone betrieben.

Foto: W. Bulach, CC BY-SA 4.0

Die Erdwärme, also die Wärme unter dem Erdboden, wird auch heute noch als Wärmequelle genutzt. Gerade in den kälteren Monaten ist es unter der Erde einige Grad Celsius wärmer als an der Oberfläche. Diese Erdwärme nutzen heute Wärmepumpen mit einer Erdsonde oder Erdkollektoren. Doch bereits Anfang des 20. Jahrhunderts nutzten die Menschen Erdwärme zum Heizen ihrer Gebäude. Das älteste bekannte geothermische Nahwärmesystem ist seit 1332 in Chaudes-Aigues („heiße Quellen“) in Frankreich in Betrieb.
Lange vor ihrer Elektrifizierung heizte Geothermie zudem die Badeorte der Menschen und es entstanden Siedlungen direkt an den heißen Quellen. Diese Orte begeistern die Menschen mindestens seit der Eisenzeit. Die Römer integrierten die Thermalbäder fest in ihrer Kultur. Auch in der heutigen Zeit sind weltweit vielerorts Thermalbäder in Betrieb.
Zur Geothermie zählt jegliche Nutzung der Erdwärme – und Erdkühle. Analog zur direkten Nutzung oberflächennaher Erdwärme zur Heizung im Winter kann man, wenn der Untergrund im Sommer kühler ist, Gebäude kühlen. Oftmals liegt die Bodentemperatur stabil zwischen 10 und 18 Grad Celsius. Dazu versenken die Menschen bereits seit der Steinzeit ihre Hütten oder andere Wohnbauten (teilweise) im Erdboden.
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Windräder verschieben Niederschläge: Ab 2050 weniger Regen an der Küste?

Ein Windpark vor der Küste am 21. April 2026. Forscher vermuten regionale Klimaauswirkungen durch künftige Offshore-Windparks. - Foto: Paul Ellis / AFP via Getty Images

In Kürze:

  • Laut dem Helmholtz-Zentrum Hereon beeinflussen Windräder in Nord- und Ostsee die Niederschlagsverteilung.
  • Die Forscher sahen in Simulationen mehr Niederschlag über Windparks, an Küstenregionen hingegen weniger.
  • Für ein deutlicheres Ergebnis wurde ein extremes Ausbauszenario von 600 GW bis 2050 gewählt.
  • Die Studie begrenzte sich auf Windgeschwindigkeiten, Luftdurchmischungen und Niederschlagshäufigkeit. Andere Auswirkungen bleiben unberücksichtigt.
 
Der Zweck von Windkraftanlagen ist die Bereitstellung von Strom ohne direkte Emissionen. So sollen sie den Ausstoß von Treibhausgasen reduzieren und einen positiven Beitrag für die Umwelt und das Klima leisten. Ohne Folgen für die Umwelt ist ihr Einsatz aber ebenfalls nicht.
Laut einer Studie des Helmholtz-Zentrums Hereon könnten Windräder, vor allem, wenn es noch mehr werden, in der Zukunft auch die regionale Niederschlagsverteilung beeinflussen, wenn ein weitreichender Ausbau stattfindet.

Können Offshore-Windparks Regen aufhalten?

Um die konkreten Ergebnisse vorwegzunehmen: Die Forscher des Hereon-Instituts für Küstensysteme kamen zu dem Schluss, dass ein massiver Ausbau von Offshore-Windparks in einigen Jahren zu einer Zunahme der Niederschläge über den Offshore-Windparkgebieten führen könnte. Gleichzeitig hätte dies zur Folge, dass in angrenzenden Küstenregionen die Niederschläge abnehmen würden.
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Das Institut erklärt, dass dabei die Windräder dem Wind einen Teil seiner Bewegungsenergie entziehen und gleichzeitig Luftwirbel erzeugen würden. Ein großflächiger Ausbau von Offshore-Windparks könne die Windgeschwindigkeiten an der Oberfläche um bis zu 11 km/h verringern. Hinter den Anlagen käme es zu einem verstärkten Austausch zwischen Luftschichten. Feuchte Luft könne dadurch aufsteigen, abkühlen und kondensieren. Die Folge seien Wolkenbildung und Niederschläge über den Windparks.
Gleichzeitig verändere sich der Transport von Feuchtigkeit in Richtung Küste. Wenn Luftmassen über den Windparkgebieten verstärkt Niederschlag abgeben würden, stünde in den Küstenregionen weniger zur Verfügung.
Für Teile Dänemarks, Deutschlands, der Niederlande und Großbritanniens ergeben die Simulationen ab 2050 Rückgänge der Niederschläge an den Küstenregionen von 10 bis über 15 Prozent. Das werde besonders bei Südwestwind deutlich. In den Jahren 2023 (damaliger Bestand) und 2030 sollen die Niederschlagseffekte laut Hereon noch gering (gewesen) sein und sich vor allem nur über See abspielen.
Dieser Effekt könnte ein Problem für Landwirte darstellen. Sie sind auf Regen angewiesen, um gute Ernteerträge ihrer Feldfrüchte zu erzielen. Weniger Regen an den norddeutschen Küsten würde für hiesige Landwirte noch schwierigere Bedingungen darstellen als ohnehin schon durch Dürreperioden in den Sommermonaten.
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Extremes Ausbauszenario gewählt

Grundlage für die Studie waren laut dem Institut Wetterdaten aus den Jahren 2008 bis 2017. Durch die Betrachtung eines Jahrzehnts ließen sich Mittelwerte zu den Wetterlagen bestimmen, so die Erklärung. Zudem reduziere dies Schwankungen einzelner Jahre. Ebenso berücksichtige die Studie die Verwendung verschiedener Turbinengrößen an den Windkraftanlagen – ein Ansatz, der bisher noch nicht verfolgt worden sei.
Die Forscher übertrugen die Wetterdaten auf Simulationen von verschiedenen künftigen Ausbauszenarien der Offshore-Windenergie in Nord- und Ostsee. Maßgeblich sei jedoch ein Szenario gewesen, das über die aktuellen Ausbauziele der Europäischen Union hinausgeht. Hierbei gingen die Forscher davon aus, dass sämtliche, für Offshore-Windenergienutzung ausgewiesene Flächen in Nord- und Ostsee maximal mit Windparks bebaut würden.
Dadurch ergäbe sich eine installierte Leistung von rund 600 Gigawatt (GW), die deutlich über den diskutierten Ausbauzielen von bis zu 300 GW bis 2050 liegen. Ob selbst diese Ziele erreicht werden, ist jedoch fraglich. Aktuell stehen mehrere Windkraft-Projekte vor den deutschen Nord- und Ostseeküsten wegen gestiegener Kosten und schwierigerer wirtschaftlicher Lage auf der Kippe.
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Dennoch hätten die Forscher dieses Extremszenario gewählt, um Klimaeffekte deutlich sichtbar zu machen und deren Größenordnung abzuschätzen. Zudem berücksichtigten sie unter anderem auch die Auswirkungen von Windkraftanlagen auf Windgeschwindigkeit, Luftdurchmischung und Feuchtigkeitstransport. Ziel war es, die atmosphärischen Prozesse besser zu verstehen, die durch große Offshore-Windparkflächen ausgelöst werden könnten. Hierbei ist zu erwähnen, dass im 300-GW-Szenario künftig kaum Küsteneffekte erwartet werden.
„Unsere Arbeit trägt dazu bei, den weiteren Ausbau der Offshore-Windenergie in Europa mit den Anforderungen des Klima-, Umwelt- und Küstenschutzes in Einklang bringen zu können“, sagte Dr. Naveed Akhtar, Erstautor der Studie.

