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Spahns Nachfolger
Der bisherige Kanzleramtschef Thorsten Frei soll neuer Vorsitzender der Unionsfraktion im Bundestag werden. Er würde damit auf Jens Spahn folgen. Darauf haben sich die Chefs von CDU und CSU, Friedrich Merz und Markus Söder, verständigt. Zuvor sprachen sie bereits auch mit den Parteigremien der Union und der Bundestagsfraktion.
Angesichts der politischen Mehrheitsverhältnisse in Ostdeutschland fordert Sachsens Ministerpräsident Michael Kretschmer ein Ende der Ausgrenzung von Parteien. Brandmauern nach links und rechts seien nicht sinnvoll. Wörtlich sagt er: „Wir müssen mit jedem reden, der reden will.“
Ermittler haben die Zentrale der Deutschen Bank in Frankfurt durchsucht. Hintergrund ist der Verdacht auf gemeinschaftliche Steuerhinterziehung im Zusammenhang mit Aktiengeschäften aus der Postbank-Zeit zwischen 2008 und 2010. Dabei geht es um mögliche Cum-Cum-Geschäfte. Der gesamte dadurch entstandene Steuerschaden wird auf rund 28 Milliarden Euro geschätzt.
Die Pläne des KI-Marktführers OpenAI für ein milliardenschweres Rechenzentrum in Deutschland sind vorerst gescheitert. Hauptgründe sind die unzureichende Stromversorgung und EU-rechtliche Hürden. Selbst die Option, Atomstrom aus Frankreich zu beziehen, wurde in Betracht gezogen. OpenAI treibt stattdessen Projekte in den Emiraten voran.
Der ukrainische Präsident Wolodymyr Selenskyj hat General Oleksandr Syrskyj als Armeechef entlassen. Dies ist die zweite Neubesetzung des Postens seit 2022. Eine Woche zuvor entließ Selenskyj bereits Verteidigungsminister Mykhailo Fedorov, was zahlreiche Proteste im Inland nach sich zog. Daraufhin entließ Selenskyj Syrskyj, der wie Fedorov einen anderen Stil der Kriegsführung vertrat.
Geschichtete Perowskitsolarzellen versprechen leichtere, kompaktere und günstigere Solarzellen.
Durch die Schichtung mehrerer Zellen übereinander steigt der Wirkungsgrad um 50 bis 100 Prozent gegenüber einfachen Siliziumzellen.
Großer Nachteil sind Stabilität und Haltbarkeit des Materials, woran noch geforscht wird.
Eine erste Auslieferung der neuartigen Solarmodule hat ein deutsches Solarunternehmen bereits getätigt.
Der Solar-Boom setzt sich sowohl in Deutschland als auch in anderen Ländern weiter fort. Silizium ist hierbei das dominierende Material, das das Sonnenlicht in elektrischen Strom umwandeln kann.
Doch das Element könnte schon bald Konkurrenz bekommen und sogar abgelöst werden. Denn bei der Suche nach immer höheren Wirkungsgraden stehen Forscher mit Perowskitsolarzellen vor einer der vielversprechendsten Effizienzsteigerungen in der Photovoltaik.
Was ist Perowskit?
Perowskit ist ein natürliches Mineral. Chemisch gesehen handelt es sich um ein Calcium-Titan-Oxid beziehungsweise Calciumtitanat. Dieses Mineral selbst hat nichts mit Photovoltaik zu tun.
Seine Kristallgitterstruktur dient jedoch als Vorbild für das künstlich hergestellte Material, das letztlich für Perowskitsolarzellen zum Einsatz kommt. Die Forscher verwenden dafür Stoffe wie Blei, Zinn, Methylammonium, Caesium sowie Chlor, Brom oder Jod. Diese können in Kombination mit der Kristallgitterstruktur Sonnenlicht besonders effektiv in Strom umwandeln.
Im Gegensatz zum Halbleitermaterial Silizium ist die Herstellung von Perowskitsolarzellen deutlich einfacher.Silizium muss bei Temperaturen von rund 1.400 Grad Celsius geschlozen werden. Anschließend entstehen bei der Weiterverarbeitung in aufwendigen Schritten die bekannten Solarwafer, die gut 150 Mikrometer (µm) dick sind.
Für die Verarbeitung von Perowskit sind hingegen weniger als 200 Grad Celsius erforderlich. Zudem ist die aufgetragene Perowskitschicht nur rund 0,5 µm dick. Das birgt das Potenzial, bei der Herstellung viel Energie und Material einsparen zu können.
Fortschritt beim Wirkungsgrad
Heutige gängige Solarmodule erreichen je nach Herstellungsart einen Wirkungsgrad von 10 bis 22 Prozent erreichen – nur selten liegt dieser darüber. Die theoretische Obergrenze des Wirkungsgrads von Silizium liegt bei 29,3 Prozent.
Eine Möglichkeit, diesen Wert zu erhöhen, ist der Einsatz von sogenannten Mehrschichtsolarzellen. Dabei legen die Entwickler zwei oder mehr Schichten unterschiedlicher Wafer übereinander, die verschiedene Bereiche des Lichtspektrums in Strom umwandeln können.
Grafische Darstellung des Aufbaus einer Einzelsolarzelle und einer Tandemsolarzelle sowie deren Lichtspektrennutzung.
Erst im Frühling dieses Jahres haben Schweizer Forscher auf diese Art eine neue Solarzelle entwickelt, die eine hohe Effizienz und skalierbare Fertigung kombiniert. Der Zellaufbau ist dreiteilig. Die untere Zelle besteht aus Silizium. Darauf sind als mittlere und obere Zellschicht dünne Perowskitfilme aufgetragen.
Die beiden oberen Perowskitschichten, nutzen sie das kurzwellige Licht, also eher die Blau- und Grünanteile. Das Silizium hingegen verwendet eher die langwelligen roten Lichtanteile.
Fast die Hälfte des Sonnenlichts in Strom umgewandelt
Die neue Zelle erreicht laut dem entsprechenden Papier beim Wissenschaftsportal „Nature“ einen zertifizierten Wirkungsgrad von 30,02 Prozent. Damit übertrifft es den früheren Rekordwert für jene Anordnung von 27,1 Prozent. Zugleich besteht noch Luft nach oben. Theoretisch wäre mit solchen Zellen ein Wirkungsgrad von bis zu 40 Prozent möglich.
Der bisherige Wirkungsgradweltrekord liegt sogar bei 47,6 Prozent – aufgestellt von Forschern des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE.
Im Mai 2022 haben sie diese hohe Effizienz unter optimierten Bedingung im Labor mit einer Vierfachsolarzelle, über 600-facher Konzentration des Sonnenlichtes und einer neuen Antireflexbeschichtung erreichen können. Dennoch ist der Wert beachtenswert. Das bedeutet, dass diese Zellen 1.000 Watt Lichtleistung in 476 Watt elektrische Leistung umwandeln können.
Dank verbesserter Antireflexionsschichten erzielten Forscher des Fraunhofer ISE den bisher höchsten Wirkungsgrad einer Solarzelle in Höhe von 47,6 Prozent.
Einen ähnlich hohen Wirkungsgrad mit 46 Prozent erreichte das Fraunhofer-Institut bereits im Jahr 2014. Auch hier verwendeten die Forscher Mehrfachsolarzellen, jedoch ohne Perowskitstruktur. Es handelte sich um eine Vierfachsolarzelle, wobei jede Teilzelle exakt ein Viertel der Lichtphotonen im Wellenlängenbereich zwischen 200 und 1750 nm in elektrische Energie umwandelte. Der damalige Rekordwert wurde bei einer rund 500-fachen Konzentration erzielt.
Darüber hinaus schafften die Forscher in den vergangenen Jahren weitere Rekordwirkungsgrade unter der 40-Prozent-Marke. So etwa 2021 mit einer Dreischichtsolarzelle mit einer Effizienz von 35,9 Prozent, allerdings ebenfalls ausschließlich auf Siliziumbasis.
Auch bei der Kostenfrage soll Perowskit gegenüber Silizium einen Vorteil haben. Bei herkömmlichen Standard-Siliziummodulen kostet das Watt an Nennleistung (Wp) 0,13 bis 0,22 Euro.
Aktuell sind Tandemzellen noch 10 bis 30 Prozent teurer pro Wp. Allerdings ist praktisch jede neue Technologie vom Übergang von der Entwicklungs- zur Marktphase vergleichsweise teuer.
Durch einfachere Herstellung und günstigen Materialaufwand dürften sie aber auf lange Sicht die Siliziummodule im Preis deutlich unterbieten. Das sollte spätestens mit der Serienproduktion und weiteren technischen Fortschritten erfolgen. Die Stromgestehungskosten können dadurch nochmals günstiger werden.
Herausforderung Haltbarkeit
Doch bei den Perowskitmodulen gibt es noch technische Probleme zu lösen, besonders was Materialstabiliät und Haltbarkeit angeht. Als Schwachstellen sind hier verschiedene Wettereinflüsse wie Feuchtigkeit, Oxidation – sprich die Reaktion mit Sauerstoff –, UV-Strahlung und Hitze zu nennen.
Der Grund für das Stabilitätsproblem liegt in der Atomstruktur des Perowskitkristalls. Der organisch-anorganische Aufbau, der diesem Material seine starken elektronischen Eigenschaften verleiht, ist auch die Erklärung seiner Zerbrechlichkeit.
So hat das ursprüngliche Material – Methylammonium-Blei-Iodid – eine entscheidende Schwäche: Das Methylammonium-Kation ist flüchtig und entweicht dem Kristallgitter bei höheren Temperaturen. Das führt zu einem schnellen Leistungsrückgang.
Ein weiterer Nachteil ist der giftige Bleigehalt. Aus diesem Grund suchen Forscher bereits nach ungiftigen Alternativen. Bisher am weitesten fortgeschritten ist diesbezüglich die Zinnhalogenid-Perowskit-Familie. Ebenso konnten Forscher die Schichtung verbessern.
Mit den bisher erreichten Verbesserungen und weiteren Optimierungen strebt das deutsche Solarunternehmen Oxford PV eine 25-jährige Betriebsgarantie für seine Tandemmodule an. Dies entspricht der heute üblichen Lebensdauer von Siliziummodulen.
Wann können wir sie kaufen?
Perowskit-Silizium-Tandemsolarzellen haben bereits den Sprung vom Labor auf den Markt geschafft – zumindest in einem ersten Schritt. Im September 2024 hat Oxford PV die ersten Tandemsolarmodule mit einem Wirkungsgrad von 24,5 Prozent an US-Versorgerkunden ausgeliefert.
Weitere Großproduktionen und Auslieferungen stehen noch aus. Bisher haben sich nur rund ein Dutzend Marktakteure mit der neuartigen Perowskittechnologie beschäftigt. Neben dem Versand von Oxford PV gibt es vereinzelte Produktionen, Forschungen und Partnerschaften. Erste Pilotlinien laufen.
Somit befindet sich der Marktanteil von Perowskitsolarmodulen noch bei nahezu 0 Prozent. Bis 2031 soll dieser allerdings schon auf rund 31 Prozent anwachsen. Im vergangenen Jahr dominierten Solarmodule mit monokristallinem Silizium mit einem Marktanteil von 86,1 Prozent. Der Rest entfällt vor allem auf Module auf Basis von polykristallinem Silizium.
Vorteile und Nachteile von Perowskitsolarzellen im Vergleich zu Siliziumsolarzellen
Vorteile:
Leichtere und kompaktere Module, somit bessere Integrationsmöglichkeiten in Gebäuden und Fahrzeugen denkbar.
Materialbedingt hat Perowskit einen niedrigeren Wirkungsgrad als Silizium. Dank der Schichtung können Perowskitmehrfachzellen aber eine höhere Gesamteffizienz erzielen.
Hohes Lichtabsorptionsvermögen. Die Zellen reflektieren weniger Sonnenlicht, sodass ein höherer Anteil des Lichts zur Umwandlung in Strom zur Verfügung steht.
Einsparung von Energie und Material, dadurch günstigere Herstellung absehbar.
Nachteile:
Erste Materialien waren empfindlich gegen Feuchtigkeit, Sauerstoff, UV-Strahlung und Hitze. Hier ist weitere Entwicklungsarbeit nötig.
OpenAI fasste den Bau eines großen Rechenzentrums in Deutschland ins Auge - das Projekt scheiterte jedoch vorerst an Unsicherheiten rund um die Stromversorgung. (Archivbild) - Foto: Lionel BONAVENTURE / AFP via Getty Images
In Kürze:
OpenAI führte vertrauliche Gespräche mit der Bundesregierung über ein KI-Rechenzentrum in Deutschland.
Energieversorgung, Netzkapazitäten und regulatorische Fragen verhinderten bislang die Umsetzung.
Diskutiert wurde sogar die Versorgung mit französischem Kernenergiestrom.
Stattdessen treibt OpenAI nun Großprojekte wie „Stargate UAE“ in den Vereinigten Arabischen Emiraten voran.
Ein hochmodernes KI-Rechenzentrum – und Deutschland sollte der Standort sein. Am Ende scheiterte es jedoch – zumindest bis auf Weiteres – an zu vielen offenen Fragen.
OpenAI plante in Deutschland faktisch eine KI-Gigafabrik mit einer Leistung von rund einem Gigawatt. Das Projekt hätte Deutschland als Standort für Künstliche Intelligenz durch eine Milliardeninvestition mit erheblicher Rechenkapazität aufwerten können. Zudem hätte es zu den größten KI-Rechenzentren Europas gezählt und wäre Teil des internationalen Wettbewerbs um sogenannte KI-Gigafabriken gewesen.
Wie das „Handelsblatt“ berichtet, soll es bereits kurz nach der Regierungsbildung vertrauliche Gespräche der Bundesregierung mit OpenAI und dessen CEO Sam Altman gegeben haben. Auf deutscher Seite haben dem Bericht zufolge die Regierungsspitzen Friedrich Merz und Lars Klingbeil sowie Digitalminister Karsten Wildberger an den Gesprächen teilgenommen.
OpenAI wollte zum Partner des öffentlichen Sektors und großer Unternehmen werden
Erst hätten OpenAI und das Bundesdigitalministerium Vorgespräche geführt. Im September 2025 sei Altman persönlich mit Merz und weiteren Regierungsmitgliedern zusammengetroffen. Damals stellte der US-Konzern gemeinsam mit SAP die Initiative „OpenAI for Germany“ vor. Diese sollte vor allem dem öffentlichen Sektor in Deutschland eine sichere Nutzung von KI ermöglichen – mit lokalen und EU-konformen Cloud-Lösungen aus Walldorf.
Deutschland galt OpenAI als Markt von großem Interesse. Gründe dafür waren die hohe Nachfrage, aber auch die Nähe zu großen Industrieanwendern und der öffentlichen Verwaltung. Der US-Konzern hätte nicht nur seine Produkte verkauft, sondern auch langfristig Infrastruktur in Europa verankert.
Mittlerweile gilt das Projekt als vorerst gescheitert. Eine der Fragen, auf die keine hinreichende Antwort gefunden werden konnte, war die Stromversorgung des Rechenzentrums. Dieses hätte voraussichtlich eine Leistung von mindestens einem Gigawatt benötigt – ein Wert, der für Einrichtungen dieser Größenordnung typisch ist. Eine solche Menge entspricht etwa dem Bedarf eines Großkraftwerks.
Gigawatt-Rechenzentrum stellte Energieversorgung vor Herausforderungen
Um einen dauerhaften und stabilen Betrieb zu gewährleisten, wären jedoch langfristig verfügbare, stabile und vergleichsweise günstige Strommengen erforderlich. Dies ist bereits für das Training der KI-Modelle unabdingbar. Schon heute übersteigt die Nachfrage nach Netzanschlüssen für Rechenzentren die kurzfristig verfügbaren Kapazitäten deutlich.