Was die Studie nicht untersucht

Hereon hat lediglich die bodennahen Windgeschwindigkeiten, Luftdurchmischungen und Anzahl der Niederschläge nach den Wetterdaten im genannten Zeitraum simuliert. Die Studie begrenzt sich zudem auf ein regionales Klimamodell, genannt COSMO-CLM.
In der vorliegenden Studie haben die Forscher auch den Einfluss von Meeresströmungen außen vor gelassen. Das hat dasselbe Institut zuvor in einer anderen Studie untersucht. Demnach beeinflussen Windparks in der Nordsee auch die Strömungen der Gezeiten.
Die Studie hat zudem weitere menschliche Entwicklungen und mögliche Klimaeinflüsse wie die Schifffahrt oder den Flugverkehr auf und über der Nordsee nicht berücksichtigt. Auch diese könnten bei starker Expansion künftig für mehr Emissionen sorgen und das lokale Klima beeinflussen.
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EU plant 60 GW bis 2030

Mit dem Ausbau der Windkraft erhofft sich die EU-Kommission, die Dekarbonisierung der Energieversorgung weiter voranzubringen. Ziel ist es in diesem Zuge die Erwärmung der Erdatmosphäre zu begrenzen.
Besonders in den vergangenen Jahren hat Europa bei der Nutzung der Windenergie erhebliche Fortschritte erzielt. Inzwischen beträgt die installierte Onshore-Kapazität, also der Windkraftanlagen an Land, mit Stand 1. September 2026 rund 270,5 GW. Offshore sind es 40,9 GW, wovon 23,2 GW auf die 27 EU-Staaten entfallen.
Bis 2030 strebt die EU eine installierte Gesamt-Windkraftkapazität von 425 GW an. Dazu ist vorgesehen, die Offshore-Windkapazität bis 2030 auf 60 GW zu erhöhen – dem 2,6-Fachen der aktuellen Kapazität. Bis 2050 sollen es schließlich 300 GW allein in der Nordsee sein.
Die Studienautoren beschreiben die Nordsee entsprechend als „wichtigen Knotenpunkt für die Offshore-Windenergie“. Dies begründen sie mit den dort – noch – vergleichsweise starken und weitestgehend beständigen Windverhältnissen.
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Weitere Untersuchungen geplant

Die Forscher sind davon überzeugt, dass die Studienergebnisse die maritime Raumplanung unterstützen und die grenzüberschreitende Zusammenarbeit in der Nord- und Ostseeregion stärken können. Frühere Hereon-Studien hätten bereits gezeigt, dass unter anderem Größe, Anordnung und Abstand von Windkraftanlagen einen wichtigen Einfluss auf atmosphärische Effekte haben können.
Künftig plant das Institut die Ausbauszenarien und deren mögliche Auswirkungen auf die Umwelt und das Klima weiter zu untersuchen. Dazu zählt auch zu analysieren, wie Turbinendichte, Parkgröße und räumliche Verteilung das regionale Klima beeinflussen. Darüber hinaus möchten die Forscher die Auswirkungen auf Ozean und Ökosysteme weiter untersuchen.
Die Studie erschien am 12. August 2026 im Nature-Fachjournal „Communications Earth & Environment“.
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Windkraft in Deutschland: Viel geplant, aber wirtschaftlich nicht immer tragfähig

Ein Offshore-Windpark in der Nordsee: Der Ausbau geht weiter, doch fehlende Gebote für neue Flächen zeigen, dass sich nicht jedes Projekt unter den aktuellen Bedingungen rechnet. - Foto: Sina Schuldt/dpa

In Kürze:

  • Windkraft wird in Deutschland weiter ausgebaut, doch neue Anlagen bedeuten nicht automatisch stabile Geschäftsmodelle für Projektentwickler und Betreiber.
  • Gestiegende Bau- und Finanzierungskosten, Netzengpässe und unsichere Erlöse erschweren die Kalkulation neuer Projekte.
  • Bei Offshore-Wind zeigen fehlende Gebote für vorbereitete Flächen, dass Investoren nicht jedes Projekt unter den aktuellen Bedingungen übernehmen.
 
Laut einer Statistik der Bundesnetzagentur wächst die Stromerzeugungskapazität aus erneuerbaren Energien in Deutschland weiter. Diese beschreibt dabei die maximale elektrische Leistung, die eine Anlage technisch erbringen kann.
Auch bei Windenergie an Land nimmt die Zahl der Anlagen weiter zu. Laut einer Auswertung des unabhängigen Dienstleisters für die Windenergiebranche Deutsche WindGuard wurden im ersten Halbjahr 2026 an Land 423 Windenergieanlagen mit 2.365 Megawatt (MW) Leistung errichtet. Das Unternehmen beruft sich hier vor allem auf Daten der Bundesnetzagentur. Da zugleich ältere Anlagen vom Netz gingen, betrug der Nettozubau von Januar bis Juni 1.928 Megawatt.
Gleichzeitig zeigen einzelne Insolvenzen, dass der Ausbau erneuerbarer Energien nicht automatisch stabile Geschäftsmodelle bedeutet. Die SOWITEC group GmbH, ein Projektentwickler für Wind- und Solarenergie, teilte im Juli 2026 mit, dass sie und mehrere Gesellschaften der Gruppe Insolvenzanträge gestellt hätten. Als Gründe nannte die Geschäftsführung Zahlungsunfähigkeit und insolvenzrechtliche Überschuldung.
Der Fall zeigt, dass zwischen Ausbauzahlen und Unternehmenslage unterschieden werden muss. Was heute ans Netz geht, wurde meist schon vor Jahren geplant, genehmigt und finanziert. Für neue Projekte gelten andere Bedingungen. Baukosten, Zinsen, Netzanschlüsse und erwartete Stromerlöse entscheiden darüber, ob aus einer Genehmigung tatsächlich ein Windpark wird.
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An Land deuten Genehmigungen und Ausschreibungen auf eine weitere rege Entwicklung der Windkraft hin. Bei Windkraft auf See (offshore) hingegen sind Warnzeichen zu erkennen.
Die WindGuard-Auswertung zum Offshore-Windenergieausbau nennt 1.764 Anlagen mit 10,8 Gigawatt Leistung, die Ende Juni 2026 in Betrieb waren. Im ersten Halbjahr ging davon 84 Anlagen mit 1.077 Megawatt erstmals ans Netz.
Zugleich verweist die Studie darauf, dass nachdem für zwei Nordsee-Flächen in der Ausschreibung vom August 2025 keine Gebote abgegeben wurde, die geplante erneute Ausschreibung auf nächstes Jahr verschoben wurde.

Förderung als Teil der Finanzplanung

Wenn über Windkraft gesprochen wird, fällt schnell das Wort Subvention. Gemeint ist dabei nicht nur ein direkter Zuschuss. Die Förderung sollen Unternehmen halbwegs verlässliche Einnahmen sichern. Früher geschah das über feste Einspeisevergütungen. Später wurde das System stärker an den Strommarkt gekoppelt: über Marktprämien und Ausschreibungen.
Wie viel Geld über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) fließt, dokumentieren die Übertragungsnetzbetreiber in ihren EEG-Jahresabrechnungen. Die Marktwertübersicht erklärt zudem, wie Marktwerte und Marktprämien berechnet werden. Vereinfacht gesagt: Betreiber verkaufen ihren Strom am Markt. Liegt der Marktpreis unter einem festgelegten Wert, kann eine Prämie die Differenz ausgleichen.
Für Investoren heißt das: Der Staat nimmt ihnen einen Teil des Preisrisikos ab. Ohne diese Absicherung müssten Betreiber darauf vertrauen, dass der Strompreis über viele Jahre hoch genug bleibt.
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Die jüngsten Ausschreibungen in diesem Jahr deuten darauf hin, dass es an Land noch ausreichend Interessenten gibt. Bei der Ausschreibung der Bundesnetzagentur vom August standen rund 2.520 MW Ausschreibungsvolumen Gebote über 5.250 MW gegenüber. Der durchschnittliche Zuschlagswert lag bei 4,79 Cent. je Kilowattstunde. Bei der Ausschreibung im Februar betrug er noch 5,54 Cent.
Diese sinkenden Zuschlagswerte zeigen Wettbewerbsdruck. Für die Unternehmen ist der Zuschlag Teil der Finanzplanung: Er gibt ihnen über viele Jahre eine verlässlichere Einnahmebasis und erleichtert damit die Finanzierung.
Ohne diese Absicherung hängt die Wirtschaftlichkeit stärker von Standort, Baukosten, Zinsen und langfristigen Stromverträgen ab. Gute Standorte können mit wenig staatlicher Hilfe auskommen. Bei schwächeren Standorten oder höheren Kosten kann ein Projekt dagegen unwirtschaftlich werden.
Der Druck entsteht damit von zwei Seiten. Einerseits sinken die Zuschlagswerte in den Ausschreibungen. Das begrenzt die möglichen Erlöse. Andererseits sind Bau- und Finanzierungskosten gestiegen. Für Unternehmen bedeutet das: Die Marge kann kleiner werden, obwohl der Markt politisch gewollt wächst. Genau darin liegt der Unterschied zwischen Ausbauzahlen und Unternehmenslage. Ein Land kann mehr Windkraft bekommen, während einzelne Projektentwickler, Zulieferer oder Betreiber wirtschaftlich unter Druck geraten.

Warum Geld teurer geworden ist

Windkraft erfordert hohe Investitionen, bevor überhaupt Strom verkauft wird. Projektierer müssen Flächen sichern, Gutachten bezahlen, Genehmigungen durchlaufen, Anlagen bestellen und den Netzanschluss vorbereiten. Steigen die Zinsen, wird dieser Vorlauf teurer.
Eine im Zusammenhang mit dem EEG-Erfahrungsbericht erstellte Studie der Deutschen WindGuard aus dem vergangenen Jahr zeigt, dass Material-, Transport- und Finanzierungskosten seit 2020 deutlich gestiegen sind. Das Zinsniveau lag 2025 zwar unter dem des Vorjahres, aber über dem der Jahre vor 2022. Damit wird die Frage wichtiger, wie sicher künftige Erlöse sind.