Der Ausbau der Stromnetze dauert jedoch häufig mehrere Jahre, wenn nicht sogar mehr als ein Jahrzehnt. Zudem gilt bei zusätzlichen Netzkapazitäten das sogenannte Windhundverfahren: Die Vergabe erfolgt nach der Reihenfolge der Antragstellung. Dies kann die Wartezeiten zusätzlich verlängern.
Neben dem Ausbaugrad der Netzinfrastruktur spielen auch die Stromkosten bei Standortentscheidungen dieser Art eine entscheidende Rolle. Sie können bei großen Rechenzentren bis zur Hälfte der Betriebskosten ausmachen. Die deutschen Energiekosten sind selbst im europäischen Vergleich hoch. Auch deshalb brachte OpenAI einen ungewöhnlichen Lösungsvorschlag ins Spiel.
Französischer Atomstrom als diskutierte Option
So wäre es eine Möglichkeit gewesen, das Rechenzentrum mit französischem Strom aus Kernkraftwerken zu betreiben. Dieser gilt als CO₂-arm und grundlastfähig. Frankreich wirbt seit Jahren um Investitionen in KI-Infrastruktur und verweist dabei auf eine sichere und bezahlbare Stromversorgung.
Deutschland strebt zudem an, Rechenzentren perspektivisch vollständig mit erneuerbaren Energien zu versorgen. Deshalb hätte man auch Frankreich in die Gespräche über eine Lösung einbinden müssen. Allerdings hätte dies eine Reihe EU-rechtlicher Fragen aufgeworfen.
Ein deutsches KI-Rechenzentrum hätte damit in maßgeblicher Weise mit importiertem Atomstrom betrieben werden können. Gleichzeitig hält Deutschland am Atomausstieg fest und hat sich lange gegen eine Gleichbehandlung aller CO₂-armen Technologien im Rahmen der Taxonomie ausgesprochen.
EU-Recht wurde zur zusätzlichen Herausforderung
Darüber hinaus hätte diese Lösung den europäischen Strombinnenmarkt und die grenzüberschreitende Netzintegration berührt. Dies hätte den Gesamtrahmen zusätzlich verkompliziert. Nicht die Frage, ob ein KI-Projekt dieser Größenordnung stattfinden soll, wäre dabei in den Mittelpunkt der Debatte gerückt.
Vielmehr hätte sich diese auf mehrere Bereiche erstreckt – vom Strombinnenmarkt und Energiebeihilfen über das Beihilfenrecht für Infrastrukturförderung bis hin zum Datenschutz und grenzüberschreitenden Datenflüssen. Zu klären gewesen wären Details, die von Netzzugangsregeln und Kapazitätszuweisungen über mögliche Engpässe bis hin zur Systemkompatibilität mit den Energiezielen gereicht hätten.
Hätte der deutsche Staat für die Errichtung des Rechenzentrums besondere Vorteile, Zusagen, Absicherungen oder indirekte Standortsubventionen in Aussicht gestellt, wäre zudem das EU-Beihilferecht relevant geworden.
Ausbau des Länderprogramms von OpenAI geht dennoch weiter – etwa in Abu Dhabi
OpenAI könnte seine Initiative „OpenAI for Countries“ zunächst nicht mit einem Schwerpunkt in Europa weiterverfolgen. Stattdessen wurde mit „Stargate UAE“ bereits eine 1-Gigawatt-Anlage in Abu Dhabi angekündigt. Schon heute befindet sich in den Vereinigten Arabischen Emiraten eine Datenresidenz.
Die Emirate bieten OpenAI eine sehr schnelle Umsetzbarkeit. Hinzu kommen eine hohe Energieverfügbarkeit, eine klare politische Steuerung und ein Umfeld, das den Aufbau leistungsfähiger KI-Infrastruktur aktiv als Teil der Standortpolitik vorantreibt.
Modul um Modul, Gigawatt um Gigawatt: Der Boom der Photovoltaik in Deutschland läuft ungebremst weiter. - Foto: Jan Woitas/dpa
In Kürze:
Der Solarenergie-Ausbau in Deutschland legt im ersten Halbjahr 2026 stärker zu als im Vorjahreszeitraum.
Laut dem Bundesverband Solarwirtschaft ist die Entwicklung unter anderem auf internationale Energiekrisen und politische Rahmenbedingungen in Berlin zurückzuführen.
Der Verband warnt vor einer Verlangsamung des weiteren Ausbaus.
Die Netzbetreiber weisen jedoch verstärkt auf begrenzte Netzkapazitäten hin.
In der ersten Jahreshälfte 2026 setzte sich der Ausbau der Photovoltaik in Deutschland weiter fort.
Nach Angaben des Bundesverbandes Solarwirtschaft (BSW-Solar) ist die Entwicklung unter anderem auf den gestiegenen Wunsch vieler Haushalte nach mehr Energieunabhängigkeit infolge internationaler Energiekrisen zurückzuführen.
Zusätzlich hätten die angekündigten Pläne des Bundeswirtschaftsministeriums, die EEG-Förderung für neue Solaranlagen ab 2027 weitgehend abzuschaffen, in den vergangenen Wochen zu Vorzieheffekten geführt.
Zahl der Solaranlagen steigt weiter
BSW-Solar gibt für den Zeitraum von Januar bis Ende Juni dieses Jahres einen Zuwachs der installierten Solarleistung von rund 7,4 Gigawatt (GW) an. Im Vorjahreszeitraum waren es rund 6,8 GW, was einem Plus von rund 9 Prozent entspricht.
Der Verband orientierte sich dabei am Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur. Das Energieportal „Energy Charts“ gibt für die erste Jahreshälfte 2026 ebenfalls einen Zubau von 7,8 GW an.
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Die installierte Solarleistung in Deutschland stieg laut Daten des Energieportals „Energy Charts“ von 118 GW Ende Dezember auf 125,8 GW Ende Juni.
Die Entwicklung der installierten Solarleistung in Deutschland von 2002 bis heute. Aktuell sind 126,2 GW am Netz. Seit Mai 2022 hat sich dieser Wert verdoppelt.
Nach aktuellem Stand gibt es in Deutschland mehr als 6 Millionen Photovoltaikanlagen mit einer installierten Gesamtleistung von 126,2 GW. Zusammen mit rund 2,7 Millionen stationären Batteriespeichern decken sie inzwischen rund ein Fünftel des deutschen Stromverbrauchs. Gemäß den gesetzlichen Ausbauzielen soll die installierte Solarleistung bis 2030 auf 215 Gigawatt steigen.
Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des BSW-Solar, warnte Mitte Juli jedoch davor, dass das aktuelle Ausbautempo nicht ausreiche, um das Ausbauziel für 2030 dauerhaft zu erreichen. Er sagte:
„Derzeit befinden wir uns zwar noch auf dem gesetzlichen Ausbaupfad. Das ist jedoch vor allem Sondereffekten zu verdanken. Die kommenden Jahre sind kein Selbstläufer.“
Carsten Körnig ist Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes Solarwirtschaft.
Körnig begründete dies mit dem wachsenden Strombedarf durch mehr E-Autos, Wärmepumpen, Rechenzentren und Klimaanlagen. Daher dürfe die Politik den Ausbau von Solaranlagen nicht verlangsamen.
Dabei blickte der Verband auf die geplanten Änderungen im Rahmen der EEG-Reform und des sogenannten Netzpakets. Nach Einschätzung des BSW-Solar könnten insbesondere die vorgesehene Streichung der EEG-Förderung für neue Anlagen, die Direktvermarktungspflicht für kleinere Gebäudesolaranlagen sowie der Wegfall von Entschädigungen bei netzbedingten Einspeisebeschränkungen den Solarausbau verlangsamen.
Kurz darauf, am 18. Juli, wurde bekannt, dass Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) ihre Pläne für Änderungen bei der Solarförderung abgemildert hat. Demnach soll für Anlagenbetreiber übergangsweise eine abgesenkte Einspeisevergütung für bis zu 36 Monate gelten. Erst danach müssten sie auf die Direktvermarktung umsteigen.
Erst kürzlich gab jedoch 50Hertz-Chef Stefan Kapferer zu bedenken, dass Deutschlands Stromnetz nach seiner Einschätzung nicht ausreichend auf die wachsenden Mengen an Solarstrom vorbereitet sei. Er empfiehlt eine Änderung der Prioritäten.
Anstatt den weiteren Ausbau von Solarparks zu forcieren, sei laut Kapferer für „fünf oder sechs Jahre“ unter anderem ein stärkerer Netzausbau notwendig. Dabei verwies er auf regionale Unterschiede. Zugleich betonte er, dass er den Ausbau erneuerbarer Energiequellen nicht bremsen wolle.
Dass die Netzkapazitäten regional begrenzt sind, zeigen mehrere Beispiele. So wollte der Chemiekonzern BASF an seinem Hauptsitz im rheinland-pfälzischen Ludwigshafen einen großen Solarpark errichten. Der zuständige Netzbetreiber konnte das Vorhaben jedoch nicht genehmigen, da die notwendige Netzinfrastruktur fehlte.
Auch die Verkehrswende wird durch begrenzte Netzkapazitäten beeinflusst. So wurde ein Tankstellenbetreiber aus Baden-Württemberg, der neue Ladesäulen für E-Lkw errichten will, eigenen Angaben zufolge auf einen Netzengpass in der Region Mittelbaden hingewiesen. Das teilte der lokale Energieversorger mit. Demnach sei das Stromnetz bislang nicht für die zusätzlichen Strommengen ausgelegt.
Bundestag stimmt zu: Neue Gaskraftwerke für Deutschland - Foto: Patrick Pleul/dpa
Der Bundestag hat den Plan zum Bau zahlreicher neuer Gaskraftwerke in den nächsten fünf Jahren gebilligt. Die neuen Anlagen sollen den Kohleausstieg und den Ausbau von Ökostrom flankieren und befürchtete Lücken in der Stromversorgung vermeiden.
Auf Verbraucher kommen damit ab 2031 zusätzliche Kosten für eine neue Umlage zu, mit der die Förderung in Milliardenhöhe für die Betreiber finanziert werden soll.
Im Parlament stimmten Union und SPD für die Pläne von Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU). Die Opposition lehnte den Gesetzentwurf ab. In der Debatte warnte die AfD vor Milliardenkosten und erneuerte die Forderung nach Rückkehr zur Atomkraft.
Grüne und Linke kritisierten, dass sich Deutschland noch abhängiger von Gasimporten mache und die Kosten unübersichtlich seien. Union und SPD verteidigten das Vorhaben, das nun in den Bundesrat geht.
Noch in diesem Jahr sollen Ausschreibungen für insgesamt 11 Gigawatt neuer Kapazitäten beginnen, die spätestens Ende 2031 am Netz sein sollen. Die neuen Anlagen sollen zunächst Erdgas verbrennen, was mit dem Ausstoß schädlicher Klimagase verbunden ist.
Spätestens 2045 sollen die Gaskraftwerke dann „klimaneutral“ mit Wasserstoff laufen. Das heißt, sie müssen jetzt schon so geplant werden, dass ein Umstieg möglich ist – der Fachbegriff heißt „H2-ready“.
Der Ausbau an Ökostrom soll weitergehen – schon 2030 sollen mindestens 80 Prozent des Stroms aus Wind, Sonne und anderen erneuerbaren Energien kommen. Auch das Ziel des Kohleausstiegs bis 2038 bekräftigt die Regierung.
Die neuen Kraftwerke halten Union und SPD aus zwei Gründen für nötig: Zum einen drohe andernfalls ab 2031 eine „Versorgungslücke“; zum anderen sollen die Gaskraftwerke bei „Dunkelflauten“ einspringen, wenn zu wenig Wind- und Solarenergie erzeugt wird.
Dafür soll ab 2032 ein sogenannter Kapazitätsmarkt entstehen. Das heißt, Kraftwerksbetreiber werden dafür bezahlt, dass sie Kapazitäten vorhalten, die gerade nicht gebraucht werden.
In der Schlussdebatte bezeichnete Unionsfraktionsvize Sepp Müller (CDU) das Kraftwerksgesetz als „Sicherheitsgurt“ für die deutsche Stromversorgung. Die SPD-Energiepolitikerin Nina Scheer sagte, man dürfe nicht den Fehler machen, zu viel Kapazität an Gaskraftwerken aufzubauen. Aber es dürfe auch keine Lücke entstehen.
Milliardenkosten erwartet
Die Förderkosten sollen ab 2031 auf die Stromkunden umgelegt werden. In ihrem ursprünglichen Entwurf ging die Bundesregierung von 1 bis 3 Milliarden Euro im Jahr 2031 und danach von jährlichen Kosten von 0,9 bis 2,3 Milliarden Euro aus. Im parlamentarischen Verfahren wurden allerdings einige Änderungen vorgenommen, die aus Sicht von Kritikern die Kosten hochtreiben könnten.
Wie die Deutsche Umwelthilfe vorrechnet, wurden Gebotshöchstgrenzen bei der Auktion der neuen Kraftwerkskapazitäten von 173.000 auf 244.000 Euro je Megawatt hochgesetzt.
Damit könnten die auf die Stromkunden umgelegten Kosten 2031 nach Angaben des Verbands auf mehr als 4 Milliarden Euro steigen. Die Umwelthilfe moniert zudem, dass Batteriespeicher als Alternative zu neuen Kraftwerken benachteiligt würden.
Energiebranche zufrieden
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft lobt die neuen Regelungen hingegen als tragfähigen Kompromiss. „Wir brauchen den Zubau an gesicherter Leistung, es ist daher ein guter Tag für den Industrie- und Wirtschaftsstandort Deutschland“, erklärte BDEW-Chefin Kerstin Andreae. Sie begrüßte die Anhebung des Höchstgebotswertes, weil damit Wettbewerb in den Ausschreibungen und ausreichend Gebote gesichert würden.
Auch der Energiekonzern RWE äußerte sich erfreut. „Entscheidend ist jetzt, dass die EU-Kommission die beihilferechtliche Genehmigung zügig erteilt und die Auktionen im Herbst starten können“, erklärte RWE-Chef Markus Krebber.
„Erste Anlagen könnten dann um 2030 in Betrieb gehen.“ Das Unternehmen will drei wasserstofffähige Gaskraftwerke mit rund drei Gigawatt Leistung an eigenen Kraftwerksstandorten in Nordrhein-Westfalen bauen.
Abschied vom Südbonus
Im Gesetz geändert wurde – nach Protest aus dem Norden und dem Osten – der ursprüngliche Plan eines „Südbonus“: Vorgesehen war zunächst, dass bis zu zwei Drittel der ausgeschriebenen Kraftwerkskapazitäten vorrangig in den „netztechnischen Süden“ gehen. Dies umfasst die Bundesländer Baden-Württemberg, Bayern, Hessen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und Saarland.
Nun soll der Südbonus erst greifen, wenn ein Drittel der Zuschläge in den Norden und Osten gegangen ist. Zugute kommt dies Berlin, Brandenburg, Bremen, Hamburg, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Schleswig-Holstein und Thüringen. (dpa/red)
Der Stromertrag der „Erneuerbaren“ ist im ersten Halbjahr leicht gestiegen. - Foto: zhengzaishuru/iStock
In Kürze:
Das erste Halbjahr 2026 verzeichnet einen neuen Rekord beim Strom aus erneuerbaren Energien. Windkraft und Solarenergie verzeichnen erneut eine Steigerung.