Offshore-Wind als Warnsignal

Offshore-Wind zeigt das Investitionsproblem besonders deutlich. Anlagen auf See sind größer, teurer und technisch anspruchsvoller als Anlagen an Land. Sie benötigen Fundamente im Meeresboden, Spezialschiffe, Seekabel und Netzanschlüsse. Dadurch sind die Anfangsinvestitionen hoch, und Verzögerungen können besonders teuer werden.
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Die oben erwähnte WindGuard-Studie verweist nicht nur auf den laufenden Ausbau, sondern auch auf eine Schwachstelle: Die Nordsee-Flächen mit den Bezeichnungen N-10.1 und N-10.2, für die in der Ausschreibung vom August 2025 keine Gebote abgegeben wurden, waren sogar zentral voruntersucht.
Das zeigt, dass mögliche Investoren die Risiken, Kosten und erwarteten Erlöse unter den damaligen Bedingungen nicht für ausreichend attraktiv hielten.
Das Bundeskabinett reagiert mit einem Gesetzentwurf zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes. In dem Entwurf von Anfang September 2026 sieht sie Differenzverträge, längere Laufzeiten und Resilienzkriterien vor.
Differenzverträge sollen Einnahmen stabilisieren: Liegt der Marktpreis unter einem vereinbarten Wert, wird ausgeglichen; liegt er darüber, zahlen Betreiber zurück. Das soll Planungssicherheit schaffen und begrenzt zugleich mögliche Zusatzgewinne in Hochpreisphasen.

Zölle und Lieferketten

Neben Förderung und Zinsen spielt die Lieferkette eine große Rolle. Windkraftanlagen bestehen aus Stahl, Beton, Elektronik, Kabeln und Spezialtechnik. Viele Teile werden international gehandelt. Zölle können deshalb Kosten verschieben.
Belegbar ist der wirtschaftliche Mechanismus: Wenn europäische Hersteller Vorprodukte teurer einkaufen müssen, als ausländische Anbieter fertige Komponenten liefern können, kann das deutsche Zulieferer schwächen. Die Bundesregierung greift diese Sorge indirekt auf. Im Entwurf zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes nennt sie Kriterien zur Begrenzung einseitiger Abhängigkeiten von Drittstaaten.

Das Netz wird zum Standortfaktor

Ein weiterer Investitionsfaktor ist das Stromnetz. Windräder produzieren oft dort viel Strom, wo nicht immer genug Leitungskapazität vorhanden ist. Dann werden Anlagen abgeregelt. Für das System entstehen Kosten, auch wenn kein Strom beim Verbraucher ankommt.
Die Bundesregierung beabsichtigt deshalb, Ausbau und Netze stärker aufeinander abzustimmen. In ihrer Mitteilung zur EEG-Novelle und zum Netzpaket vom Juli 2026 begründet sie die Reform mit dem Ziel, Kosten zu senken und den Ausbau netzverträglicher zu machen.
Mit der Stromsektorreform sollen neu angeschlossene Anlagen in bestimmten überlasteten Netzgebieten für einen Teil ihres Stroms keine Entschädigung mehr erhalten, wenn sie abgeregelt werden. Zugleich sollen die Ausschreibungsmengen um 12 GW für Wind an Land steigen.
Für Investoren zählt deshalb nicht nur, wie stark der Wind an einem Standort weht. Wichtig ist auch, ob der erzeugte Strom zuverlässig ins Netz eingespeist werden kann. Ist das Netz überlastet, müssen Windräder zeitweise abgeschaltet werden. Dann kann weniger Strom verkauft werden. Ein sehr windreicher Standort kann dadurch wirtschaftlich weniger attraktiv sein. Ein Standort mit etwas weniger Wind kann sich dagegen eher rechnen, wenn der Strom dort leichter ins Netz gelangt oder näher an großen Verbrauchern erzeugt wird.
Die Windkraft wächst also weiter, aber ihr Ausbau ist kein Selbstläufer. Entscheidend wird sein, ob politische Ziele, Netze, Förderung und Finanzierung zusammenpassen. Für Deutschland zählt am Ende nicht die angekündigte Leistung, sondern die gebaute Anlage, die Strom liefert und sich wirtschaftlich trägt.
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EU-Antwort: Windräder verbreiten Ewigkeitschemikalie PFAS

In Kürze:

  • Der FPÖ-Politiker Gerald Hauser hat bei der EU-Kommission wegen der Auswirkungen von PFAS durch Windräder angefragt.
  • Hauser: Mehr als 200 teils giftige Chemikalien gelangen durch Windkraftanlagen in die Umwelt.
  • Die Kommission verweist in ihrer Antwort auf einen bestehenden Vorschlag zur Beschränkung aller PFAS.
 
Der österreichische EU-Abgeordnete Gerald Hauser von der FPÖ hat im Juli dieses Jahres eine Parlamentarische Anfrage an die EU-Kommission übermittelt. Es geht um die möglichen umwelt- und gesundheitsschädlichen Auswirkungen von PFAS aus Windkraftanlagen.
Der Politiker schrieb:
„Diese ‚Ewigkeitschemikalien‘ sind für Mensch und Umwelt hochgiftig. Sie wirken sich unter anderem auf den Hormonhaushalt aus, schädigen das Immunsystem, beeinträchtigen die Fruchtbarkeit und können Krebs verursachen.“
PFAS ist die Abkürzung für Per- und polyfluorierte Alkylsubstanzen. Diese Stoffgruppe umfasst laut dem Bundesumweltministerium mehr als 10.000 verschiedene Stoffe. Diese künstlich hergestellten Stoffe sind extrem stabil und langlebig.
„Allerdings wurden in den letzten Jahren bei bestimmten PFAS […] gesundheitsschädliche Wirkungen nachgewiesen“, so das Ministerium. Das sei „in Kombination mit der Langlebigkeit besonders bedenklich“.

Belastung durch mehr als 200 Chemikalien

Der FPÖ-Politiker teilte mit, dass sich die PFAS unter anderem in den Beschichtungen der Rotorblätter befänden. Diese seien im Windradbetrieb regelmäßigem Abrieb ausgesetzt. Darüber hinaus kämen PFAS auch in Getrieben, Speichersystemen, Schmiermitteln, Hydraulikflüssigkeiten und Kabelisolierungen zum Einsatz.
„Infolgedessen gelangen mehr als 200 Chemikalien, darunter PFAS, aus Windkraftanlagen in die Luft, den Boden, Gärten, Oberflächengewässer und das Grundwasser“, warnte Hauser. Er schrieb, dass Dänemark und Schweden das Risiko bereits erkannt und für bestimmte PFAS deutlich strengere Grenzwerte eingeführt hätten als die Europäische Union.
Die Grenzwerte dieser beiden Länder lägen nur bei einem Fünfundzwanzigstel beziehungsweise einem Fünfzigstel der EU-Werte. Die EU-Kommission äußerte sich in ihrer Antwort nicht zu diesem konkreten Vergleich.
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Abschließend stellte Hauser der EU-Kommission drei Fragen:
  • Was gedenkt die Kommission zu unternehmen, um PFAS endgültig zu verbieten?
  • Was gedenkt die Kommission zu unternehmen, um die anhaltende Belastung von Menschen, Tieren und der Umwelt durch PFAS aus Windkraftanlagen zu stoppen?
  • Wie steht die Kommission zu den zahlreichen Aussagen von Umweltexperten und Ärzten, wonach die aktuellen EU-Grenzwerte für PFAS viel zu hoch sind?

Kommission: PFAS vorerst weiter gestattet

Am 4. September folgte schließlich die Antwort des Industriekommissars Stéphane Séjourné im Namen der Kommission. Er verwies zunächst auf einen Vorschlag zur Beschränkung aller PFAS, den fünf nationale Behörden vorgelegt hätten.
Aktuell prüft die Europäische Chemikalienagentur (ECHA) diesen Vorschlag. Die Prüfung umfasse laut Séjourné zwar den Energiesektor, jedoch nicht eine einzelne Technologie wie Windkraftanlagen.
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„Solange die endgültige wissenschaftliche Bewertung der ECHA noch aussteht, kann die Kommission nicht einschätzen, wie mit der Verwendung von PFAS in Windkraftanlagen umgegangen wird“, erklärte der Kommissar weiter. Eine schnelle Änderung der Handhabung von PFAS sei laut Séjourné nicht absehbar. Er fuhr fort:
„Sofern keine in Bezug auf Leistung und Sicherheit gleichwertigen Alternativen zur Verfügung stehen, kann die weitere Verwendung von PFAS […] gestattet werden, bis akzeptable Ersatzstoffe gefunden sind.“

Windkraftbranche widerspricht Hausers Darstellung

PFAS werden bei Windkraftanlagen gerade wegen ihrer Langlebigkeit eingesetzt. Laut dem Branchenunternehmen JUWI sollen diese Stoffe die Beschichtungen der Rotorblätter stabiler machen. Das wiederum soll den Abrieb verringern.
Zudem hätten Windkraftanlagen nur einen geringen Anteil an den gesamten PFAS-Emissionen. Orientiert am Vorschlag zur Beschränkung der PFAS, nennt JUWI 55 Tonnen PFAS-Emissionen pro Jahr, die vom gesamten Energiesektor stammten. Das sei wenig angesichts der Emissionen aller Sektoren, die demnach auf eine Summe von rund 70.000 Tonnen pro Jahr in der EU kämen.
Ein Großteil dieser Emissionen entfalle demnach mit 38.806 Tonnen auf die sogenannten F-Gase oder fluorierte Treibhausgase. Sie kommen unter anderem als Kältemittel in Kälte- und Klimaanlagen sowie als Treibmittel in Schäumen und Dämmstoffen zum Einsatz.
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Bundesinstitut: „Eine ewige Herausforderung“

Hauser bezeichnete die Antwort der EU-Kommission als einen „politischen Offenbarungseid“. Am Montag, 14. September, ging er auf die Aussage der Kommission ein, wonach diese die Freisetzung von Schadstoffen in die Umwelt begrenzen und mit eindeutigen Anreizen Innovation betreiben wolle, um Alternativen zu PFAS zu finden.
Hauser sagte: „Das ist absurd, da die EU gleichzeitig seit Jahren den Ausbau der Windkraft forciert.“ Der FPÖ-Politiker kündigte daher an, weiter bei der Kommission nachzuhaken.
Erst im Juni dieses Jahres ging auch das Bundesinstitut für Risikobewertung auf die Gefahren von PFAS ein. Dabei wird die Ewigkeitschemikalie als „eine ewige Herausforderung“ bezeichnet.
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Demnach nehme der Mensch PFAS zu einem wesentlichen Teil über tierische Lebensmittel auf, etwa Fisch, Fleisch, Milch und Eier. Durch die lange Verweilzeit bestimmter PFAS im Körper könne es laut dem Institut „zu Konzentrationen kommen, die unerwünschte Wirkungen auf den Menschen haben“.
Im Sommer 2024 hatten Experten in Rheinland-Pfalz vor dem Verzehr von Wildschweinleber gewarnt. Die Innereien der Tiere waren stark mit PFAS belastet.
Einige gesundheitliche Auswirkungen seien laut dem Institut bereits bekannt. „Dazu zählen der Anstieg der Blutfettwerte (ein Risikofaktor für Herz-Kreislauf-Erkrankungen), der Anstieg eines Leberenzyms im Blutserum (Hinweis auf eine Störung der Leberfunktion) und ein vermindertes Geburtsgewicht“, heißt es dort.
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Bundesregierung geht vier Energiegesetze an einem Tag an

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) ist für die Enegiepolitik Deutschlands zuständig. - Foto: Matthias Kehrein/Epoch Times

In Kürze:

  • Gleich über vier Energiegesetze will der Bundestag am 24. September eine erste Lesung abhalten.
  • Die EEG-Reform soll den Ausbau erneuerbarer Energien optimieren.
  • Das Netzpaket versucht den hinterherhinkenden Netzausbau zu kompensieren.
  • Staat und Unternehmen sollen mit dem Energieeffizienzgesetz energieeffizienter werden.
  • Nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz soll der CO2-Preis 2027 stabil bleiben.
 
Die parlamentarische Sommerpause des Bundestags ist seit dem 7. September vorbei. Nun startet die Regierungskoalition aus Union und SPD in den „heißen Herbst“, wo sie mehrere Reformen prüfen und beschließen will.
Einige davon betreffen auch die Energiepolitik. Am Donnerstag, 24. September, stehen zugleich vier Energiegesetzen die ersten Lesungen auf dem Programm – an diesem Tag startet somit der energiepolitische Herbst der Reformen. Sie betreffen vor allem den weiteren Verlauf der deutschen Energiewende.
Alle vier Vorhaben sind aktuell noch Regierungsentwürfe im parlamentarischen Verfahren und kein beschlossenes Recht. Bis zu deren endgültigem Beschluss sind noch Änderungen möglich. Im Folgenden ein Überblick der Reformen und was sie bedeuten.

EEG-Reform: Energiewende bezahlbarer und sicherer machen

Von zentraler Bedeutung ist die Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Der entsprechende Entwurf soll „einen planbaren, kosteneffizienten, netzverträglichen und marktorientierten Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor“ garantieren. Somit priorisiert die EEG-Novelle „Bezahlbarkeit, Kosteneffizienz und Versorgungssicherheit“ im Rahmen der Energiewende. Die Reform soll ab Anfang 2027 in Kraft treten.
Die EEG-Novelle 2027 bewirkt einerseits den Wegfall der gesetzlich garantierten Einspeisevergütung. Diese im Jahr 2000 eingeführte staatliche Subventionierung hat den Solarboom in Deutschland überhaupt erst ermöglicht. Stattdessen sollen Anlagenbetreiber mit einer installierten Anlagenleistung von bis zu 25 Kilowatt (kW) ihren Solarstrom künftig selbstständig an einen Direktvermarkter verkaufen.
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In einer 36-monatigen Übergangszeit soll es aber noch eine abgesenkte Einspeisevergütung geben, bevor die Anlagenbetreiber auf Direktvermarktung umsteigen sollen.
Ebenso sieht der EEG-Entwurf eine 50-Prozent-Drosselung für neue Solaranlagen mit weniger als 100 Kilowatt (kW) Nennleistung vor. Das betrifft alle Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 100 kW. Könnte eine 60-kW-Anlage bei guter Sonneneinstrahlung 45 kW produzieren, darf sie demnach aber nur 30 kW ins öffentliche Stromnetz einspeisen. Das soll Stromspitzen eindämmen.
Eine weitere zentrale Maßnahme des neuen EEG ist die Einführung von Differenzverträgen für größere Anlagen ab 100 Kilowatt. Die Anlagenbetreiber erhalten weiterhin eine Absicherung. Sollten sie am Markt jedoch deutlich mehr verdienen – etwa in Phasen hoher Strompreise – müssen sie einen Teil der Mehreinnahmen wieder abführen.

Der Ausbau von Photovoltaikanlagen soll weiter voranschreiten, allerdings künftig netzverträcglicher.

Foto: Hannes P Albert/AFP via Getty Images

Netzpaket soll Netzanschlüsse regeln

Eine weitere Reform ist mit dem sogenannten Netzpaket angedacht. Die Bundesregierung bezeichnet es als „Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Synchronisierung des Anlagenzubaus mit dem Netzausbau sowie zur Verbesserung des Netzanschlussverfahrens“.
Einfach ausgedrückt: Das Netzpaket soll die Vergabe von Netzanschlüssen neu regeln. Ziel ist es, den Zubau von Erneuerbare-Energie-Anlagen und Stromspeichern besser mit dem tatsächlichen Netzausbau zu synchronisieren. Damit ist beabsichtigt, den um mehrere Jahre hinterherhinkenden Netzausbau zu kompensieren. Gleichzeitig soll das Netzpaket die Redispatch-Kosten reduzieren.
Die Bundesregierung will Netzanschlüsse stärker priorisieren. Hintergrund ist, dass bei Netzbetreibern die Zahl der sogenannten Netzanschlussbegehren massiv gestiegen ist. Dabei reicht das Spektrum der Kriterien von der Erfüllung gesetzlicher Zielvorgaben über die Netzdienlichkeit bis zu raumplanerischen Gebietsausweisungen.
Im Zuge der Energiewende sind Tausende Kilometer neue Stromleitungen geplant, damit der vor allem im Norden produzierte Windstrom zu Großverbrauchern im Süden gelangen kann. Trotz großer Fortschritte beim Ausbautempo gebe es beim Netzausbau weiterhin „Hemmnisse“, die häufig zu Realisierungsdauern von acht bis zwölf Jahren führten, heißt es im Gesetzentwurf.
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Energieeffizienzgesetz wird abgeschwächt

Das Energieeffizienzgesetz, kurz EnEfG, soll eine Steigerung der Energieeffizienz in Deutschland bewirken. Demnach sollen der Staat, Unternehmen und Betreiber von Rechenzentren ihren Energieverbrauch reduzieren, Energieverluste vermeiden und Effizienzpotenziale transparenter machen.
Die aktuelle Novelle sieht allerdings eine gewisse Entlastung, vor allem für bestehende Rechenzentren vor. Für sie sollen gelockerte Grenzwerte gelten. Der Entwurf hebt mehrere Schwellenwerte an. Somit gilt für Unternehmen künftig eine höhere Energieverbrauchsgrenze, ehe sie Energiemanagementsysteme einführen müssen.
Besonders relevant ist hierbei die geplante Erhöhung des Jahresendenergieverbrauchsgrenzwertes bei Unternehmen von 7,5 auf 23,6 Gigawattstunden (GWh).
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Brennstoffemissionshandelsgesetz: CO2-Preis bleibt konstant – vorerst