Allerdings ist auch der fossile Anteil leicht gestiegen.
Ein Bundesverband fordert von der Bundesregierung die zügige Realisierung zweier Gesetzesnovellen.
Im ersten Halbjahr 2026 konnten „erneuerbare“ Energien 58 Prozent des Stromverbrauchs in Deutschland decken. Das bedeutet ein Plus von fast drei Prozentpunkten im Vergleich zum Vorjahreszeitraum und stellt einen neuen Rekordwert dar.
Damit liegt die Quote im ersten Halbjahr 2026 auch über dem Gesamtjahreswert von 55,8 Prozent aus dem Jahr 2025. Das zeigen vorläufige Berechnungen des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW).
Diese Steigerung ist vor allem auf den fortlaufenden Ausbau von Windkraft- und Photovoltaikanlagen (PV) in Deutschland zurückzuführen. Aktuell verfügt die Bundesrepublik über eine installierte Windkraftleistung von 80,9 Gigawatt (GW).
Bei der Solarenergie sind es bereits 125,3 GW. Der Bruttozubau bei der Windkraft lag im ersten Halbjahr bei 2,5 GW und damit um 0,3 GW höher als im ersten Halbjahr 2025; bei der Solarenergie kamen 8,3 GW hinzu, also 0,5 GW mehr als im Vorjahreszeitraum.
Zu den Erneuerbare-Energien-(EE)-Anlagen zählen Windkraft- und Solaranlagen sowie Biogas-, Wasser- und Geothermiekraftwerke. Diese erzeugten von Januar bis einschließlich Juni 152,2 Terawattstunden (TWh) Strom.
Der größte Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien entfällt mit insgesamt 67,4 TWh auf die Windkraft, die hierzulande die dominierende Kraftwerksart bleibt. Im ersten Halbjahr 2025 lag dieser Wert laut Daten des Fraunhofer-Energieportals „Energy Charts“ bei 60,1 TWh.
Die Steigerung erklärt sich einerseits durch den verstärkten Ausbau von Windkraftanlagen auf See, andererseits waren die Windbedingungen im Vergleich zum Vorjahreszeitraum günstiger.
Dennoch ist bei einer langjährigen Betrachtung der ersten Halbjahre eine Stagnation zu beobachten. Während sich der Stromertrag von 2015 bis 2020 jeweils von Jahr zu Jahr steigerte, verläuft die Entwicklung seitdem insgesamt leicht rückläufig. Dabei wurde der Ausbau kontinuierlich fortgesetzt. Im ersten Halbjahr 2020 wurden 72,9 TWh erzeugt, das sind 5,5 TWh mehr als im aktuellen Jahr.
Die Entwicklung der Stromerzeugung der 1. Halbjahre aus Windkraftanlagen an Land und auf See kombiniert in Deutschland seit 2015.
Einen deutlich stabileren Aufwärtstrend weisen hingegen die solaren Kraftwerke auf. Im aktuellen ersten Halbjahr leisteten sie 43,2 TWh, was einem Plus von 9,9 Prozent gegenüber dem ersten Halbjahr 2025 entspricht.
Die Entwicklung der Stromerzeugung aus Solaranlagen in Deutschland in den ersten Halbjahren seit 2015.
Aufgrund der Pläne der Bundesregierung ist jedoch mit einer Verlangsamung des aktuellen Ausbautempos zu rechnen. Das Wirtschaftsministerium hat angekündigt, dass die garantierte Einspeisevergütung für kleine Solaranlagen entfallen soll.
Dann müssen Betreiber neuer Anlagen ihren Strom selbst vermarkten. Aus Branchenkreisen heißt es, dass diese Regelung Anfang des kommenden Jahres in Kraft treten soll.
Laut dem BDEW spielen auch konventionelle Energieträger – vor allem Kohle und Erdgas – weiterhin eine relevante Rolle bei der Stromerzeugung in Deutschland. Diese Reserve erzeugte im ersten Halbjahr 2026 insgesamt 111,3 TWh. Im Vorjahreszeitraum waren es 109,3 TWh.
Die Steigerung des Anteils erneuerbarer und fossiler Energien erklärt sich durch einen Rückgang des Importstroms im Saldo. Dieser sank von 3,8 Prozent im ersten Halbjahr des Vorjahres auf 0,5 Prozent im ersten Halbjahr dieses Jahres.
Von den BDEW-Daten weichen die Daten des Fraunhofer-Instituts leicht ab, zeigen jedoch ebenfalls einen leichten Anstieg gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Demnach haben alle fossilen Energieträger im ersten Halbjahr 2026 insgesamt 104,3 TWh erzeugt; in der ersten Hälfte des Jahres 2025 waren es 101,2 TWh. Der langfristige Trend ist allerdings überwiegend rückläufig. So lag die fossile Stromerzeugung im ersten Halbjahr 2017 noch bei 173,3 TWh.
Die Entwicklung der Stromerzeugung aus Solaranlagen in Deutschland in den ersten Halbjahren seit 2015.
Aufgrund der Wetterabhängigkeit von Windkraft und Photovoltaik müssen fossile Energieträger regelmäßig einspringen. Wenn bei Wind- oder Sonnenmangel kaum Strom aus erneuerbaren Energien verfügbar ist, fahren Netzbetreiber Kohle-, Erdgas- und Ölkraftwerke hoch. Zudem werden Versorgungslücken teilweise durch Stromimporte geschlossen.
Gleichzeitig liefern die Turbinen der Großkraftwerke die für das Stromnetz notwendige Momentanreserve und tragen damit zur Stabilität bei. Wenn im europäischen Verbundnetz sehr viele Wind- und Solaranlagen und vergleichsweise wenige netzstabilisierende Komponenten aktiv sind, kann es zu Instabilitäten bis hin zu großflächigem Stromausfall (Blackout) kommen.
BDEW: Politik soll Gesetzesvorhaben schnell umsetzen
Kerstin Andreae, Vorsitzende der BDEW-Hauptgeschäftsführung, zeigte sich bei der Vorstellung der Zahlen insgesamt zuversichtlich. „Diese positiven Zahlen sind nur möglich durch die massiven Investitionen der Energiewirtschaft“, sagte sie mit Blick auf den jüngsten EE-Ertragszuwachs. „Damit diese positive Dynamik anhält, braucht es jetzt mehr Tempo bei den relevanten Gesetzesvorhaben, konkret beim EEG und beim WindSee-Gesetz.“
Andreae forderte von der Bundesregierung, beide Gesetzesnovellen noch in diesem Jahr zu beschließen und von der EU genehmigen zu lassen. „Die Zeit drängt. Investitionen fließen nur dort, wo verlässliche Regeln gelten“, fügte sie hinzu.
Rendering des weltweit ersten Laserfusionskraftwerks von Focused Energy in Biblis bei RWE. - Foto: Focused Energy
In Kürze:
Die Ära der deutschen Kernkraftwerke umfasste 62 Betriebsjahre.
Bereits im Jahr 1938 wurde in Deutschland die Grundlage zur Kernspaltung gelegt.
Im Jahr 1961 ging schließlich der erste deutsche Kernreaktor in Betrieb und 2023 der letzte vom Netz.
Aktuell entstehen an zahlreichen deutschen Reaktorstandorten Folgeprojekte für die Energiewende.
Langfristig wird die Umsetzung der Kernfusion zur Stromerzeugung angestrebt.
Die Kernkraft hat Deutschlands Energieversorgung über Jahrzehnte hinweg maßgeblich geprägt. Mit dem Atomausstieg im April 2023 endete diese 62-jährige Ära.
Damit verzichtet die Bundesrepublik sowohl auf die Vorteile als auch auf die Nachteile dieser Kraftwerksart. Einerseits bietet sie die derzeit bei Weitem höchste Energiedichte. Keine andere Stromerzeugungsart ist so material- und flächeneffizient. Andererseits kann die davon ausgehende Radioaktivität im Unglücksfall katastrophale Folgen haben.
Die Entdeckung der Kernspaltung
Der erste deutsche Kernreaktor nahm Anfang der 1960er-Jahre seinen kommerziellen Betrieb auf. Doch zuvor wollte erst einmal die Kernspaltung entdeckt werden. Das geschah mehr als zwei Jahrzehnte zuvor, im Jahr 1938, am Berliner Kaiser-Wilhelm-Institut für Chemie.
Zu den Kernpionieren gehörten der Chemiker Otto Hahn, auch als „Vater der Kernchemie“ bezeichnet, sowie sein Mitarbeiter Fritz Straßmann, ebenfalls Chemiker. In ihrem Labor bestrahlten sie damals Uran – das schwerste natürliche Element – mit Neutronen.
Hahn erwartete, dass die Neutronen die Uranatome instabil werden lassen und zu Radiumatomen zerfallen würden. Allerdings offenbarte die chemische Analyse nach dem Experiment, dass das Endprodukt eher Barium glich und nicht Radium.
Otto Hahn ging davon aus, dass sich das Uran (Ordnungszahl 92) nur leicht verändert und zu Radium (88) wird. Tatsächlich ist die Veränderung größer und Uran zerfällt – unter anderem – zu Barium (56).
Foto: kms/Epoch Times nach PeterHermesFurian/iStock
Radium hat nur vier Protonen und Elektronen sowie fünf Neutronen weniger als Uran, sie sind im Periodensystem also nicht weit voneinander entfernt. Die Anzahl dieser Atombausteine in Barium hingegen ist jedoch nur knapp halb so groß wie beim Uran.
Das Ergebnis verwunderte Hahn. Zunächst dachte er, ihm sei ein Fehler unterlaufen. Obwohl er der zur damaligen Zeit führende Radiochemiker war, fand er auch Monate danach mit weiteren Untersuchungen keine Erklärung.
Der Kernchemiker Otto Hahn (r.) und die Physikerin Lise Meitner (l.) im Jahr 1912 in ihrem Labor am Kaiser-Wilhelm-Institut für Chemie in Berlin.
Ende 1938 teilte er seine offenen Fragen schließlich mit seiner ehemaligen langjährigen Kollegin, der Physikerin Lise Meitner. Aufgrund der Herrschaft der Nationalsozialisten war die jüdische österreichische Kernphysikerin nach Stockholm ausgewandert. Der Brief erreichte sie und ihren Neffen, den Kernphysiker Otto Frisch. Hahn schrieb:
„Vielleicht kannst Du irgendeine phantastische Erklärung vorschlagen. Wir wissen dabei selbst, dass es [Uran] eigentlich nicht in Barium zerplatzen kann.“
Anhand von Hahns Resultaten blickten Meitner und Frisch in eine neue Welt. Sie erkannten, dass sich der Kern des Uranatoms nicht nur leicht verändert, sondern gespalten hatte. Die Wissenschaftsgemeinde musste daraufhin das bisherige Konzept des Atomkerns sowie seiner inneren Energien neu definieren. Meitner erkannte weiter, dass sich die Uranatome durch den Neutronenbeschuss tatsächlich in Bariumatome aufspalteten. Dabei wurde eine hohe Energiemenge freigesetzt, die sich auch mit der Energieberechnung des Physikers Albert Einstein erklären ließen.
Bei der Kernspaltung von Uran entstehen neben Barium, wie Lise Meitner 1938/39 korrekt erkannte, auch Krypton sowie neue Neutronen, die weitere Urankerne spalten können.
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Was Hahn und Meitner nicht erkannt haben: Bei der Kernspaltung werden weitere Neutronen freigesetzt, die ihrerseits Kernspaltungen auslösen können. Eine unkontrollierte Kettenreaktion könnte folgen.
Zu dieser Zeit tobte der Zweite Weltkrieg. In den USA entstand neben dem ersten funktionierender Kernreaktor, Chicago Pile 1 im Jahr 1942, unter Hochdruck und auf dem Prinzip der Kettenreaktion aufbauend, die wohl schrecklichste Waffe, die die Menschheit bisher entwickelt hat: die Atombombe.
Die Vereinigten Staaten und einige Wissenschaftler – darunter auch Einstein – wollten verhindern, dass die Nationalsozialisten diese Waffe in Händen halten könnten. Nach Deutschlands Kapitulation warfen die USA schließlich über Hiroshima und Nagasaki die neue Superwaffe ab. Ohne die Entdeckung der Kernspaltung wäre sie nicht möglich gewesen. Im Jahr 1946 erhielt Hahn für seine Entdeckung den Chemie-Nobelpreis.
Während des Kalten Kriegs entwickelten mehrere Industrienationen auch starkes Interesse an der friedlichen Nutzung der Kernenergie. Die hohe Energieausbeute versprach, viele Energieprobleme zu lösen und die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu reduzieren.
Ende Juni 1954 speiste erstmals ein Kernkraftwerk Strom in ein öffentliches Stromnetz ein: in Obninsk in der damaligen Sowjetunion, rund 100 Kilometer südwestlich von Moskau. Im Oktober folgte die Inbetriebnahme der ersten Kernreaktoren zur kommerziellen Stromerzeugung in Großbritannien. Die Leistung der Reaktorblöcke von Calder Hall leisten insgesamt 800 Megawatt (MW).
Anfang 1960 trat das Atomgesetz in Kraft, das die gesetzliche Grundlage für die Nutzung der Kernenergie in Deutschland darstellte. Mit dem Versuchsatomkraftwerk Kahl ging im Juni 1961 der erste Kernreaktor auf deutschem Boden nach drei Jahren Bauzeit ans Netz. Der Reaktor hatte eine Nennleistung von lediglich 16 MW. Die Anlage war bis 1985 in Betrieb. Dieser Reaktor läutete die Ära der Kernkraft in Deutschland ein.
Noch in den 1960er-Jahren gingen hierzulande sechs weitere Reaktoren in Betrieb, darunter Gundremmingen A, Lingen und Obrigheim. Doch das war nur der Beginn: Insgesamt entstanden in Ost- und Westdeutschland 37 Kernreaktoren, die kommerziell Strom erzeugten. Die meisten davon waren Druck- und Siedewasserreaktoren.
Insbesondere frühe Kraftwerke erfordern oft lange Rückbauzeiten – dienen, wie Greifswald und Würgassen, aber auch als Lager für Reste anderer Kernkraftwerke. ¹ sofern durchgeführt, ² soweit Daten verfügbar, ³ nach aktueller Planung. ⁴ KNK I wurde nach kurzer Betriebszeit zu KNK II umgebaut. ⁵ Würgassen gilt seit 2019 als vollständig dekontaminiert. Zwei Zwischenlager auf dem Gelände verhindern die Entlassung aus dem Atomgesetz.
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Darüber hinaus entstanden zahlreiche Forschungsreaktoren. Ihre Betreiber erzeugten damit keinen Strom für die öffentlichen Stromnetze. Diese Anlagen sollten wissenschaftliche, technische und medizinische Zwecke erfüllen – und tun dies teils noch heute.
Die meisten Reaktoren entstanden in den 1970er und 1980er Jahren. Das Kernkraftwerk Biblis galt zu seiner Zeit, 1975, als eines der größten der Welt. Die beiden realisierten Reaktoren hatten zusammen eine Nennleistung von rund 2.400 MW.
Mit immer mehr Meilern stieg auch der Anteil der Kernenergie im deutschen Strommix an. Den Höhepunkt erreichte diese Kraftwerksart im Jahr 1997. Hier lag der Anteil am Stromverbrauch bei 30,9 Prozent. Weltweit lag er zu diesem Zeitpunk bei rund 17 Prozent und ist seither auf unter zehn Prozent gesunken. Nicht, weil Kernkraftwerke weniger Strom liefern, sondern, weil die Stromerzeugung insgesamt erheblich gestiegen ist.