Als viertes Energiegesetz will die Bundesregierung am 24. September auch über die Überarbeitung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) entscheiden. Sie regelt den künftigen CO2-Handel für Heizen und Tanken, also den CO2-Preis.
Union und SPD haben im Mai 2026 zuletzt vereinbart, die CO2-Bepreisung im nationalen Brennstoffemissionshandel 2027 stabil zu halten. Der CO2-Preis pro ausgestoßener Tonne Kohlenstoffdioxid soll danach auch im kommenden Jahr – wie bereits im Jahr 2026 – zwischen 55 und 65 Euro pro Tonne CO2 liegen.
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Aufgeheizte Generaldebatte: Weidel attackiert Regierung, Merz verteidigt Reformkurs

Die AfD-Co-Vorsitzende Alice Weidel geht am 9. September 2026 nach ihrer Rede während der Generaldebatte im Bundestag in Berlin an Bundeskanzler Friedrich Merz vorbei. - Foto: John Macdougall/AFP via Getty Images

In Kürze:

  • Alice Weidel kritisiert die Politik der Bundesregierung scharf und warnt vor einer weiteren Verschuldung sowie einer fortschreitenden Deindustrialisierung Deutschlands.
  • Friedrich Merz verteidigt den Kurs der Koalition, räumt aber Fehler in der Energiepolitik ein und wirbt für Investitionen in Wirtschaft, Sicherheit und Digitalisierung.
  • Grüne, SPD und Linke setzen unterschiedliche Schwerpunkte: Sie warnen vor den Folgen eines AfD-Erfolgs, verteidigen Investitionen oder kritisieren soziale Kürzungen und steigende Rüstungsausgaben.
 
Am Mittwoch, 9. September, stand im Bundestag die mit großem Interesse erwartete Generaldebatte zur Politik der Bundesregierung an. Anlass für den Schlagabtausch sind traditionell in der Haushaltswoche die Beratungen zum Etat des Kanzlers und Kanzleramtes.
Die Aussprache war von einer aggressiven Stimmung gekennzeichnet. Die Rede des Bundeskanzlers wurde mehrfach durch Zwischenrufe und Pfeifen, insbesondere aus der AfD‑Fraktion, unterbrochen. Julia Klöckner, Präsidentin des Bundestages, ermahnte die Abgeordneten mit den Worten: „Wenn so etwas noch einmal passiert, schmeiß’ ich Sie heraus.“
Die Debatte stand diesmal ganz im Zeichen der AfD, die am Sonntag deutlich die Wahl in Sachsen-Anhalt gewonnen hatte.

Weidel: Fundamentalkritik am Haushalt und an der Regierung

Bei der Generaldebatte hat die größte Oppositionsfraktion üblicherweise als Erste das Rederecht.
Für die AfD sprach die Fraktionsvorsitzende Alice Weidel. Sie stellte den Haushaltsentwurf als Fortsetzung einer aus ihrer Sicht gescheiterten Politik dar. Sie kritisierte insbesondere die hohe Neuverschuldung und warnte vor einer „Staatspleite“. Bis 2030 werde die Verschuldung ihrer Darstellung zufolge auf mehr als 1 Billion Euro steigen. Sie warf der Bundesregierung vor, trotz hoher Steuereinnahmen immer neue Schulden aufzunehmen und dadurch künftige finanzielle Spielräume zu zerstören.
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Ein zweiter Schwerpunkt ihrer Rede war die wirtschaftliche Lage im Land. Weidel machte die Bundesregierung für eine von ihr wahrgenommene Deindustrialisierung verantwortlich. Sie verwies unter anderem auf den Stellenabbau bei BASF und Volkswagen sowie auf die Verlagerung von Produktionskapazitäten ins Ausland. Sie machte dafür vor allem die Energie- und Klimapolitik verantwortlich – aber auch die Spitzenmanager von Konzernen, die sich gegen eine „wirtschaftsfeindliche Energiewende“ nicht gewehrt hätten. Deutschland habe zu hohe Stromkosten und verliere industrielle Substanz.
Die Energiewende schaffe zudem kostspielige, dysfunktionale Strukturen, während man intakte und bewährte wie hochmoderne Kohle- und Kernkraftwerke zerstöre.
Die „Migrationskrise“ sei entgegen der Darstellung der Bundesregierung nicht beendet. Deutschland sei nach Kolumbien das weltweit größte Aufnahmeland für Flüchtlinge. Dabei lebten in Deutschland mehr als 1 Million mehrfach abgelehnter Asylsuchender, die ausreisepflichtig wären.
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Außenpolitisch warf Weidel der Bundesregierung vor, „Kriegspropaganda und Konfrontation mit Russland“ fortzusetzen, während die USA sich für einen Frieden in der Ukraine einsetzten.
Weidel skizzierte auch die Schwerpunkte eines von ihr geforderten Politikwechsels. Die AfD wolle unter anderem Subventionen, Entwicklungshilfe und bestimmte EU-Zahlungen reduzieren, den Staatsapparat verkleinern, eine „Massenmigration in die Sozialsysteme“ begrenzen sowie Energiewende und CO₂-Abgabe beenden. Zudem forderte Weidel eine Rückkehr zur Kernkraft und „günstigerem Erdgas aus Russland“.

Generaldebatte im Bundestag: Die AfD-Co-Vorsitzende Alice Weidel spricht am 9. September 2026, während Bundeskanzler Friedrich zuhört.

Foto: John Macdougall/AFP via Getty Images

Merz: Reformkurs verteidigt – gleichzeitig Selbstkritik bei Energie

Die Gegenrede von Bundeskanzler Friedrich Merz (CDU) war teils von einer Abgrenzung zur AfD und teils von einer Verteidigung des Regierungskurses gekennzeichnet. Er räumte ein, dass der AfD in Sachsen-Anhalt ein „bemerkenswertes Wahlergebnis“ gelungen sei. Er betonte aber, dass sie ihr Wahlziel einer absoluten Mehrheit nicht erreicht habe – und erklärte, er rechne nicht damit, dass der Partei eine solche irgendwo gelingen werde.
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Besonders scharf kritisierte Merz die AfD-Position zur Ukraine und verteidigte die weitere Unterstützung des im Krieg mit Russland befindlichen Landes. Er warf Weidel vor, kein Wort zu dem offiziell Russland zugeschriebenen Drohnenvorfall vom 4. August verloren zu haben. Auch über die Waldbrände, für die der Kanzler den Klimawandel verantwortlich machte, habe die AfD-Fraktionsvorsitzende nicht gesprochen.
Beim Thema Wirtschaft verwies Merz auf ein erwartetes Wachstum von 1,3 Prozent in diesem Jahr und führte dies auf die Reformpolitik der Bundesregierung zurück. Gleichzeitig räumte er ausdrücklich ein, dass in der Energiepolitik „schwere Fehler“ gemacht worden seien.
Die Bundesregierung setze nun auf eigene Gaskraftwerke und erneuerbare Energien und wolle die Versorgungssicherheit gewährleisten. Der AfD warf er Panikmache mit Blick auf die Füllstände der Gasspeicher vor. Man kümmere sich um die Gewährleistung der Versorgung. Hastiges Mahnen zum zeitnahen Kauf treibe nur die Preise in die Höhe.
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Der Kanzler ging außerdem auf Themen wie KI und Digitalisierung ein. Die Bundesregierung habe eine Taskforce zur KI-Nutzung eingesetzt und wolle unter anderem mit dem Ausbau von Rechenzentren sicherstellen, dass deutsche Unternehmen von der nächsten industriellen Entwicklungsstufe profitieren.
Merz verteidigte außerdem einen differenzierteren Umgang mit Migration und wandte sich scharf gegen den AfD-Begriff „Remigration“, den er als synonym mit jenem einer „ethnischen Säuberung nach Herkunft und Hautfarbe“ bezeichnete. Die Position der AfD stelle eine Gefahr für zentrale Bereiche wie Handwerk, Krankenhäuser und Pflege dar, die auf ausländische Arbeitskräfte angewiesen seien.

Grüne: Sorge wegen des AfD-Erfolgs und Kritik an der Kommunikation der Koalition

Für die Grünen sprach Fraktionschefin Katharina Dröge vor allem über die möglichen politischen Folgen des AfD-Erfolgs in Sachsen-Anhalt. Sie sprach von einem „absoluten Desaster“ und forderte Union und SPD auf, sich stärker gegen Rechtsextremismus und für die Zivilgesellschaft einzusetzen. Zugleich räumte sie ein, dass auch die Grünen in vielen Bereichen den Kontakt zu Teilen der Bevölkerung verloren hätten.
Dröge kritisierte die bisherige Strategie von CDU und CSU gegenüber der AfD: Diese sei offenbar davon ausgegangen, dass eine möglichst harte Migrationspolitik die Konkurrenz von rechts wieder zurückdrängen würde. Bundesinnenminister Alexander Dobrindt (CSU) habe seit seinem Amtsantritt „größtmögliche Härte“ in der Migrationspolitik durchgesetzt – und die AfD sei nur noch stärker geworden.
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Die Union, so Dröge, müsse ihre Unterschiede zur AfD deutlicher machen. Gleichzeitig kritisierte sie soziale Kürzungen und forderte, Wohlhabende stärker zur Finanzierung heranzuziehen.
Rechtsextremismus gedeihe insbesondere in strukturschwachen Regionen, wo Industrie abwandere und kommunale Einrichtungen geschlossen würden. Dröge brachte zudem ausdrücklich ein mögliches AfD-Parteiverbot ins Gespräch.