Während die Kernkraft zahlreiche Befürworter hatte, bildete sich jedoch auch ein immer stärkerer Widerstand. Die bundesweite Anti-Atom-Bewegung hatte ihren symbolischen Startschuss 1975 durch die sogenannten Wyhl-Proteste in Baden-Württemberg. In der Gemeinde am Kaiserstuhl haben rund 28.000 Demonstranten den Bauplatz für einen geplanten Kernreaktor besetzt. Mit Erfolg: Der Bau wurde verhindert. Diesem Exempel folgten weitere Proteste und Besetzungen an anderen Standorten. Ebenso erfolgte die Gründung der Partei der Grünen im Jahr 1980, deren Agenda der Atomausstieg Deutschlands war.
Grundlage für diesen Widerstand war vor allem die Reaktorkatastrophe von Tschernobyl 1986. Eine Beschleunigung des Atom-Aus ereignete sich kurz nach der Reaktorkatastrophe von Fukushima 2011, verursacht durch einen rund 15 Meter hohen Tsunami und bereits Jahre zuvor bekannte, jedoch nicht behobene bauliche Mängel.
Bis zur Jahrtausendwende und danach setzten sich die Proteste gegen die Kernenergie fort. Einen Meilenstein konnten die Grünen in ihrer Regierungsposition mit der damaligen rot-grünen Koalition erzielen. Im Jahr 2001 verkündete Bundeskanzler Gerhard Schröder (SPD) den Ausstieg Deutschlands aus der Kernkraft. Der Beschluss folgte im darauffolgenden Jahr.
Direkt nach dem Reaktorunfall von Fukushima beschleunigte die damalige Bundeskanzlerin Angela Merkel (CDU) den Ausstieg. Von den 17 noch in Betrieb befindlichen Reaktoren gingen acht Kernkraftwerke kurz darauf vom Netz.
Wie eingangs erwähnt, gingen mit Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2 die letzten drei Reaktoren am 15. April 2023 endgültig vom Netz. Die deutsche Kernkraft-Ära brachte bis dato rund 5.600 Terawattstunden (TWh) Strom hervor. Das entspricht rund dem Elffachen des jährlichen Gesamtverbrauchs in Deutschland.
Das Kernkraftwerke Grohnde hält bis heute den Weltrekord der höchsten Einspeisung – gefolgt Isar 2, Emsland und weiteren deutschen Kernkraftwerken. Unter den zehn Kraftwerken mit der höchsten Einspeisemenge befindet sich mit Tihange in Belgien (Rang 9) lediglich eine nichtdeutsche Anlage.
Sprengungen von Kühltürmen der stillgelegten Atomanlagen stehen inzwischen symbolisch für das deutsche Atom-Aus und ihren Rückbau.
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Überlebt haben hierzulande nur die Forschungsreaktoren, wovon aktuell noch sechs in Betrieb sind. Hauptaugenmerk liegt bei den Forschungsreaktoren nicht auf der bei der Kernspaltung entstehenden Wärmeenergie, relevant ist hier die Neutronenstrahlung. Die Forscher verwenden die erzeugten Neutronen für verschiedene Zwecke im Bereich von Technik und Medizin.
Zu den Anwendungsgebieten zählen unter anderem Analysen zum Verhalten von neuen Materialien sowie medizinische Anwendungen in der Strahlentherapie. Ebenso können dort Studenten und das in der Nukleartechnik tätige (Nachwuchs-)Personal aus- und weitergebildet werden.
War der Atomausstieg ein Fehler?
Heute verbietet das Atomgesetz den kommerziellen Betrieb von Kernreaktoren zur Stromerzeugung in Deutschland. Im März dieses Jahres bezeichnete die EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen den Atomausstieg von Deutschland als „strategischen Fehler“. Das bestätigte anschließend auch Bundeskanzler Friedrich Merz (CDU).
Eine Reaktivierung der stillgelegten Großanlagen kommt für die amtierende schwarz-rote Regierung jedoch nicht infrage. Der Rückbau dieser Anlagen läuft daher ungebremst weiter – und wird bei manchen Meilern noch Jahrzehnte andauern.
Allerdings schließen manche Regierungspolitiker wie Markus Söder (CSU) eine Rückkehr zur Kernenergie an sich nicht vollständig aus. Denkbar wäre der Neubau sogenannter modularer Mini-Kernkraftwerke (Small Modular Reactor, SMR). Konkrete Pläne existieren hierzu allerdings nicht. Sollte die in den Umfragen führende AfD bei der nächsten Bundestagswahl in eine Regierungsposition kommen, wäre aus politischer Sicht eine Rückkehr zu den alten Meilern möglich. Ob dies auch aus technischer Sicht noch möglich wäre, gilt es dann zu prüfen.
Auch andere als Zwecke als der „Betrieb von Anlagen zur Spaltung von Kernbrennstoffen zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität“, etwa zur Wärmegewinnung, sind rechtlich und technisch denkbar.
Martin Pache, Sprecher des Verbands KernD, hält es zudem für realistisch, dass ein SMR hierzulande etwa 2035 in Betrieb gehen kann. Im Gegensatz zu großen Kernreaktoren haben SMR weniger Leistung, also statt 1 bis 1,6 Gigawatt (GW) nur bis rund 300 MW. Dadurch seien sie besser in die Netzinfrastruktur integrierbar, erklärt Pache.
Allerdings fallen die Investitionskosten laut dem Sprecher bei SMR-Anlagen höher als bei Großanlagen. Diesen Kostennachteil könnten die Mini-Kernkraftwerke wiederum mit der Zeit durch eine angedachte Serienfertigung ausgleichen.
Strom speichern statt erzeugen
An mehreren Standorten der stillgelegten Kernkraftwerke entstehen aktuell Batterieparks oder sind in Planung. Die Betreiber nutzen die dort bereits vorhandenen, großdimensionierten Netzanschlusspunkte, um die hohen Stromkapazitäten der Energiewende zu transportieren. Batterieparks sollen die wetterabhängige Stromproduktion von Windkraft- und Solaranlagen harmonisieren und netzdienlicher machen. Dazu muss der Überschussstrom, der bei viel Wind und Sonnenschein entsteht und nicht im Moment der Erzeugung benötigt wird, zwischengespeichert werden.
Nach Philippsburg, Brokdorf und Gundremmingen folgt nun auch der niedersächsische Ortsteil Grohnde diesem Plan. Bis 2028 soll dort einer der größten Stromspeicher der Bundesrepublik entstehen.
EnBW möchte im Energiepark Philippsburg einen der größten Batteriespeicher Deutschlands errichten.
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Aktuell liegt die Speicherkapazität aller bundesweiten Großspeicher bei knapp 6 Gigawattstunden (GWh). Mit der Realisierung der geplanten Projekte wird sich diese Zahl deutlich erhöhen. 6 GWh würden für die Haushalte einer Stadt wie Magdeburg mit knapp 250.000 Einwohner für rund 12 Stunden reichen. Industrie und Gewerbe sind hierbei nicht berücksichtigt. Eine deutschlandweite Versorgung ist damit derzeit technisch nicht möglich. Rechnerisch würden 6 GWh Deutschland im Sommer für knapp 10 Minuten versorgen können, im Winter für rund 6 Minuten.
Neben dem möglichen Einsatz von Minikraftwerken erhofft sich die Bundesregierung die baldige Nutzung der Fusionsenergie. Hierbei sollen Atomkerne miteinander verschmelzen, wobei noch größerer Energiemengen frei werden. Die Bundesregierung hat im Mai 2026 angekündigt, in die weitere Fusionsforschung allein bis 2029, also in der laufenden Legislaturperiode, 2,4 Milliarden Euro zu investieren. Ziel ist es, das weltweit erste Fusionskraftwerk in Deutschland zu errichten.
Diesen Prozess technisch zu beherrschen, ist allerdings seit Jahrzehnten eine enorme Herausforderung. Erst unter gewaltiger Hitze von 100 Millionen Grad Celsius kann die Kernfusion stattfinden. Das ist etwa 6,5-mal so heiß wie im Inneren der Sonne und würde sämtliche bekannten Werkstoffe augenblicklich zerstören. Die nötigen Bedingungen müssen daher entweder durch starke Magnete oder entsprechende Lasertechnik unter Kontrolle gehalten werden.
Aktuell sind in Forschung und Entwicklung große Sprünge zu beobachten. Max-Planck-Institut für Plasmaphysik an einem Fusionskraftwerk – dem Forschungsreaktor „Wendelstein 7-X“. Hier wenden die Forscher die Magnettechnik an. Auch das Start-up „Proxima Fusion“ arbeitet an diesem Konzept und möchte bis 2031 den Prototyp Stellarator Alpha bauen.
Mit der Laserfusion beschäftigt sich hingegen unter anderem die Firma Focused Energy. In das deutsche Unternehmen sind zuletzt Investitionen in Höhe von rund 200 Millionen Euro geflossen. Diese stammen unter anderem von Privatinvestoren, Unternehmen und dem Energiekonzern RWE. Weitere Unterstützer sind die Bundesagentur für Sprunginnovationen SPRIND, der European Innovation Council Fund und die Beteiligungs-Managementgesellschaft Hessen.
„Die Fusionsenergie tritt damit in Deutschland und Europa in eine neue Ära ein“, erklärte kürzlich Thomas Forner, Firmenchef von Focused Energy. Laut dem Unternehmen positioniert Focused Energy Deutschland ins Zentrum des internationalen Wettlaufs um die kommerzielle Fusionstechnologie. Das sei vergleichbar mit der historischen Bedeutung der Halbleiter-, Luftfahrt- oder Automobilindustrie. Focused Energy habe sich innerhalb von vier Jahren vom Start-up zum weltweit führenden Laserfusionsunternehmen entwickelt.
Dabei ist sich Focused Energy sicher, dass die Industrialisierung der Fusionsenergie „keine Vision mehr“ sei. Das erhaltene Kapital soll laut Unternehmensangaben „fast vollständig im hessischen Biblis auf dem ehemaligen Kernkraftwerksgelände von RWE investiert werden“. Hier sei bereits die notwendige Infrastruktur, ein Netzanschluss sowie das Standort-Know-how von RWE vorhanden.
Laut Forner soll in Biblis ein erster Prototyp eines Fusionskraftwerks bis 2035 entstehen. Dieser soll eine Leistung von 100 oder 200 MW haben. Die kalkulierten Kosten dafür belaufen sich auf rund 7 bis 8 Milliarden Euro. Noch vor dem Jahr 2040 rechnet der Firmenchef mit einem kommerziellen Fusionskraftwerk mit einer Leistung im Gigawattbereich.
Dass die aktuellen Probleme der Fusionsenergie lösbar sind, bestätigte seinerseits Tech-Billionär Elon Musk. „Zu 100 Prozent Ja. Das ist definitiv sicher.“ Seiner Ansicht nach ist das nur eine Frage der Skalierung und des richtigen Flächen-Volumen-Verhältnisses.
Wie bei praktisch allen neuen Kraftwerksarten wird auch bei der Fusionsenergie der Strompreis zu Beginn noch hoch sein. Forner schätzt diese für das erste Kraftwerk „voraussichtlich bei 10 bis 20 Cent“ pro Kilowattstunde für die reine Stromproduktion. Später hält er auch 5 Cent für realistisch. Dieser Preis müsste sich dann mit den anvisierten 10 Cent Endkundenpreis der modernen Kernspaltung messen. Marktreif sind beide Technologien heute noch nicht.
Aktuell existiert noch eine riesige Lücke bis dorthin. Im vergangenen Jahr kostete die Erzeugung einer kWh durch Fusion in den USA rund 8,6 Millionen Euro.
Mit einem neuen strategischen Fahrplan will die EU-Wettbewerbskommissarin Teresa Ribera die Digitalisierung des Energiesystems vorantreiben. - Foto: Johannes Neudecker/dpa
In Kürze:
Die EU will Europa bei Künstlicher Intelligenz und digitalen Technologien unabhängiger machen.
Gleichzeitig wächst der Strombedarf, vor allem durch neue Rechenzentren für KI-Anwendungen.
Um diese Entwicklung zu bewältigen, setzt Brüssel auf eine engere Verbindung von Energie- und Digitalpolitik.
Brüssel setzt bei der Energiewende zunehmend auf Digitalisierung und Künstliche Intelligenz. Nach den Vorstellungen der Europäischen Kommission sollen diese dazu beitragen, Stromnetze effizienter zu steuern und die Energieinfrastruktur besser auszulasten. Dazu gehört, dass Brüssel plant, die Einführung intelligenter Stromzähler voranzutreiben. Dies soll Verbrauchern helfen, ihren Energieverbrauch besser zu kontrollieren und ihre Energiekosten zu senken.
Ein weiterer Schwerpunkt des „Strategischen Fahrplans für Digitalisierung und KI im Energiebereich“ ist die Einbindung von Rechenzentren in das Energiesystem, deren Strombedarf mit dem Ausbau sauberer Energiequellen und der Stabilität der Netze in Einklang gebracht werden soll.
Die Kommission sieht dabei keinen Gegensatz zwischen Digitalisierung und Energiewende. Im Gegenteil, aus ihrer Sicht können beide Entwicklungen voneinander profitieren. „Die Digitalisierung des Energiesystems ist die Chance Europas, mehr Vorteile aus denselben Infrastrukturen zu ziehen, die wir bereits haben, und die Kosten für die Verbraucherinnen und Verbraucher zu senken“, sagte die EU-Wettbewerbskommissarin Teresa Ribera bei der Vorstellung der Pläne Anfang Juni.
Was auf den ersten Blick wie eine verbraucherfreundliche Maßnahme zur Senkung der Energiekosten erscheinen mag, ist zugleich Teil einer wesentlich größeren Herausforderung. Denn die EU steht vor einem rasanten Anstieg ihres Strombedarfs. Die Elektrifizierung von Verkehr, Industrie und Gebäuden treibt den Verbrauch ebenso nach oben wie der Aufbau einer eigenen Infrastruktur für Künstliche Intelligenz. Die entscheidende Frage lautet daher: Reicht unsere Stromversorgung aus, um die digitalen Ambitionen der Europäischen Union zu tragen?
Diese Frage rückt zunehmend in den Mittelpunkt von Brüssels Technologiepolitik. Mit dem gerade erst vorgestellten „Paket zur technologischen Souveränität Europas“ hat die Europäische Kommission ihre bislang weitreichendste Initiative zur Stärkung der technologischen Eigenständigkeit der EU vorgelegt.
Ziel ist es, die EU unabhängiger von ausländischen Technologieanbietern zu machen und zugleich die Voraussetzungen dafür zu schaffen, dass der Kontinent im globalen Wettbewerb um Künstliche Intelligenz nicht weiter zurückfällt.
Europas Weg zur technologischen Souveränität
„Wir können es uns nicht leisten, bei den Technologien, die den Betrieb unserer Krankenhäuser, die Stabilität unserer Energienetze und die Sicherheit unserer Dienste gewährleisten, von anderen abhängig zu sein“, erklärte Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen bei der Vorstellung des Pakets. Europa verfüge über die wissenschaftliche Basis, die industrielle Substanz und den Binnenmarkt, um technologische Souveränität zu erreichen.
Die Diagnose der Kommission ist dabei kaum umstritten. Noch immer ist die EU bei vielen Schlüsseltechnologien auf außereuropäische Anbieter angewiesen. Besonders deutlich zeigt sich dies bei Cloud-Diensten, Hochleistungsrechnern und modernen Halbleitern.
Nach Angaben der Kommission fließen jedes Jahr rund 264 Milliarden Euro für digitale Produkte und Dienstleistungen an Anbieter außerhalb der Europäischen Union. Gleichzeitig wächst die Bedeutung von Rechenleistung in nahezu allen Wirtschaftsbereichen.