SPD: Verteidigung der Investitionen, aber Eingeständnis von Erklärungsproblemen

Für die SPD griff Fraktionschef Matthias Miersch die Aussagen Weidels scharf an. Diese habe in ihrer Rede erneut „Hass ausgesprüht“ – unter anderem mit pauschalen Angriffen gegen Syrer, von denen viele heute als Pflegekräfte oder Ärzte tätig seien. Miersch warnte insbesondere auch vor den Folgen eines EU-Austritts, mit dem Teile der AfD liebäugelten. Dieser sei ein „Schredder für Wohlstand und Arbeitsplätze“.
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Miersch räumte jedoch ein, dass viele Bürger verunsichert seien und die Regierung ihre Reformen besser erklären müsse. Bei der Rente verwies Miersch darauf, dass die Abschaffung der abschlagsfreien Rente nach 45 Beitragsjahren und Kürzungen bei Sozialleistungen dem Gerechtigkeitsempfinden vieler Menschen widersprächen.
Zugleich verteidigte er strukturelle Veränderungen bei Rente und gesetzlicher Krankenversicherung. Als Gegenargument zur Kritik an den Ausgaben verwies er auf „Rekordinvestitionen“: So sei eine „Steigerung von 60 Prozent“ an Mitteln in Forschung und Entwicklung investiert worden.

Linke: Regierung betreibt „Kanonen statt Butter“-Politik

Sören Pellmann, der Co-Chef der Fraktion der Linken, konzentrierte sich auf die sozialen Folgen des Haushalts. Er bezeichnete die Kürzungen als „sozialen Kahlschlag“ und kritisierte, dass ein erheblicher Teil der Ausgaben in die Aufrüstung fließe.
Die Koalition betreibe eine „Kanonen statt Butter“-Politik – dabei seien Investitionen in die Rüstung diejenigen, die am wenigsten an Folgeeffekte bewirkten. Auch der AfD warf Pellmann „Doppelzüngigkeit“ vor: Insbesondere im Osten stelle sie sich als Friedenspartei dar, in den Ausschüssen hingegen stimme sie jedoch der Aufrüstung zu.
Deutlich kritisierte Pellmann auch die Auswirkungen der Sparpolitik auf Kommunen und Zivilgesellschaft. Wenn Schwimmbäder, Jugendklubs und andere Einrichtungen geschlossen würden, gefährde dies letztlich auch den demokratischen Zusammenhalt. Als Alternative forderte Pellmann einen mindestens zehnjährigen Wiederaufbauplan für Infrastruktur, Wohnungsbau und Schulen.
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Mutmaßlicher Stromsaboteur festgenommen – NRW geht von Einzeltäter aus

Als Motiv für die Sabotage-Serie nennt der Täter in den Bekennerbriefen den Kampf gegen fossile Energien. - Foto: Sascha Thelen/dpa

In Kürze:

  • Der mutmaßliche Saboteur Daniel V. wurde nahe dem Kraftwerk Weisweiler in NRW festgenommen.
  • Bei ihm und in einem Zelt fanden Ermittler weitere Sprengmittel und Abschussvorrichtungen.
  • Innenminister Herbert Reul geht derzeit von einem Einzeltäter aus.
 
Die tagelange Fahndung nach dem mutmaßlichen Verantwortlichen für eine Serie von Sabotageakten gegen Umspannwerke ist zu Ende. Wie die Polizei Köln am Dienstag, 8. September, mitteilte, gelang es ihnen, einen 48-jährigen Tatverdächtigen nahe dem Kraftwerk Weisweiler festzunehmen. Ein offener Haftbefehl wurde vollstreckt, er ließ sich widerstandslos festnehmen.

Sprengmittel bei Festnahme von Daniel V. sichergestellt

Bei seiner Festnahme soll der Mann, den Medien Daniel V. nennen, weitere Sprengmittel bei sich gehabt haben. In unmittelbarer Nähe des Festnahmeortes fanden die Beamten ein im Unterholz aufgestelltes Zelt. Dort befanden sich den Angaben der Einsatzkräfte zufolge weitere Sprengladungen.
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NRW-Innenminister Herbert Reul (CDU) erklärte im weiteren Verlauf des Tages gegenüber Medien, dass die Festnahme der Aufmerksamkeit einer Beamtin und ihrer Kollegen zu verdanken gewesen sei. Eine frühere Pressemitteilung der Polizei Köln legt die Annahme nahe, dass auch Hochspannungsleitungen in der Nähe des Kraftwerks Weisweiler als Anschlagsziele vorgesehen gewesen sein könnten.
So habe man am Montagnachmittag dort mehrere Abschussvorrichtungen vorgefunden. In deren Bereich sei auch ein weiteres Bekennerschreiben aufgetaucht. Am Montagabend seien während der Absuche am Kraftwerk Weisweiler gegen 21 Uhr „Blitze und Knallgeräusche zu vernehmen“ gewesen. Wegen der einsetzenden Dunkelheit seien keine weiteren Untersuchungen möglich gewesen. Die Bundespolizei Aachen stellte für weitere Suchmaßnahmen eine Drohne mit Wärmebildkamera zur Verfügung.

Zelt und Fahrrad des Verdächtigen gefunden

Das Zelt, in dem sich der Verdächtige offenbar vorübergehend aufgehalten hatte, stand bisherigen Erkenntnissen zufolge in einer Schneise parallel zur Aldenhovener Straße. Die Spurensicherung soll auch das Fahrrad des Verdächtigen sichergestellt haben.
Wie der WDR berichtet, stammt Daniel V. aus Nordrhein-Westfalen. Seine letzte Wohnanschrift habe sich in Gevelsberg im Ennepe-Ruhr-Kreis befunden.
Ermittler gehen davon aus, dass eine Reihe weiterer Anschläge geplant gewesen sein könnte.
Die Vorrichtungen sollten dazu dienen, durch den Abschuss selbstgebauter, mit einem Draht versehenene Raketen Kurzschlüsse herbeizuführen.
Mehr dazu
Zumindest in Nordrhein-Westfalen und Brandenburg wurden Vorrichtungen dieser Art vorgefunden. In mindestens zwei Fällen erreichte der Verdächtige offenbar sein Ziel. Daraufhin mussten einzelne Blöcke nahegelegener Kraftwerke vorübergehend abgeschaltet werden.

Reul geht von Daniel V. als Einzeltäter aus

Minister Reul geht derzeit davon aus, dass Daniel V. allein gehandelt und keine Mittäter gehabt habe. Die Ermittlungen dazu seien jedoch noch nicht abgeschlossen. Zwei Bekennerschreiben konnten die Ermittlungsbehörden dem Tatverdächtigen mittlerweile zweifelsfrei zuordnen. Ein drittes Schreiben werde noch geprüft.
In den ersten beiden Schreiben habe er der Politik mangelnde Bemühungen beim Klimaschutz vorgeworfen.
Als Hauptmotivation habe er demnach das „Abwenden oder Vermeiden von unermesslichem Leid, das durch die Nutzung fossiler Brennstoffe verursacht wird“ angegeben. Offenbar habe er noch weitere Sabotageakte geplant. Nach Angaben von Reul gebe es zudem „Hinweise auf psychische Probleme“. Auch diesen Hinweisen wollen die Ermittler nun nachgehen.
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Teure Energiewende: Weitere 1.000 Milliarden Euro bis 2025 nötig

In Kürze:

  • Laut McKinsey wird die deutsche Energiewende bis 2035 rund 1 Billion Euro kosten.
  • Bisher kostete die Energiewende die Steuerzahler schon Hunderte Milliarden Euro.
  • McKinsey schlägt vor, künftig mehr privates Geld für die Energiewende zu mobilisieren.
  • Deutschland droht bei 9 von 15 energiepolitischen Zielen zu scheitern.
 