Im Zentrum des Pakets steht deshalb die „Verordnung zur Cloud- und KI-Entwicklung“. Sie soll die Voraussetzungen dafür schaffen, die Rechenzentrumskapazitäten in der EU innerhalb der kommenden fünf bis sieben Jahre zu verdreifachen.
Genehmigungsverfahren sollen beschleunigt, Investitionen erleichtert und neue KI-Gigafabriken aufgebaut werden. Parallel dazu soll die Chip-Verordnung die europäische Halbleiterindustrie stärken und insbesondere die Produktion jener Hochleistungschips fördern, die für moderne KI-Anwendungen benötigt werden.
Brüssels ambitioniertes Paket soll „Europa zu einem führenden KI-Kontinent […] machen“. Einen ähnlichen Aktionsplan hatte die Europäische Kommission auch im April des vergangenen Jahres vorgelegt. EU-Digitalkommissarin Henna Virkkunen erklärte damals:
„Künstliche Intelligenz ist der Dreh- und Angelpunkt, wenn es darum geht, Europa wettbewerbsfähiger, sicherer und technologisch souveräner zu machen. Der weltweite KI-Wettlauf ist noch lange nicht vorbei.“
Der unsichtbare Stromhunger der Künstlichen Intelligenz
Genau an diesem Punkt beginnt das Problem. Denn Künstliche Intelligenz benötigt nicht nur Kapital, Daten und Rechenleistung. Sie benötigt vor allem Strom – sehr viel Strom.
Während die öffentliche Debatte meist von Chatbots, digitalen Assistenten und immer leistungsfähigeren KI-Anwendungen geprägt wird, bleibt die Infrastruktur hinter diesen Diensten häufig unsichtbar. Tatsächlich entstehen die Antworten eines Sprachmodells nicht „in der Cloud“, sondern in riesigen Rechenzentren, die mit Tausenden Spezialprozessoren ausgestattet sind.
Dort werden KI-Modelle zunächst mit gewaltigen Datenmengen trainiert und anschließend rund um die Uhr betrieben. Jede Anfrage an einen Chatbot, jede automatische Bildanalyse und jede KI-gestützte Suche erfordern Rechenleistung. Die dafür eingesetzten Hochleistungschips verbrauchen große Mengen Strom und erzeugen erhebliche Abwärme. Deshalb benötigen die Anlagen nicht nur leistungsfähige Rechner, sondern auch aufwendige Kühltechnik, Stromversorgungssysteme und Datenspeicher. Mit der zunehmenden Verbreitung von KI wächst damit auch der Energiebedarf der dahinterstehenden Infrastruktur.
Rechenzentren sollen künftig enger mit dem Energiesystem verzahnt werden. Ihre Abwärme soll genutzt, ihre Netzanbindung besser koordiniert und ihre Stromversorgung stärker an erneuerbare Energien gekoppelt werden. Gleichzeitig sollen intelligente Stromnetze und intelligente Stromzähler helfen, Verbrauchsspitzen zu reduzieren.
Die Kommission plant, in diesem Jahr einen Gesetzesvorschlag vorzulegen, der die Einführung intelligenter Stromzähler beschleunigen soll. Haushalte sollen mithilfe KI-gestützter Systeme ihren Verbrauch in Zeiten niedriger Nachfrage verlagern können. Offiziell geht es dabei um niedrigere Stromkosten und eine höhere Netzstabilität. Tatsächlich entsteht dadurch aber auch zusätzlicher Spielraum in einem Energiesystem, das künftig immer mehr Großverbraucher versorgen muss.
„Europa plant ehrgeizige digitale Infrastruktur, ohne sicherzustellen, dass das Stromsystem dies auch tragen kann.“
Die Zahlen sind bemerkenswert. Nach den Berechnungen des Instituts könnte der Stromverbrauch europäischer Rechenzentren bis 2030 von 80 auf bis zu 168 Terawattstunden steigen. Im oberen Bereich entspräche dies ungefähr dem gesamten Stromverbrauch Polens. Der Anteil der Rechenzentren am europäischen Strombedarf würde damit von rund 2 Prozent auf etwa 5 Prozent anwachsen.
Noch problematischer erscheint der Autorin die Tatsache, dass dieser zusätzliche Verbrauch in einer Zeit anfällt, in der auch andere Sektoren immer stärker elektrifiziert werden. Millionen Wärmepumpen sollen fossile Heizungen ersetzen. Der Bestand an Elektrofahrzeugen wächst kontinuierlich. Gleichzeitig steigt der Strombedarf in der Industrie. Die Annahme, der Verbrauch in den übrigen Wirtschaftsbereichen werde weitgehend konstant bleiben, erscheint daher wenig realistisch.
Das Kiel Institut warnt deshalb vor einer Versorgungslücke von bis zu 80 Terawattstunden bis zum Ende des Jahrzehnts. Diese Größenordnung entspricht ungefähr dem heutigen Nettostromverbrauch von Belgien oder Finnland. Sollte die Energieplanung diesen zusätzlichen Bedarf nicht berücksichtigen, drohe der Europäischen Union ein „gefährliches Trilemma“, bei dem sie zwischen Wirtschaftswachstum, Klimaneutralität und ihrer Wettbewerbsfähigkeit im globalen KI-Rennen abwägen müsste.
Zwischen Klimazielen und KI-Wettbewerb
Nach Einschätzung von Ciani könnte der zusätzliche Strombedarf der Rechenzentren nur durch nicht erneuerbare Energiequellen gedeckt werden, was die europäischen Dekarbonisierungsziele gefährden würde. Ebenso könnten steigende Strompreise Investitionen und wirtschaftliches Wachstum bremsen. Zudem bestehe die Gefahr, dass Netzengpässe und regulatorische Beschränkungen den weiteren Ausbau von Rechenzentren erschweren und damit die Entwicklung der europäischen KI-Infrastruktur beeinträchtigen.
Gleichzeitig sieht das Institut die Europäische Union im internationalen Wettbewerb unter Druck. Während die Vereinigten Staaten und China ihre Anteile an der weltweiten Rechenzentrumskapazität bis 2030 voraussichtlich weiter ausbauen werden, könnte Europas Anteil nach den herangezogenen Prognosen von 22 Prozent im Jahr 2023 auf 12 Prozent im Jahr 2030 sinken. Aus Sicht der Autorin zeigt sich darin die Diskrepanz zwischen den ehrgeizigen europäischen KI-Zielen und einer Energieplanung, die den zusätzlichen Strombedarf bislang nicht ausreichend berücksichtigt.
Der Praxistest beginnt erst
Die Europäische Kommission teilt die Befürchtung eines Netzkollapses nicht. In ihrem strategischen Fahrplan geht sie zwar explizit von einem stark steigenden Strombedarf durch Rechenzentren aus, sieht in den digitalen Technologien jedoch das Werkzeug, diesen Mehrbedarf zu bewältigen.
Die Strategie der EU zielt nicht darauf ab, zusätzlich Energie zu erzeugen. Es geht vielmehr darum, den Strom im vorhandenen Netz besser zu verteilen. Helfen sollen dabei besser abgestimmte Stromnetze und digitale Steuerungen. Diese Ideen stehen bereits im EU-Aktionsplan zur Digitalisierung des Energiesystems. Das Ziel ist einfach: Große Verbraucher nutzen Strom vor allem dann, wenn gerade viel davon da ist. So soll der zusätzliche Hunger nach Energie in das Netz passen, ohne dass die Leitungen überlasten.
Bremst die Photovoltaik den Windkraftertrag aus? - Foto: zhengzaishuru/iStock
In Kürze:
Seit 2020 hat der Ausbau der Windkraft die Stromerzeugung nicht signifikant erhöht.
Das bestätigt nun auch das Leibniz-Institut.
Ein Bereichsleiter sieht den Grund in der Kannibalisierung durch Solarstrom.
Auch Abschaltsysteme und Betriebsauflagen bremsen den Windstromertrag.
Wie die Epoch Times bereits am 20. Mai berichtete, scheint der Stromertrag der Windkraft zu stagnieren. Zwar stieg die installierte Leistung laut den verfügbaren Daten von 2020 bis 2025 um 25,2 Prozent, die tatsächliche Einspeisung jedoch nur um 1,2 Prozent.
Demnach hätten der massive Ausbau von Windrädern sowie das Repowering, bei dem ältere Windräder durch größere und leistungsstärkere ersetzt werden, nicht den erwarteten Mehrertrag erzielt.
Bringen 2.600 neue Windräder den erwarteten Ertrag?
Wie die „WELT“ in ihrem Artikel über das „Windstrom-Rätsel“ berichtet, stieg die Turbinenleistung aller Windkraftanlagen an Land zwischen 2020 und 2025 um 14 Gigawatt (GW). Laut den Daten des Fraunhofer-Energieportals „Energy Charts“ entwickelte sich hier die Nennleistung von 54,4 auf 68,2 GW. Fügt man auch die Windkraft auf See hinzu, liegt der gesamte Zuwachs bei 15,7 GW.
Laut dem Nachrichtenportal seien allein für den Zuwachs an Land „rechnerisch fast 2.600 neue Windräder […] in die Landschaft gesetzt“ worden. Inzwischen hat Deutschland rund 31.000 Windkraftanlagen an Land und auf See. Der Großteil davon steht an Land. Ende 2025 waren es laut dem Bundesverband Windenergie 29.226 in Betrieb befindliche Windturbinen.
Dieser Zubau führte jedoch nur zu einer minimalen Gesamtertragssteigerung von 129,6 Terawattstunden (TWh) im Jahr 2020 auf 131,2 TWh im vergangenen Jahr, also nur 1,2 Prozent mehr.
In den vergangenen Jahren entstanden zahlreiche neue große Windkraftanlagen in Deutschland.
Foto: J-Picture/iStock
Kannibalisierung durch Photovoltaik
In dem „WELT“-Bericht gab Manuel Frondel, Leiter des Bereichs „Umwelt und Ressourcen“ am RWI Leibniz-Institut für Wirtschaftsforschung, eine Analyse zur Entwicklung ab. Er bestätigte: „Ab 2020 gibt es keinen statistisch signifikanten Zusammenhang mehr zwischen Windstromerzeugung und installierter Windkraftkapazität.“
Als möglichen Grund nannte Frondel die Einspeisung von Solarstrom ins Netz. Dies könnte zu einer Konkurrenz von Sonnen- und Windstrom geführt haben. „Ab 2022 hat es einen neuen Solarboom gegeben, das dürfte zur Kannibalisierung beigetragen haben“, sagte er.
An fast allen sonnigen Tagen werde inzwischen „viel zu viel Solarstrom produziert“. Zugleich schränkte der Experte ein, dass eine Zeitreihe über fünf Jahre hinweg noch keine ausreichende Datengrundlage für eine abschließende Analyse liefere.
Hierbei ist zu erwähnen, dass bei der Windkraft alle Anlagen steuerbar sein müssen. Die Netzbetreiber können somit bei Bedarf deren Leistung beliebig herunterfahren, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Denn die Stromproduktion muss zu jedem Zeitpunkt dem Stromverbrauch entsprechen.
Bei der Photovoltaik ist diese Steuerbarkeit bei einer Vielzahl von Anlagen nicht gegeben. Von den aktuell installierten 123,4 GW an Solarleistung sind rund 50 GW nicht steuerbar. Wenn die Sonne scheint, speisen diese Anlagen ihren Strom ungebremst ins Netz ein. Um einen Stromüberschuss und daraus folgende Störungen im Netz zu vermeiden, müssen die Netzbetreiber stattdessen die übrigen Energieerzeuger – einschließlich Windkraftanlagen – drosseln.
Zunehmend windschwache Standorte
Neben dem netztechnisch erzwungenen Solarvorrang stehen jedoch weitere mögliche Gründe im Raum, warum der Windstrom stagniert.
Einer ist die Standortverfügbarkeit. In Deutschland sind manche Standorte besser und manche weniger gut für Windkraft geeignet. Die Betreiber der ersten Windkraftanlagen haben sich noch die besten Standorte aussuchen können.
Nach jahrzehntelangem Ausbau müssen Betreiber neuer Anlagen zunehmend windschwächere Standorte wählen. Die geeignetsten Flächen sind weitgehend vergeben.
Hinzu kommt, dass immer mehr Windkraftanlagen wegen des Platzproblems in der Nähe von Wohngebieten entstehen. Viele dieser Anlagen unterliegen dort jedoch Lärmschutzauflagen und müssen teilweise über Nacht abschalten, weil sie zu laut sind. Windkraftanlagen emittieren im Betrieb häufig mehr als 100 Dezibel.
Weitere Abschaltmechanismen existieren bei neueren Anlagen auch teilweise im Zusammenhang mit dem Vogelschutz. Erfassen Kameras einen Vogel, berechnet ein integriertes KI-System, ob eine für den Vogel meist tödliche Kollision mit dem Windrad droht. Falls ja, schaltet die KI die Anlage ab.
Ein weiterer diskutierter Aspekt sind die Windkraftanlagen selbst. Sie entziehen dem Wind einen Teil seiner kinetischen Energie und wandeln diese in elektrischen Strom um. Dieser Effekt lässt sich mit dem Energieerhaltungssatz beschreiben. Dadurch wird Windenergie lokal in Strom umgewandelt. Je mehr Windräder es gibt, desto stärker können lokale Strömungseffekte auftreten.
Besonders Hausdachanlagen unter 25 kWp belasten häufig das Stromnetz zu Solarspitzenzeiten. - Foto: U. J. Alexander/iStock
In Kürze:
Am Pfingstmontag erwartet die Netzbetreiber erneut viel Sonne bei wenig Stromverbrauch.
Über die Mittagszeit muss ein Großteil der Solaranlagen abgeregelt werden.
Es werden erneut Kosten für den Steuerzahler im Hundert-Millionen-Bereich erwartet.
Die Netzbetreiber haben nur begrenzte Handlungsmöglichkeiten.
Die Menschen in Deutschland dürfen sich über sonnige Pfingstfeiertage freuen. Während laut Wetterprognosen am Pfingstsonntag noch vereinzelt Wolken die Sonne verdecken, soll sie am Pfingstmontag bundesweit nahezu ungehindert scheinen.
Das stellt die Netzbetreiber erneut vor Herausforderungen. Denn Solaranlagen mit einer installierten Leistung von rund 50 Gigawatt (GW) sind bislang kaum steuerbar – Tendenz steigend. Sie speisen ihren erzeugten Strom unabhängig vom tatsächlichen Bedarf ins Netz ein.
Großteil der Solaranlagen werden kurzfristig abgeschaltet
Bei den sonnigen Bedingungen dieser Tage liegt die Leistungsausbeute der Solaranlagen zur Mittagszeit bei bis zu 80 Prozent. Von den nicht steuerbaren Anlagen mit rund 50 Gigawatt (GW) installierter Leistung könnten somit allein etwa 40 GW ins Netz eingespeist werden. Gleichzeitig prognostiziert das Energieportal „Energy Charts“ des Fraunhofer-Instituts für den Pfingstmontag einen maximalen Strombedarf von lediglich 46,9 GW für ganz Deutschland.
Dabei ist zu berücksichtigen, dass auch ein Teil der rund 31.000 Windkraftanlagen Strom liefern wird, selbst wenn Netzbetreiber zahlreiche Anlagen drosseln. Hinzu kommen Wasser-, Gas-, Kohle-, Geothermie- und Biomassekraftwerke, die meist mit einer Mindestleistung von etwa 9,5 GW betrieben werden. Diese Kraftwerke lassen sich aus technischen Gründen nicht vollständig abschalten, da ein späteres Hochfahren zu lange dauern würde. Spätestens in den Abendstunden werden sie wieder stärker benötigt.
Insgesamt ergibt sich daraus – selbst ohne zusätzliche Windkraftleistung – bereits eine Einspeisung von rund 49,5 GW. Damit würde der prognostizierte Strombedarf am Pfingstmontag bereits überschritten.
Zudem sind in dieser Rechnung die offiziell regelbaren Solaranlagen mit einer installierten Leistung von 73,9 GW noch gar nicht enthalten. Dabei handelt es sich überwiegend um Anlagen ab 25 Kilowatt (kW) Nennleistung, die gesetzlich mit Smart Metern ausgestattet sein müssen. Unter den aktuellen Wetterbedingungen könnten auch diese Anlagen theoretisch bis zu 80 Prozent ihrer Leistung erzeugen – also weitere rund 59 GW.
Diese zusätzliche Strommenge wird während der aktuellen Solarspitzen jedoch nicht benötigt. Die Netzbetreiber müssen daher einen Großteil dieser Anlagen herunterregeln oder abschalten, um die Stabilität der Stromnetze sicherzustellen. Grundlage dafür sind die technischen Vorgaben zur Leistungsbegrenzung nach Paragraf 9 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG).
Bei hoher Solarstromproduktion fallen die Strompreise erneut deutlich ins Negative. Bereits am teils bewölkten Pfingstsonntag sinkt der Börsenstrompreis in der sogenannten Day-Ahead-Auktion auf bis zu minus 86,71 Euro pro Megawattstunde (MWh). Das bedeutet: Stromabnehmer erhalten rechnerisch bis zu 8,67 Cent pro verbrauchter Kilowattstunde, um überschüssigen Strom aus dem Netz aufzunehmen.
Am Pfingstmontag dürfte der Preis erneut im dreistelligen Minusbereich pro MWh liegen. Der technische Spitzenwert von minus 500 Euro pro MWh trat erstmals am 1. Mai auf.
Diese zunehmenden negativen Strompreise sind jedoch kein Zeichen dafür, dass die Energiewende den Strom grundsätzlich günstiger macht. Vielmehr seien sie „ein deutliches Warnsignal“, wie die FAZ-Wirtschaftsjournalistin Hanna Decker betont. Sie nennt dafür zwei Gründe:
„Erstens: Der Staat verbrennt Geld. Denn alle bis Ende Februar vergangenen Jahres installierten Solaranlagen erhalten auch in jenen Stunden die Erneuerbaren-Einspeisevergütung nach dem EEG, in denen ihr Strom dem System überhaupt nichts nützt oder ihm sogar schadet.“
Der Energieexperte Stefan Spiegelsperger berechnete die Kosten für die Steuerzahler allein für den 1. Mai 2026 im Bereich der Stromversorgung auf rund 150 Millionen Euro.
Als zweiten Grund nannte Decker die Problematik für Netzbetreiber an solch sonnenreichen Tagen mit wenig Strombedarf „Einspeisung und Verbrauch im Gleichgewicht zu halten“. Auch das Solarspitzengesetz, das eine Vergütung bei Negativstrompreisen untersagt, löse das Problem nicht. „Denn der Großteil der Anlagen hat leider weiterhin keinen Mechanismus, die Einspeisung zu drosseln, läuft bei negativen Strompreisen also einfach durch“, schrieb sie.
Was die Netzbetreiber tun können
Um Stromangebot und -nachfrage im Gleichgewicht und somit die Netze stabil zu halten, haben die Netzbetreiber einige Möglichkeiten. Eine davon sind Pumpspeicherkraftwerke. Bei Stromüberproduktion befördern Pumpen Wasser in ihre höher gelegenen Speicherseen. Dazu verbrauchen sie netzdienlich den Überschussstrom. Bei Bedarf, meist in den Abend- oder Nachtstunden, fließt das Wasser wieder hinab und Turbinen erzeugen Strom.
Zudem gibt es den grenzüberschreitenden Stromhandel mit den Nachbarländern. Diese können überschüssigen Strom zu den aktuellen Börsenstrompreisen abnehmen. Allerdings ist dies nur in begrenztem Umfang von einigen Gigawatt (GW) möglich.
Eine Harmonisierung der Netze können auch Stromspeichersysteme erzielen. In Deutschland entstehen derzeit zunehmend Batterieparks. Deren Ausbau wird jedoch durch den hinterherhinkenden Netzausbau eingebremst. Für die vielen Antragsteller bestehen Wartezeiten von teils mehreren Jahren. Ein weiterer Ansatz kommt aus Berlin. Dort soll ein riesiger Tauchsieder künftig Stromüberschüsse netzdienlich in nützliche Wärme umwandeln.
In der aktuellen Situation sind die Netzbetreiber allerdings häufig zu den genannten Abschaltungen und Redispatch-Maßnahmen gezwungen.
Der Stromertrag der Windkraft wächst seit Jahren nicht so schnell wie die installierte Leistung. - Foto: elxeneize/iStock
In Kürze:
Der rasche Zubau bei Windkraft und Solar macht sich bemerkbar.
Ihre Stromerzeugung bleibt dennoch hinter dem Zuwachs zurück.
Windkraft scheint zu stagnieren: Von 2020 bis 2025 stieg ihre Nennleistung um 25,2 Prozent, die Einspeisung nur um 1,2 Prozent.
Ursachen liegen im Wind selbst sowie an Abschaltungen durch die Netzbetreiber aufgrund Tausender Solaranlagen.
Das Überangebot an Strom führt immer häufiger zu Minuspreisen an der Strombörse.
In der Nordsee, in der Ostsee, vor allem in Norddeutschland, aber auch zunehmend in Süddeutschland: An immer mehr Orten entstehen Windkraftanlagen. Gleichzeitig findet vielerorts das sogenannte Repowering statt, bei dem die Betreiber ältere Windräder durch neuere und immer größere und leistungsstärkere ersetzen.
Das alles hat dazu geführt, dass die installierte Leistung der Windkraft in den vergangenen Jahren stetig zugenommen hat. Der Blick auf die tatsächlich erzeugte Jahresleistung der Windkraft überrascht jedoch. Hier ist kein entsprechender Anstieg erkennbar.
Zubau bei „Erneuerbaren“
Zu den „erneuerbaren“ Energiequellen zählen neben der Windkraft auch Photovoltaikanlagen, Wasserkraftwerke, Biogasanlagen und die Geothermie. Die Energieerzeugung der drei letztgenannten Kraftwerksarten blieb in den vergangenen Jahren weitestgehend konstant. Wasserkraft und Geothermie können aufgrund der Geografie nur bedingt ausgebaut werden. Biomasse steht im Flächenkonflikt mit der Nahrungsmittelerzeugung, weshalb sich hier nur geringe Veränderungen zeigen. Sie gehören jedoch zu den grundlastfähigen Kraftwerken, die unabhängig vom Wetter konstant Strom liefern. 2025 kamen sie zusammen auf 51,7 Terawattstunden (TWh).
Stärkere Veränderungen waren hingegen bei Wind und Solar zu beobachten. Vor allem der Gesamtertrag bei den Solaranlagen legte kräftig zu. Von 2015 bis 2025 hat er sich auf zuletzt 70,1 TWh nahezu verdoppelt. Der größte Anstieg ereignete sich mit 10,4 TWh im vergangenen Jahr. Wesentlicher Grund dafür ist der stetige Zubau von Solaranlagen.
Trotz dieser Steigerung ging die Gesamtjahresleistung der „Erneuerbaren“ im Vorjahresvergleich zuletzt minimal um 0,7 auf 252,9 TWh zurück. Das deckt sich mit Meldungen über leicht rückläufige Stromeinspeisungsanteile.
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Jährliche Nettostromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen seit 2002.
Neben Rückgängen bei Wasserkraft und Biogas sank vor allem der Ertrag bei der Windkraft um 5,1 auf 131,2 TWh im Jahr 2025. Die Windkraft erlebte damit den zweiten Jahresrückgang in Folge. Zuvor ging es sichtbar bergauf, auch wenn während der Corona-Zeit in den Jahren 2021 und 2022 die Stromerträge generell niedriger waren.
Im Jahr 2020 war der Ertrag mit 129,6 TWh fast auf dem Niveau von 2025. Der Zuwachs beim Vergleich dieser beiden Jahre liegt lediglich bei 1,2 Prozent. Das überrascht.
Durch den konstanten Zubau kletterte die installierte Leistung aller Windkraftanlagen in Deutschland von 62,3 Gigawatt (GW) im Jahr 2020 auf 78,0 GW im Jahr 2025. Hier beträgt der Anstieg 25,2 Prozent.
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Die jährliche Nettostromerzeugung von Windkraft seit 2002.
Die Unterscheidung der Windkraftanlagen an Land und auf See ist dabei gering. Während die Anlagen an Land im genannten Vergleichszeitraum einen Zuwachs von 25,4 Prozent hatten, war er bei den Anlagen auf See mit 24,4 Prozent nur geringfügig weniger. Erstere speisten 2025 ihrerseits lediglich 2,3 Prozent mehr Strom ins Netz ein als fünf Jahre zuvor. Windkraft auf See verzeichnete im selben Zeitraum sogar einen leichten Rückgang in Höhe von 0,3 Prozent.
Dass die „Erneuerbaren“ eine immer zentralere Rolle in der Stromerzeugung einnehmen, zeigt sich an der installierten Leistung. Von 116,8 GW im Jahr 2020 stieg die Nennleistung auf inzwischen 202,8 GW an.
Das entspricht innerhalb von knapp 5,5 Jahren einem Anstieg um 73,6 Prozent. Gleichzeitig liegt der Zuwachs bei der Erzeugung von 2020 bis 2025 bei Wind und Solar nur bei knapp 15 Prozent, womit die Lücke der „erwarteten Erzeugung“ hier noch größer als bei der Windkraft allein ist. Der enorme Zubau geht vor allem auf (kleine) Solaranlagen zurück, die „Lücke“ auch. Dazu später mehr.
Während die installierte Leistung von Photovoltaikanlagen zwischen 2020 und 2025 um 116,3 Prozent anstieg, wuchs ihre Einspeisung „nur“ um 54,4 Prozent. Das bedeutet, dass auch bei Solar ein erhebliches Manko herrscht. Es ist nur weniger sichtbar.
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Die jährliche Nettostromerzeugung von Windkraft seit 2002.
Die installierte Leistung bei der Photovoltaik in Deutschland seit 2002.
Foto: Bildschirmfoto/energy-charts.info/Fraunhofer ISE
Während immer mehr Anlagen Energie aus Sonne und Wind gewinnen sollen, sinkt die installierte Leistung im Bereich der fossilen Kraftwerke, vor allem beim Kohlestrom. Hintergrund davon ist der gesetzlich festgelegte Ausstieg aus der Kohleverstromung bis spätestens 2038.
Im Jahr 2020 hatte die Bundesrepublik noch Braun- und Steinkohlekraftwerke im Umfang von 44,6 GW Nennleistung. 2025 waren es nur noch insgesamt 30,1 GW. Das entspricht einem Rückgang von 32,5 Prozent. Die Stromerzeugung aus Stein- und Braunkohle sank im selben Zeitraum dennoch nur um 20,7 Prozent von 117,6 auf 93,3 TWh.
Sowohl bei Windkraft- als auch bei Solaranlagen stellt sich die Frage nach einer Erklärung der Differenz zwischen Zubau und Ertragszuwachs. Oder anders formuliert: Wo sind die fehlenden Prozente der zu erwartenden Energieerzeugung?
Ein wesentlicher Punkt ist der Standort. Nachdem zunächst die windstärksten und sonnenreichsten Standorte bebaut wurden, müssen sich Betreiber nun weniger geeigneten Flächen zuwenden. Entsprechend niedriger fallen die Strommengen pro Gigawatt neu installierter Leistung aus. Das lässt auch den Durchschnitt aller Anlagen sinken.
Wie viel Strom ein Windrad oder eine Solaranlage letztlich einspeisen kann, hängt jedoch nicht von Durchschnittswerten ab, sondern von den tatsächlichen Bedingungen vor Ort. Gerade für die Jahre 2024 und 2025 haben Forscher „außergewöhnlich windarme Witterungen“ registriert. Davon betroffen sind sowohl Windkraftanlagen an Land als auch auf See.
Energieumwandlung im Windschatten
Auch eine Beeinflussung des Windes durch die hierzulande inzwischen rund 31.000 Windkraftanlagen selbst ist nicht ausgeschlossen, sondern geradezu wahrscheinlich. Nach dem Energieerhaltungssatz kann Energie weder erzeugt werden noch verloren gehen. Windräder wandeln dabei die lineare Bewegung der Luft zunächst in die Drehbewegung der Rotorblätter und diese wiederum in elektrischen Strom um. Somit bleibt in der Atmosphäre letztlich weniger Windenergie zurück. Das bedeutet: Je mehr Windräder es gibt, umso weniger Wind weht, und damit ist letztlich weniger Windenergie vorhanden.
Das hat zur Folge, dass sich hintereinanderstehende Windkraftanlagen, vor allem aber Windparks, gegenseitig den Wind wegnehmen. Die erste Windkraftanlage, auf die der Wind ungebremst trifft, kann noch die meiste Energie aus dem Wind ziehen. Alle dahinterliegenden Anlagen stehen im Windschatten der ersten Anlage und sind ihren Turbulenzen ausgesetzt. Insgesamt steht ihnen somit weniger Wind zur Verfügung. Dadurch sinkt letztlich deren Stromertrag. Entsprechende Simulationen kamen auf einen Ertragsverlust von insgesamt 34,1 bis 38,2 Prozent.
„Windkraftanlagen sind Wettermacher. An immer mehr Standorten und daher in immer mehr regionalen und globalen Windsystemen fehlt Wind“, fasst der ehemalige Wirtschaftsredakteur und Ressortleiter der FAZ, Klaus Peter Krause, dieses Phänomen zusammen. Auch der Physiker Dieter Böhme bestätigte diese Energieverschiebung schon vor rund vier Jahren. Seiner Aussage nach würden allein die deutschen Windräder der Atmosphäre jeden Tag eine Energiemenge von umgerechnet 20 Hiroshima-Atombomben entziehen.
Ein ähnlicher, wetterwirksamer Zusammenhang existiert bezüglich Photovoltaikanlagen, die sich deutlich stärker aufheizen als ihre Umgebung. Das hat zwei Folgen. Einerseits sinkt der Wirkungsgrad von Solarzellen aufgrund thermischer Verluste mit steigenden Temperaturen. Zugleich führen höhere Temperaturen zu höherer Verdunstung und damit unter anderem zu mehr Wolken.
Solar kontra Windkraft
Der vielleicht wichtigste Faktor ist jedoch technischer Natur: In Zeiten von besonders günstigen Bedingungen oder geringem Stromverbrauch müssen Solar- und Windkraftanlagen zunehmend abgeschaltet werden, um das Stromnetz zu stabilisieren. Konkrete Daten, welche Strommengen Drosselungen zum Opfer fallen, liegen nicht vor.
Windräder sind im Vergleich zu Solaranlagen in diesem Punkt im Nachteil, weil alle Turbinen steuerbar sein müssen. Das ist bei Solaranlagen unter 25 Kilowatt Spitzenleistung (kWp) nicht der Fall und hat dazu geführt, dass aktuell rund 50 GW an installierter Solarleistung nicht steuerbar sind. Das heißt, der Netzbetreiber kann sie bei Bedarf nicht drosseln. Wenn die Sonne scheint, schieben sie ihren Strom ungebremst in die Netze.