Mit der Energiewende ist ein erheblicher Umbau unserer Energieinfrastruktur erforderlich. Dieser bereits laufende Umbau soll in den kommenden zehn Jahren zwischen 780 und 1.035 Milliarden Euro verschlingen, also rund 1 Billion Euro.
Zu diesem Ergebnis kam laut „WELT“ der neue „Energiewende-Index“ der Beratungsgesellschaft McKinsey. Diese nötige Investitionssumme umfasst den gesamten Infrastrukturbedarf – also sowohl staatliche als auch private Investitionen – für Netzausbau, Stromerzeugung, Wärme und Wasserstoff. McKinsey fordert dabei ausdrücklich eine stärkere Beteiligung privater Investoren, um die Finanzierung zu stemmen.
Nach McKinsey sei der größte Kostenpunkt mit 680 bis 910 Milliarden Euro die Stromversorgung. Davon entfällt rund die Hälfte auf erneuerbare Energien.
Die Billion beinhaltet allerdings noch nicht die Investitionen wie Solaranlagen auf Hausdächern, Gebäudesanierungen für eine bessere Energiebilanz im Gebäudesektor oder den Einbau von Wärmepumpen oder Wallboxen. Dafür sind weiterhin Privatleute, vorrangig kleine Immobilienbesitzer verantwortlich.

Bisherige Kosten der Energiewende

Seit rund 25 Jahren verändert sich Deutschlands Stromsystem drastisch: Immer mehr zentrale Großkraftwerke wurden durch Millionen Kleinkraftwerke wie Photovoltaik- und Windkraftanlagen ersetzt.
Eine konkrete Summe, wie viel die Energiewende bis heute gekostet hat, liegt nicht vor. Verschiedene Quellen beziffern diesen Aufwand jedoch auf mehrere Hundert Milliarden Euro. Der Betrag hängt maßgeblich von den mit einberechneten Faktoren und gesetzten Zeiträumen ab.
Der Wirtschaftsdienst des Leibniz-Informationszentrums Wirtschaft spricht von fast 250 Milliarden Euro im Zeitraum von 2000 bis 2020 nur an Differenzkosten für das Erneuerbare-Energie-Gesetz. Diesen Kostenbereich schätzt die Stiftung Marktwirtschaft auf mehr als 400 Milliarden Euro von 2000 bis 2030.
Hinzu kommen Ausgaben für Redispatch-Maßnahmen, Vergütungen für nicht eingespeisten Strom aus erneuerbaren Energien und Exportstrom bei Minuspreisen an der Strombörse.
Bisherige Kostenberechnung sowie die neuen Ergebnisse von McKinsey lassen darauf schließen, dass die Energiewende im Laufe der Zeit immer teurer wird.
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Künftig mehr Geld von privater Hand?

Laut McKinsey stamme das Geld für den Infrastrukturumbau hauptsächlich von kommunalen Versorgungsunternehmen wie Stadtwerken. Diese Finanzierungsquellen seien jedoch bereits recht überstrapaziert.
Aus Sicht von Sebastian Overlack, Partner bei McKinsey und Co-Autor der Studie, sei es nötig, künftig mehr privates Kapital für die Energiewendeausgaben zu mobilisieren. Er sagte:
„Deutschland hat kein Kapitalproblem – das Problem ist der Zugang zu diesem Kapital.“
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Viele Ziele trotzdem nicht erreichbar

Trotz der hohen bisherigen und künftigen Ausgaben für die Energiewende vermutet McKinsey, dass Deutschland 9 von 15 damit verbundene politische Ziele verfehlen könnte. Entsprechend seien nur sechs Ziele realistisch erreichbar. Fünf halte die Beratungsgesellschaft für „unrealistisch“ und vier stünden noch „auf der Kippe“.
Ein klar verfehltes Ziel sei der Netzausbau. Von anvisierten neuen 7.904 Kilometer (km) an Höchstspannungsnetzen konnte die Bundesrepublik bislang nur 4.045 km realisieren. Daran konnte auch das zweite Halbjahr 2025, in dem ein Rekordausbau stattfand, nichts ändern – die Akteure haben das notwendige Tempo auch hier nicht erreicht.
Einen besseren Eindruck hinterließ hingegen der Ausbau erneuerbarer Energiequellen. Vor allem der Ausbau der Photovoltaik schreitet mit hohem Tempo voran. Bereits im August dieses Jahres hat Deutschland das Jahresausbauziel für 2026 von 128 Gigawatt Nennleistung erreicht.
Ebenfalls gut sieht es bei der Senkung des Primärenergieverbrauchs aus. Dieser war in den vergangenen Jahren überwiegend rückläufig. Er sank von rund 13.400 Petajoule (Pj) im Jahr 2015 auf rund 10.550 Pj im vergangenen Jahr. Allerdings ist zu erwähnen, dass ein maßgeblicher Grund für den sinkenden Energieverbrauch die hohe Anzahl an Schließungen inländischer Unternehmensstandorte ist.
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Solar: Gesetzgeber „fördert“ Trend zu immer kleineren Anlagen

In Kürze:

  • Die Bundesregierung führt eine EEG-Reform sowie neue Rahmenbedingungen für Stromspeicher ein.
  • Dadurch können viele private Solaranlagen kleiner als eigentlich möglich ausfallen.
  • Mit AgNes kommt zusätzlich eine Verteuerung auf Anlagenbesitzer zu.
  • Eine Solaranlage lohnt sich weiterhin für Betreiber – bei Berücksichtigung mehrerer Faktoren wie Eigenverbrauch und Anlagengröße.
 
Vor rund 30 Jahren dominierten einige Dutzend Großkraftwerke, befeuert hauptsächlich mit Kohle-, Gas– und Kernkraft die Stromerzeugung. Die Betreiber konnten sie überwiegend flexibel an den Verbrauch des Landes anpassen.
Die deutsche Energiewende hat unsere Energieversorgung in den vergangenen Jahrzehnten drastisch verändert. Immer mehr Kleinkraftwerke wie Windkraft- und Solaranlagen ergänzen die großen Stromerzeuger. Vom solaren Balkonkraftwerk bis zum Kohleblock gibt es hierzulande inzwischen mehrere Millionen Stromerzeuger.

Drei Reformen, ein Ziel

Da heute Windkraft und die Photovoltaik einen zunehmenden Anteil des erzeugten Stromes liefern, ist die Stromerzeugung weitaus wetterabhängiger geworden. Immer wieder treten Stromspitzen gefolgt von Mangelphasen im Netz auf. Die Netzbetreiber haben damit heute weitaus mehr Herausforderungen, um die Netzstabilität sicherzustellen als damals. Immer häufiger sind außerplanmäßige Regulierungseingriffe wie Redispatchmaßnahmen nötig.
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Gesamte Nettostromerzeugung in Deutschland im Jahr 2025. Die Photovoltaik hatte einen Anteil von insgesamt 17,7 Prozent und war damit die zweitwichtigste Energiequelle nach kumulierter Jahreserzeugung.

Foto: Bildschirmfoto /energy-charts.info/Fraunhofer ISE

Die amtierende, schwarz-rote Bundesregierung reagiert darauf gleich mit mehreren Maßnahmen, die Stromspitzen reduzieren sollen. Gleichzeitig gilt es, Stromüberschüsse durch effektiveres Speichern für Mangelphasen bereitzustellen. Die wichtigsten drei anstehenden Reformen sind:
  • Die Reform zum Erneuerbare-Energien-Gesetz – kurz EEG 2027,
  • die Marktintegration von Speichern und Ladepunkten – kurz MiSpeL,
  • und die Rahmenfestlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom – kurz AgNes.
Diese drei Regelungen befinden sich momentan noch im Gesetzgebungs- oder Festlegungsprozess und können sich noch ändern.
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Je kleiner die Anlage, desto besser?

Besonders das EEG 2027 könnte den Solarzubau deutlich mindern. Mit dieser Reform fällt für neue Solaranlagen die momentan noch gesetzlich garantierte Einspeisevergütung weg. Diese im Jahr 2000 eingeführte staatliche Subventionierung hat den Solarboom in Deutschland überhaupt erst ermöglicht. Stattdessen sollen Anlagenbetreiber ihren Solarstrom künftig selbstständig an einen Direktvermarkter, meist ein dafür spezialisiertes Unternehmen, verkaufen.
„Kleine Anlagen unter 25 Kilowatt [Nennleistung] sind schon heute oft ohne Förderung wirtschaftlich. Aus diesem Grund sollten sie grundsätzlich nicht dauerhaft auf Kosten der Steuerzahler gefördert werden“, erklärte die Bundesregierung beim Kabinettsbeschluss Ende Juli. „Solche Anlagen entlassen wir in den Markt, wobei wir eine Starthilfe für die eigenverantwortliche Vermarktung des Stroms in Form eines vierjährigen Direktvermarktungsbonus vorsehen.“
Gleichzeitig schreibt der aktuelle EEG-Entwurf eine 50-Prozent-Drosselung für neue Solaranlagen mit weniger als 100 Kilowatt (kW) Nennleistung vor. Demnach darf eine 20-kW-Dachanlage künftig nur noch maximal 10 kW an Leistung ins Netz einspeisen. Das soll Solarstromspitzen zur Mittagszeit reduzieren.
Wem die Direktvermarktung nicht zusagt, kann auch die sogenannte Nulleinspeisung als mögliche Option wählen. Hierbei darf die Anlage praktisch keinen Strom ins öffentliche Netz einspeisen. Dieser soll nur im eigenen Hausnetz den Verbrauch abdecken, inklusive Stromspeicher. Das vermeidet weitere Stromüberschüsse in den Netzen.
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Beide Regelungen machen große Solaranlagen mit Stromüberschuss künftig unwirtschaftlicher. Sprich: je höher der Überschuss desto unrentabler. Bisher galt, für einen maximalen Ertrag möglichst viele Solarmodule auf das Hausdach zu montieren. Doch schon bald müssen sich neue Anlagenbetreiber überlegen, wie viel Direktvermarktung in ihrer Region realistisch ist oder wie hoch ihr Eigenverbrauch ist. Das lässt vermuten, dass künftig vielerorts nur noch ein Teil der verfügbaren Dachfläche mit Solarmodulen bestückt wird.