Um einen Stromüberschuss und daraus folgende Störungen im Netz zu vermeiden, drosselt der Netzbetreiber stattdessen die übrigen Energieerzeuger, einschließlich Windkraftanlagen. Dieser Effekt ist regelmäßig in den Stromdaten zu erkennen. Vormittags sinkt der Windkraftertrag, ist zur Solarspitze am Mittag vergleichsweise niedrig und steigt am späten Nachmittag wieder an, um am nächsten Morgen wieder zu sinken.
Die Daten zur Stromerzeugung Deutschlands der Woche vom 6. bis 12. April 2026 zeigen deutlich, wie die Einspeisung aus Windkraft (blaugrau) sinkt, wenn die Einspeisung aus Solaranlagen (gelb) tagsüber steigt.
Dennoch sind auch Solaranlagen von den Abschaltungen betroffen. Die Netzbetreiber können zwar nicht auf alle Anlagen zugreifen, größere Anlagen und damit ein Großteil der installierten Leistung sind aber ebenfalls regelbar. Das dürfte der Grund dafür sein, dass auch die Stromerzeugung aus Photovoltaik über 60 Prozentpunkte hinter dem Zubau zurückbleibt.
Minuspreise sorgen für hohe Ausgaben
Die Folgen für die Verbraucher durch diese zunehmend wetterabhängige Stromerzeugung sind Minuspreise an den Strombörsen. Wie bei allen Produkten entscheiden auch bei der Stromerzeugung Angebot und Nachfrage über den Preis. Um das Netz aufrecht und stabil zu halten, müssen jedoch Stromerzeugung und -verbrauch stets auf demselben Niveau sein. Hinzu kommt, dass Strom „leicht verderblich“ ist, denn er kann bisher kaum gespeichert werden.
Wenn Windkraft und Solar bei der sogenannten Hellbrise viel Strom erzeugen, ist das aufgrund der hohen installierten Leistung mittlerweile häufig schon zu viel. Dieses Überangebot sorgt für niedrige Preise, die immer öfter deutlich unter null fallen. Normalerweise bietet ein Händler seine Ware nicht zu einem Minuspreis an, weil er dem „Käufer“ dann Geld geben muss. In der Wirtschaft kommt das in der Regel bei Abfall vor, den man loswerden will.
Die Anzahl der Stunden mit Null- oder Minuspreisen stieg in den vergangenen 16 Jahren dabei stark an. Während es im gesamten Jahr 2010 nur 12 Stunden gab, waren es im vergangenen Jahr 652 Stunden – ein neuer Rekordwert, wie der Datenexperte Rolf Schuster von der Bundesinitiative Vernunftkraft ermittelte. Damit einher ging auch die Entwicklung der Höhe der negativen Preise.
Das Ausmaß dieser zeigte der 1. Mai 2026. Hier traf der feiertagsbedingt niedrige Stromverbrauch auf hohe Einspeisung einer Hellbrise. Zugleich hatten auch die Nachbarländer zu viel Strom aus Wind und Solar und ihrerseits bereits negative Preise. In der Folge fiel der Börsenstrompreis in Deutschland an den Spotmärkten auf die technische Untergrenze von –499,99 Euro pro Megawattstunde. Das sind 49,99 Cent pro Kilowattstunde, die der Stromkunde für den in dieser Zeit von ihm verbrauchten Strom erhält.
Was zunächst nach günstigem Strom klingt, ist es jedoch nur bedingt, denn es sind Großkunden, oft aus dem Ausland, die Strom und Geld von Deutschland erhalten. Der normale Stromkunde profitiert ohne besondere Tarife davon nicht. Im Gegenteil, er muss über Abgaben und Steuern die aus dem Bundeshaushalt finanzierte „EEG-Umlage“ zahlen. Die Aufwendungen für einen Tag Hellbrise liegen dabei regelmäßig im neunstelligen Bereich. Die „Kugel Eis“ für die Energiewende zahlen wir somit nicht mehr monatlich, wie im Jahr 2004 gesagt wurde, sondern täglich.
Eine Solarinsel nahe eines modernen Viertels in Almere in den Niederlanden. Die Energiewende bringt noch Herausforderungen mit sich. - Foto: Milos Ruzicka/iStock
In Kürze:
Die Niederlande ringen mit zu niedriger Stromerzeugung.
Neben anderen Maßnahmen tritt ab 1. Juli ein vollständiger Anschlussstopp für neue Verbraucher in Kraft.
TenneT schließt einen längeren Stromausfall nicht aus.
Durch das europäische Verbundnetz hat dies auch ohne einen Stromausfall Konsequenzen für das Nachbarland Deutschland.
In den Niederlanden suchen Netzbetreiber gemeinsam mit der Politik intensiv nach Wegen, Stromverbrauchsspitzen zu senken und die Stromnetze zu entlasten.
Der jüngste Vorschlag kam am Donnerstag, 14. Mai, von Huib van Essen (Grüne Linke), Landesrat der Provinz Utrecht. Demnach könnten Menschen künftig in Regionen mit besonders hoher Netzlast per Push-Benachrichtigung auf dem Smartphone aufgefordert werden, ihren Stromverbrauch vorübergehend zu reduzieren. Das bezieht sich vor allem auf intensive Verbraucher wie Wäschetrockner, Herd, Wärmepumpe oder E-Autos.
Peter Hofland vom Netzbetreiber TenneT bezeichnete diese Idee als eine gute Option, um Engpässe im Stromnetz zu vermeiden. „In einem solchen NL-Alarm-ähnlichen System sehen wir Potenzial“, sagte er laut dem niederländischen Nachrichtenportal RTV Utrecht.
Anschlussstopp tritt ab dem 1. Juli in Kraft
Bereits im Februar dieses Jahres warnte TenneT eindringlich, dass das Hochspannungsnetz in den Regionen Utrecht, Gelderland und Flevoland vollständig ausgelastet sei. Aufgrund fehlender Netzkapazitäten gilt in Utrecht ab dem 1. Juli ein vollständiger Anschlussstopp für neue Verbraucher. Bisher war dies zumindest noch für kleine Verbraucher, einschließlich Wohnungsbauprojekten, möglich. Ähnliches erlebte vor rund zwei Jahren die Stadt Oranienburg nahe Berlin, wo zeitweise ebenfalls Netzengpässe auftraten.
Die Verantwortlichen prüfen nun den Bau einer neuen Hochspannungsstation nördlich von Utrecht. Sie soll das Stromnetz entlasten. Allerdings wird diese bei Umsetzung erst im Jahr 2031 fertiggestellt sein. Eine weitere Maßnahme ist die Erweiterung der bereits bestehenden Hochspannungsstation in Breukelen.
Gleichzeitig untersucht TenneT, ob das Stromnetz möglicherweise eine höhere Belastungsgrenze aufweist. Eine stärkere Auslastung des bestehenden Netzsystems erhöht allerdings das Risiko von Stromausfällen oder technischen Schäden.
Der Blick auf die Stromdaten des Portals „Energy Charts“ bestätigt den Strommangel des Nachbarlandes. In der Woche vom 11. bis zum 17. Mai schafften es die landeseigenen Kraftwerke nur gelegentlich, die Last – also den Strombedarf – vollständig zu decken.
Ein Extremfall ereignete sich am frühen Samstagmorgen: Die Niederlande verbrauchten rund 8,1 Gigawatt (GW), wovon die Kraftwerke aber nur rund 3 GW abdecken konnten. Auch Stromimporte von 2,3 GW zu dieser Zeit konnten das Manko nicht vollständig ausgleichen.
Die Stromproduktion der Niederlande reicht oftmals nicht, um den Bedarf (schwarze Lastkurve) abzudecken.
Zur Idee der Push-Benachrichtigungen auf Smartphones erklärte Hofland, dass Nutzer nur dann eine Meldung erhalten würden, wenn der Stromverbrauch zu hoch sei. Dazu sagte er: „Das kommt wirklich nur selten vor, nämlich an den wenigen sehr kalten Winterabenden, an denen der Stromverbrauch seinen Höhepunkt erreicht.“ An den aktuellen Stromdaten ist jedoch zu erkennen, dass der Stromverbrauch, gemessen an der Stromproduktion, auch im Mai häufig zu hoch ist.
Eine solche Push-Benachrichtigung könnte laut dem TenneT-Sprecher lauten: „Zwischen 17 und 19 Uhr erwarten wir einen Spitzenwert beim Stromverbrauch. Es wäre schön, wenn Sie Ihren Beitrag leisten und große Stromfresser wie Elektroautos, Wäschetrockner usw. ausschalten könnten.“
Hofland beschrieb zudem mögliche Szenarien eines Netzschadens: „Wenn ein unterirdisches Kabel ausfällt, dauert es lange, es zu finden“, sagte er. „Und wenn ein Transformator kaputtgeht, ist es fraglich, ob man einen Ersatz hat. Eine solche Reparatur kann leicht Tage, Wochen oder sogar Monate in Anspruch nehmen.“ Die konkreten Auswirkungen eines solchen Schadens auf die Stromversorgung sind derzeit unklar.
Die Erzeugungsengpässe begründen sich mit der Energiepolitik des Landes. In den vergangenen Jahren haben die Niederlande ihre Energiewende weiter vorangetrieben. Dabei entstanden zahlreiche neue Solar- und Windkraftanlagen. Deren wetterabhängige Stromerzeugung ist jedoch nur eingeschränkt auf den Strombedarf des Landes abgestimmt.
Hinzu kommt, dass Netzbetreiber und Politik neben dem Ausbau von Wind- und Solarenergie den Netzausbau nicht im gleichen Maße vorangetrieben haben. Dieses Problem zeigt sich auch in anderen Ländern, etwa in Deutschland. Vor diesem Hintergrund erwägen mehrere europäische Regierungen, einschließlich der Niederlande, zunehmend gesetzgeberische und regulatorische Interventionen, um den Netzausbau zu beschleunigen.
Auffällig in der Grafik der Stromdaten ist der Einbruch der Versorgung mit Kohlestrom am Freitagvormittag. Der Hintergrund dafür ist unklar. Langfristig planen die Niederlande bis 2030 aus der Kohleverstromung auszusteigen.
Die Niederlande und Deutschland sind als Nachbarn im europäischen Verbundnetz stark miteinander verbunden. Bei Stromengpässen in den Niederlanden haben deutsche Netzbetreiber nur eingeschränkten Handlungsspielraum, insbesondere wenn gleichzeitig auch im deutschen Netz die verfügbare Erzeugungsleistung knapp ist. Kommt es in den Niederlanden zu einem größeren Stromausfall, können aufgrund der engen Netzverflechtung auch Auswirkungen auf Teile Deutschlands nicht ausgeschlossen werden.
Der grenzüberschreitendeStromhandel zwischen Deutschland und den Niederlanden ist weitestgehend ausgeglichen.
Aufgrund eingeschränkter grenzüberschreitender Handelskapazitäten müssen Netzbetreiber häufig auf alternative Reserven zurückgreifen. Dazu zählen Stromflüsse aus anderen Regionen oder Nachbarländern wie Belgien und Norwegen. Möglich ist zudem das Hochfahren teurerer Reservekraftwerken.
Bereits im vergangenen Sommer kämpften die Niederlande mit Netzengpässen und einem Anschlussstau. Laut Zsuzsanna Pató, Leiterin des Energieteams bei der in Brüssel ansässigen Nichtregierungsorganisation RAP, sollten die europäischen Länder – einschließlich Deutschland – die Systemschwäche in den Niederlanden „definitiv“ als Warnung betrachten.
In Deutschland besteht häufig das Problem, dass im Norden viel Strom aus Windkraft erzeugt wird, während der höhere Verbrauch vor allem im Süden liegt. Aufgrund des verzögerten Netzausbaus kann dieser Windstrom jedoch nur eingeschränkt in den Süden transportiert werden.
Daher greifen die Netzbetreiber zunehmend auf sogenannten Redispatch-Maßnahmen zurück. Dabei werden Windkraftanlagen im Norden, die dort zeitweise zu viel Strom erzeugen, gedrosselt oder abgeschaltet, während im Süden Reservekraftwerke hochgefahren werden. Eine Nord-Süd-Trasse soll dieses Problem hierzulande langfristig lösen.
BASF will in Ludwigshafen einen Solarpark mit 130 Megawatt-Peak errichten. - Foto: helivideo/iStock
In Kürze:
BASF plant den Bau eines riesigen Solarparks in Ludwigshafen.
Der Netzbetreiber kann das Projekt aber nicht ans Netz anschließen.
Der Grund sind zu geringe Netzkapazitäten.
Die Bundesregierung kennt das Problem, hat aber noch keine Speicherstrategie entwickelt.
Die bisherigen Speicherprojekte sind marktwirtschaftlich entstanden.
Der Chemiekonzern BASF plant einen bis zu 120 Hektar großen Solarpark an seinem Hauptsitz im rheinland-pfälzischen Ludwigshafen. Damit will das Unternehmen grünen Strom aus der Region für die Region bereitstellen und zugleich die CO₂-Bilanz seiner Werke verbessern.
Der Solarpark soll eine installierte Leistung von bis zu 130 Megawatt (MW) erreichen. Damit könnte die Anlage laut Werksangaben rund 140.000 Megawattstunden (MWh) Strom pro Jahr erzeugen.
Um die Klimaziele zu erfüllen, arbeitet der Konzern an der Reduktion seiner Treibhausgasemissionen. Ein zentraler Schritt dabei ist die Umstellung von fossilen auf erneuerbare Energiequellen. Um den dadurch entstehenden Bedarf an grünem Strom zu decken, investiert die BASF in eigene Anlagen für erneuerbare Energien und schließt zudem Verträge mit externen Partnern ab, etwa für Beteiligungen an Offshore-Windparks.
Direkt am Standort der firmeneigenen Kläranlage in Ludwigshafen soll der Solarpark (schwarze Linien) entstehen.
Das Solarprojekt passt grundsätzlich zur Energiewende, in deren Rahmen der Ausbau erneuerbarer Energien in den vergangenen Jahren deutlich vorangeschritten ist. Allein im Jahr 2025 gingen bundesweit neue Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 17.100 MW in Betrieb.
Doch für die BASF gab es einen Rückschlag: Der Netzbetreiber, die Pfalzwerke Netze AG, erteilte dem Vorhaben eine Absage. Laut dem Energieunternehmen sei ein Anschluss dieser Größenordnung in den bestehenden Netzstrukturen „nicht realisierbar“. Dazu wäre zuvor ein „massiver Netzausbau“ nötig. Oder anders gesagt: Bei sonnigem Wetter würde der Solarpark so viel Strom in die umliegende Netzinfrastruktur abgeben, dass diese zusammenbrechen könnte.
Die Pfalzwerke könnten die Anlage lediglich an einen einzigen Netzanschlusspunkt anbinden – technisch jedoch nicht in dieser Größenordnung. Nach Angaben des Unternehmens müsste die erforderliche Netzanschlussleistung sogar rund 50 Prozent höher sein als die der nahe gelegenen Großstadt Kaiserslautern, die wiederum über mehrere Umspannwerke versorgt wird.
Auch würde die Stromproduktion der Anlage bei intensiver Sonneneinstrahlung den Bedarf der Region deutlich übersteigen. Der überschüssige Strom müsste laut Pfalzwerken über das Hoch- oder Höchstspannungsnetz abtransportiert werden. Dadurch erhöhe sich das Risiko für Netzstörungen und Versorgungsunterbrechungen, zumal bei hoher Sonneneinstrahlung auch in anderen Regionen Deutschlands zunehmend Stromüberschüsse ausgeglichen werden müssen.
Trotz dieser technischen Hürden will die BASF das Solarprojekt dennoch realisieren. In welcher Größe und mit welcher Verzögerung dies möglich sein wird, ist derzeit noch unklar.
BMWE: Netzausbau „zwingend erforderlich“
Auch das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) sprach bereits im vergangenen Herbst von fehlenden Netzkapazitäten. Den Netzausbau im Transport- und Verteilnetz bezeichnete die Behörde daher als eine „zwingend erforderliche“ Maßnahme der Energiewende. Erst dadurch werde die Netzintegration erneuerbarer Energiequellen möglich.
In den vergangenen Jahren kam es immer wieder zu Verzögerungen. Der Netzausbau verläuft nicht durchgängig planmäßig. Dennoch gehen die Institute, die den Monitoringbericht für das BMWE erstellt haben, von deutlichen Fortschritten bis zum Jahr 2030 aus.
Die Kosten des Netzentwicklungsplans der Übertragungsnetzbetreiber sind inzwischen auf rund 440 Milliarden Euro gestiegen – allein im Übertragungsnetz. Hinzu kommen weitere Kosten für die Verteilnetze. Hier belaufen sich die Kosten auf deutlich über 235 Milliarden Euro bis 2045.
Da bis zu 25 Prozent der Niederspannungs- und Mittelspannungsebene in den bisherigen Ausbauplänen nicht berücksichtigt sind, gelten weitere Kostensteigerungen als wahrscheinlich.
Insgesamt könnten die Kosten für den Netzausbau sogar deutlich über 1 Billion Euro steigen. So ermittelte im vergangenen Jahr eine Studie im Auftrag der Deutschen Industrie- und Handelskammer (DIHK) für diese Sparte 1,2 Billionen Euro bis 2049. Die gesamte Energiewende komme demnach auf bis zu 5,4 Billionen Euro.
Wie bereits erwähnt, erzeugen die zahlreichen Photovoltaikanlagen in Deutschland tagsüber schon deutlich mehr Strom, als direkt verbraucht werden kann. Diesen Überschuss müssen die Netzbetreiber entweder abführen oder abregeln. Dieses Überangebot führt zunehmend zu Minuspreisen an der Strombörse, was als Alarmsignal gilt.
Eine oft genannte Lösung und Forderung ist daher der schnellere Ausbau von Batterieparks, um die temporären Stromüberschüsse aufzunehmen. In den Abendstunden, in denen von deutschen Kraftwerken häufig zu wenig Strom kommt, könnten die Speichersysteme den überschüssigen Strom wieder ins Netz einspeisen. So könnten sie die Stromnetze harmonisieren und stabilisieren.
Allerdings unterliegen Batterieparks demselben Problem wie die von der BASF geplante Großsolaranlage. Aufgrund der fehlenden Netzkapazitäten können Energieunternehmen neue Speicherprojekte vielerorts nicht realisieren. Das führt zu einem erheblichen Anschlussstau mit langen Wartezeiten für die Antragsteller. Das Energieversorgungsunternehmen Westenergie spricht in diesem Zusammenhang teilweise von bis zu zehn Jahren.
Befürworter des schnelleren Batterieausbaus finden sich auch in der Branche der erneuerbaren Energien. So fordert der Bundesverband Solarwirtschaft ein verbindliches Ausbauziel von 100 Gigawattstunden (GWh) bis 2030. Aktuell beträgt die gesamte Speicherkapazität Deutschlands 28,1 GWh und die Speicherleistung liegt bei 18,4 Gigawatt (GW).
Der Bundesverband Solarwirtschaft fordert ein verbindliches Ausbauziel bis 2030.
Die Bundesregierung bremst den Ausbau der Stromspeicher zwar nicht, verfügt jedoch derzeit über keine klare Speicherstrategie. Im Gegensatz zu Photovoltaik und Windkraft erfährt die Speicherbranche keine staatliche Förderung. Batterieprojekte entwickeln sich daher eigenständig und marktwirtschaftlich. Ein Batteriepark kann sich je nach Rahmenbedingungen in wenigen Jahren finanziell amortisieren.
Braunkohletagebau in der Lausitz: Die Zukunft der Kohle steht erneut zur Debatte. - Foto: Matthias Kehrein/Epoch Times
In Kürze:
Braunkohle-Debatte kehrt zurück: Energieunsicherheit stellt den Kohleausstieg erneut infrage.
LEAG bringt Vorschläge: Sonderregeln beim CO₂-Handel und günstiger Industriestrom.
Experten warnen: Ausnahmen könnten die Klimapolitik schwächen.
Lausitz betroffen: Tausende Arbeitsplätze hängen weiter an der Kohle.
Die deutsche Energiewende galt lange als gesellschaftlicher Konsens. Mit dem Beschluss des Bundestages zum Kohleausstieg sollte der Weg in eine klimaneutrale Energieversorgung unumkehrbar werden. Spätestens 2038 soll die Kohleverstromung enden.
Doch während die Politik am Zeitplan festhalten will, wachsen im Hintergrund Zweifel – sowohl in Teilen der Industrie als auch in einigen Landesregierungen. Eine interne Präsentation des ostdeutschen Energiekonzerns LEAG, über die die „Wirtschaftswoche“ berichtet, deutet darauf hin, dass in der Lausitz über eine Zukunft der Braunkohle jenseits der bisherigen Ausstiegspläne nachgedacht wird. Damit stellt sich eine Frage, die lange als geklärt galt: Kommt es zum Ausstieg aus dem Kohleausstieg?
Vom Klimaargument zu „Sicherheitsenergien“
Auslöser der neuen Debatte ist eine veränderte geopolitische und energiepolitische Lage. Die Energiekrise infolge des russischen Angriffs auf die Ukraine hat Deutschland vor Augen geführt, wie verletzlich ein stark importabhängiges Energiesystem sein kann. Inzwischen wird die Diskussion durch weitere internationale Spannungen verstärkt. Konflikte im Nahen Osten und Unsicherheiten auf globalen Energiemärkten lassen die Frage der Versorgungssicherheit wieder stärker in den Vordergrund rücken. So äußerte sich die baden-württembergische Energieministerin Thekla Walker im März in einer Pressemitteilung dazu:
„Wenn wir weiter auf fossile Importe angewiesen sind, sind wir auch weiter einem unkalkulierbaren Preisroulette ausgesetzt.“
Anlass der Äußerung war damals ein gemeinsamer Brief der Energieministerinnen und Energieminister der Länder Baden-Württemberg, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz, Hamburg, Bremen, Niedersachsen und Schleswig-Holstein an Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche. In diesem Brief forderten sie vom Bund entschlossenes Handeln für bezahlbare und sichere Energie.
Während die Energiewende ursprünglich vor allem unter klimapolitischen Gesichtspunkten geführt wurde, gewinnt nun ein klassisches energiepolitisches Argument an Gewicht: Erneuerbare Energien als „Sicherheitsenergie“. So machte Bundesumweltminister Carsten Schneider im März deutlich:
„Erneuerbare Energien sind Sicherheitsenergien, die Deutschlands und Europas fatale Abhängigkeit von fossilen Energien schon stark verringert haben. “
Der Irankrieg, so Schneider weiter, sei eine „schmerzhafte Erinnerung“ daran, wie „verwundbar wir immer noch sind durch solche Schocks auf den Öl- und Gasmärkten“.
Braunkohle als strategischer Vorteil
In dieser Perspektive erscheint die Braunkohle manchen Akteuren wieder als strategischer Vorteil. Anders als Erdgas oder Steinkohle muss sie nicht importiert werden. Die gesamte Wertschöpfungskette – vom Tagebau über den Transport bis zur Stromproduktion – liegt innerhalb Deutschlands. Für Unternehmen wie die LEAG, die ihre Kraftwerke und Tagebaue in der Lausitz betreibt, ist dies ein zentraler Punkt der Argumentation. In der internen Präsentation wird laut „Wirtschaftswoche“ Braunkohle ausdrücklich als „Made in Germany“ bezeichnet und damit als Bestandteil einer energiepolitischen Sicherheitsstrategie dargestellt.
Ökonomisch sieht sich der Konzern allerdings unter Druck. Der entscheidende Faktor ist der europäische Emissionshandel. Stromerzeuger müssen für jede ausgestoßene Tonne Kohlendioxid Zertifikate erwerben, deren Gesamtmenge schrittweise reduziert wird. Dadurch steigen die Preise. Für besonders emissionsintensiven Technologien wie die Braunkohle wird die Stromproduktion zunehmend teurer. Nach Angaben der LEAG musste das Unternehmen im Jahr 2024 Zertifikate für etwa 36 Millionen Tonnen CO₂ kaufen. Bei durchschnittlichen Preisen von rund 65 Euro pro Zertifikat summieren sich die Kosten auf mehr als 2 Milliarden Euro.
Forderung nach Sonderrolle für nationale Energiequellen
Die Präsentation, die nach außen nicht für die Öffentlichkeit bestimmt war, enthält deshalb weitreichende Vorschläge. Eine zentrale Idee besteht darin, die Braunkohleverstromung von der Pflicht zum Erwerb von CO₂-Zertifikaten auszunehmen. In der Logik des Papiers würde die Kohle damit als nationale Energiequelle eine Sonderrolle erhalten. Ergänzend wird vorgeschlagen, den Preis für Emissionszertifikate zeitweise durch europäische Verwaltungsmaßnahmen zu senken. Außerdem könnten einzelne Kraftwerke in einen Status der Sicherheitsbereitschaft überführt werden. In einem solchen Modell würden sie nur bei Bedarf Strom produzieren, während der Tagebau weiterhin betrieben würde.
Als Gegenleistung stellt der Konzern einen staatlich unterstützten Industriestrom in Aussicht. Dieser könnte etwa zum halben Marktpreis angeboten werden, sofern der Staat die CO₂-Kosten übernimmt. Die LEAG verweist darauf, dass in Europa ohnehin über Modelle eines günstigen Industriestroms diskutiert wird, um energieintensive Unternehmen zu entlasten und Abwanderung zu verhindern.
Das Primat des Marktes wird infrage gestellt
Politisch wären solche Maßnahmen höchst umstritten. Der europäische Emissionshandel gilt als zentrales Instrument der Klimapolitik. Sein Grundprinzip besteht darin, CO₂-Emissionen einen Preis zu geben, der mit der Zeit steigt und damit klimafreundliche Technologien wirtschaftlich attraktiver macht. Eine Ausnahme für die emissionsintensivste Form der Stromproduktion würde dieses System grundsätzlich infrage stellen.
Diese ordnungspolitische Sorge wird durch das aktuelle Gutachten des Expertenrats für Klimafragen (ERK) zum „Klimaschutzprogramm 2026“ massiv gestützt. Die Experten warnen eindringlich vor einer Erosion marktwirtschaftlicher Prinzipien: Ein „besonderes Problem“ stellt laut Gutachten die „mangelnde Berücksichtigung der möglicherweise kompensierenden Wirkungen der Emissionshandelssysteme EU-ETS 1 und BEHG/EU-ETS 2“ dar.
Der Rat rügt, dass die Bundesregierung zunehmend auf dirigistische Einzelmaßnahmen setzt, statt auf die Kraft des Preissignals zu vertrauen. In der Stellungnahme heißt es kritisch, dass „ökonomische Erwägungen und effiziente Anreizstrukturen bei der Maßnahmengestaltung weiterhin keine prioritäre Rolle zu spielen“ scheinen. Wenn die Politik durch Sonderregelungen fossile Energieträger im Markt hält, deren Vermeidungskosten „weit oberhalb der relevanten CO₂-Preise liegen dürften“, konterkariert sie die Logik des Emissionshandels. Der Expertenrat mahnt daher eine Rückkehr zur ökonomischen Vernunft an und empfiehlt, „innovative, anreizorientierte Maßnahmen stärker in den Blick zu nehmen“, um den Klimaschutz nicht zum haushaltspolitischen Fass ohne Boden werden zu lassen.
Tausende Arbeitsplätze hängen an der Braunkohle
Gleichzeitig lässt sich die politische Brisanz der Debatte nicht allein aus klimapolitischer Perspektive erklären. In der Lausitz hängen noch immer Tausende Arbeitsplätze direkt oder indirekt an der Kohleindustrie. Die LEAG beschäftigt derzeit rund 6.300 Menschen. Zwar sind nicht alle Beschäftigten im Kohlebereich tätig, dieser bleibt jedoch ein zentraler Unternehmenszweig. Für eine strukturschwache Region wäre ein schneller wirtschaftlicher Einbruch kaum zu verkraften. Bund und Länder versuchen deshalb seit Jahren, den Wandel mit milliardenschweren Förderprogrammen zu begleiten. Allein der Bund stellt mehr als 10 Milliarden Euro für Strukturprojekte in der Region bereit.
Die Leag selbst hatte noch vor wenigen Jahren eine andere Strategie verfolgt. Unter dem früheren Vorstandschef Thorsten Kramer kündigte das Unternehmen den Bau einer sogenannten Gigawatt Factory an. Bis 2030 sollten große Kapazitäten an Wind- und Solarenergie entstehen, ergänzt durch Speicher und neue Kraftwerke. Die Lausitz sollte zu einer Modellregion der Energiewende werden. Der Konzern stellte Investitionen in Milliardenhöhe in Aussicht und präsentierte eine Zukunftsvision, in der erneuerbare Energien das bisherige Kohlegeschäft Schritt für Schritt ersetzen sollten.
Konzern könnte Spielraum ausloten
Nach dem Führungswechsel im Jahr 2024 scheint sich die strategische Gewichtung im Unternehmen verschoben zu haben. Der neue Vorstandschef Adolf Roesch setzt offenbar stärker auf eine pragmatische Anpassung an die energiepolitischen Realitäten. Während der Ausbau erneuerbarer Energien weiterhin Teil der Unternehmensstrategie bleibt, wird die Rolle der Braunkohle wieder offensiver diskutiert.
Die offizielle Linie des Unternehmens bleibt allerdings vorsichtig. Die Leag verweist in der Präsentation darauf, dass der gesetzlich beschlossene Kohleausstieg weiterhin gilt und es keine anderslautenden politischen Beschlüsse gibt. Gleichzeitig betont der Konzern die Bedeutung eines kontinuierlichen Austauschs mit den Landesregierungen in Brandenburg und Sachsen. In beiden Bundesländern betreibt die Leag ihre Tagebaue und Kraftwerke.
Auch die Frage möglicher Stromimporte spielt in der Debatte eine Rolle. Deutschland hat in den vergangenen Jahren seine Kraftwerkskapazitäten reduziert und gleichzeitig den Anteil erneuerbarer Energien erhöht. Kritiker warnen deshalb, dass das Land künftig stärker auf Strom aus dem Ausland angewiesen sein könnte. In der Präsentation wird dieses Szenario ausdrücklich erwähnt. Sollte Deutschland nicht genügend Strom erhalten, könnte die Versorgungssicherheit gefährdet sein.
Kaum Bewegung auf politischer Bühne
Ob diese Argumente politisch durchdringen, ist jedoch offen. Die Bundesregierung hält weiterhin an den Klimazielen fest, und auch auf europäischer Ebene wird der Emissionshandel als zentrales Instrument verteidigt.
Die Braunkohle, lange Zeit Symbol einer vergangenen Industrieepoche, bleibt trotzdem ein politischer Faktor. Ob sie tatsächlich eine zweite Karriere im deutschen Energiesystem erlebt, ist ungewiss. Doch die Tatsache, dass darüber wieder diskutiert wird, zeigt, wie sehr sich die energiepolitischen Rahmenbedingungen verändert haben.