MiSpeL für Integration von Speichern

Eine zentrale Rolle bei der laufenden Energiewende spielen Stromspeicher, derzeit sind ihre Zahlen aber noch überschaubar. Günstigere Bedingungen für deren Verbreitung soll MiSpeL liefern. Hierbei handelt es sich um eine Festlegung der Bundesnetzagentur, mit der die Behörde Batteriespeicher sowie E-Auto-Ladepunkte flexibler und bidirektional ins öffentliche Stromnetz integrieren möchte. MiSpeL soll nach den aktuellen Planungen zum 1. Oktober 2026 in Kraft treten.
Aktuell dürfen Besitzer eines Batteriespeichers diesen nur mit Strom aus der Solaranlage laden. Das Laden mit Netzstrom ist untersagt, andernfalls droht dem Betreiber, die EEG-Förderung zu verlieren.
Nach der neuen MiSpeL-Regelung darf der Betreiber den Speicher künftig auch mit Netzstrom laden, ohne finanzielle Vorteile aufs Spiel zu setzen. Damit kann der Betreiber risikofreier die Preisunterschiede an den Strombörsen nutzen, also günstig laden und für einen deutlich höheren Preis entladen. Das soll einen netzdienlicheren Betrieb ermöglichen. In diesem Rahmen sind drei Modelle vorgesehen. Welches sich lohnt, hängt von individuellen Anlagedaten ab und lässt sich nicht pauschalisieren.
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AgNes: Netzentgelte bald auch für Solar

Eine gewisse Verteuerung für Solaranlagenbetreiber stellt hingegen AgNes dar. Nach dieser Netzentgelte-Reform sollen künftig auch Haushalte mit eigener Photovoltaikanlage diese Abgabe bezahlen. Bis voraussichtlich April 2029 sind sie noch von dieser befreit.
Demnach erhöht sich laut der Bundesnetzagentur die Belastung für sogenannte Prosumer, also Haushalte mit eigener Solaranlage und Eigenverbrauch, um bis zu 100 Euro pro Jahr zusätzlich. Regionale Unterschiede sind möglich.
Konkret sollen künftig neue Erzeugungsanlagen über 30 kW ab 2029 ein Kapazitäts- oder Einspeiseentgelt von voraussichtlich 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr zahlen. Steckersolaranlagen sind im jetzigen Entwurf ausdrücklich davon ausgenommen.
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Ein Balkonkraftwerk am 1. September 2024 an einem Balkon in Erfurt. Diese Anlagen bestehen meist aus nur 1 bis 4 Solarmodulen und werden über eine normale Haushaltssteckdose angeschlossen.

Foto: Sean Gallup/Getty Images

Trotz der Reformen gilt für die sogenannten Balkonkraftwerke weiterhin die Einspeisegrenze von maximal 800 Watt. Das bedeutet, selbst wenn die Solarmodule 2 kW Nennleistung besitzen – was hier die Modulleistungsgrenze ist –, sind die Wechselrichter auf 800 Watt begrenzt. Somit bringt eine höhere installierte Modulleistung, zumindest in der Spitze, nicht mehr Leistung ins Haus – und bei Stromüberschuss ins Netz.

Wo gibt es Überlappungen und gemeinsame Wirkungen?

In bestimmten Aspekten überlappen sich die drei Reformen. Bei der Leistung einer Solaranlage setzt das EEG 2027 eine klare Begrenzung von dauerhaft 50 Prozent. AgNes reguliert die Leistungsabgabe bei Anlagen über 30 kW indirekt über den genannten Kapazitätspreis.
Bezüglich Einspeisemengen und -zeiten ist erneut die 50-Prozent-Kappung des EEG 2027 zu nennen sowie die Nulleinspeisungsoption. Eine Begrenzung der förderfähigen Einspeisemenge bewirkt auch MiSpeL. Die Marktintegrationsfestlegung sieht eine gesetzliche Pauschalgrenze von 500 Kilowattstunden pro kW vor.
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Bezüglich der Einspeisevergütung: diese fällt mit dem EEG 2027 für künftige Solaranlagen weg. Allerdings kann MiSpeL noch einen Teil der Förderung bei flexibler Speichernutzung erhalten. AgNes wirkt hierbei indirekt über höhere Netzkosten.
Alle drei Reformen legen Wert auf eine verstärkte Nutzung von Stromspeichern, die ihrerseits mit Anschaffungs- und laufenden Kosten verbunden sind. Das EEG 2027 sorgt dafür, dass sie angesichts der Abregelung fast unverzichtbar werden. MiSpeL macht Speicher wirtschaftlich flexibler, während AgNes neue größere Speicher leicht belastet, jedoch kleine Heimspeicher weitgehend unberührt lässt.

Lohnt sich eine Solaranlage noch?

Wer eine Solaranlage errichten möchte, sollte das möglichst bis Ende dieses Jahres abgeschlossen haben, sofern in den kommenden Monaten noch Solarmonteure mit freien Kapazitäten verfügbar sind. Dann erhalten die Betreiber weiterhin die feste Einspeisevergütung über 20 Jahre, ohne 50-Prozent-Dauerdrosselung. Ab 2027 gewinnt der Eigenverbrauch verstärkt an Bedeutung.
Erlaubt werden auch weiterhin Balkonkraftwerke und Dachsolaranlagen sein, letztere Neuanlagen ab 2027 zu genannten Rahmenbedingungen.
Um den Strom künftig optimal zu nutzen, ist der Stromverbrauch des Anlagenbesitzers relevant. Haushalte mit wenig Verbrauch kommen kaum auf ihre Kosten. Wer über die Mittagszeit wenig Verbrauch hat, weil er unterwegs oder auf der Arbeit ist, sollte über einen Stromspeicher zur Solaranlage nachdenken. So kann der Haushalt den Solarstrom auch in den Abendstunden im Haus verbrauchen.
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„Ohne Batteriespeicher werden private Photovoltaikanlagen durch das EEG 2027 unwirtschaftlich, da die Amortisationsdauer auf über 30 Jahre steigt“, hat aquu, das Forschungsinstitut für Batteriespeicher, ermittelt. Für heutige und frühere Anlagen mit oder ohne Stromspeicher liegt die Amortisationszeit zwischen 8 und 16 Jahren.

Darauf sollten Sie achten

Im Folgenden eine Zusammenfassung der Faktoren, die Sie bei Anschaffung einer Solaranlage ab 2027 berücksichtigen sollten.
  • Eigenverbrauch maximieren: Das kann beispielsweise in Kombination mit der Installation einer Wärmepumpe, oder der Anschaffung eines E-Autos gelingen. Wer auch dann mehr Strom verbraucht, wenn die Sonne dunkel und der Speicher leer ist, erhöht seine Stromrechnung.
  • Stromspeicher ausreichend dimensionieren: Generell gilt eine Speicherkapazität von 1 bis 1,5 kWh pro 1.000 kWh Jahresverbrauch als sinnvoll. Für Verbraucher, die sich nachts häufig ihr E-Auto aufladen, empfiehlt sich auch eine größere Speicherkapazität.
  • Größe der Solaranlage anpassen: Lieber kleiner und gut ausgelastet als maximal groß mit hoher Abregelung.
  • Timing: Eine Inbetriebnahme 2026 garantiert Erlöse aus der Einspeisevergütung.
  • Technik: Ab 2027 ist das Energiemanagement deutlich relevanter. Wichtige Komponenten sind Smart Meter und moderne Wechselrichter.
  • Angebote vergleichen: Egal ob 2026 oder 2027 empfiehlt es sich, nicht das erstbeste und unter Umständen teures Angebot zu wählen. Wer vergleicht, kann viel Geld sparen. Zudem gibt es oftmals Förderungen und regionale Programme.
  • Anmeldungen: Eine Solaranlage muss generell im Marktstammdatenregister eingetragen und – im Falle einer Dachanlage – der Netzbetreiber informiert werden. Auch wer in Miete oder einer Wohneigentumsgemeinschaft lebt, sollte sich die entsprechende Zustimmung einholen, um mögliche Konflikte zu vermeiden.
Die Übersicht dient nicht als Ersatz für eine fachkundige Beratung. Regelungen können sich im laufenden Gesetzgebungsverfahren noch ändern.