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Windkraft in Deutschland: Viel geplant, aber wirtschaftlich nicht immer tragfähig

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

In Kürze:

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

Förderung als Teil der Finanzplanung

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

Warum Geld teurer geworden ist

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

Offshore-Wind als Warnsignal

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

Zölle und Lieferketten

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

Das Netz wird zum Standortfaktor

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

In Kürze:

  • Die internationale Schifffahrt fährt noch weitestgehend mit Schweröl.
  • Alternative Antriebskonzepte wie E-Antriebe, Dual-Fuel-Motoren und die Windkraft sollen künftig zur Dekarbonisierung beitragen.
  • Vor allem die größten Schiffe lassen sich mit vorhandener Technik kaum dekarbonisieren.
  • Ein mittelgroßes Segel-Frachtschiff erreicht hingegen eine fast 90-prozentige CO₂-Reduktion.
  • In Zukunft soll zudem eine neue Handelsroute durch die Arktis erschlossen werden.
 
Industriegüter, gewerbliche Waren oder Flüssigprodukte wie Chemikalien und Energieträger: Einen Großteil davon transportieren Fracht- oder Tankschiffe täglich über die Weltmeere. Diese riesigen maritimen Transportfahrzeuge sind ein wichtiges Werkzeug, um die Weltwirtschaft und letztlich auch unsere Zivilisation am Laufen zu halten.
Aktuell fahren praktisch alle dieser Ozeanriesen mit Schweröl oder Diesel. Die Schifffahrt ist daher für rund 2 bis 3 Prozent der weltweiten menschengemachten Treibhausgasemissionen verantwortlich. Das soll sich ändern: Die Internationale Seeschifffahrtsorganisation (IMO) strebt bis 2050 die Klimaneutralität an.

Das große Containerschiff CMA CGM MEXICO durchquert am 14. November 2019 den Suezkanal in Ägypten. Vor allem große Schiffe werden bis heute von Schweröl angetrieben und erzeugen entsprechende Abgase.

Foto: vale_t/iStock

Haben E-Schiffe Zukunftspotenzial?

Um dieses Ziel der Dekarbonisierung zu erreichen, haben Ingenieure in den vergangenen Jahren mehrere alternative Antriebskonzepte für Schiffe entwickelt. Eines davon ist die Elektrifizierung. Nach demselben Prinzip gibt es bereits E-Autos, E-Roller, kleine E-Flugzeuge. Große, vollelektrische Schiffe sucht man auf den Weltmeeren vergeblich. Auch mittelgroße elektrische Kreuzfahrtschiffe existieren bislang nur als Entwurf.
Dazu teilte der Deutsche Bundestag im Januar 2026 in einem Bericht mit:
„Die Schifffahrt gehört – ähnlich wie die Luftfahrt – zu den Sektoren, die sich am schwersten dekarbonisieren lassen. Aufgrund der langen Transportwege und der notwendigen Energiedichte bieten sich hybride oder batterieelektrische Lösungen in den meisten Fällen nicht an.“
Manche Fachleute, wie der Industrie-Influencer Konrad Wolfenstein, sehen dennoch eine Zukunft in der batteriebetriebenen Schifffahrt. Entscheidend seien laut Wolfenstein die immer günstiger werdenden Batterien, wodurch sich diese Antriebsart zunehmend etabliert. „Was gestern physikalische Einschränkung war, ist morgen eine überwundene Hürde. Das lehrt die Geschichte der Lithium-Ionen-Batterie, und es lehrt auch der gerade anlaufende Wandel in der Schifffahrt“, sagte er.
Derzeit beschränkt sich dies vor allem auf kleine Schiffe wie die „Yara Birkeland“. Sie ist das weltweit erste vollelektrische und autonome Containerschiff ohne direkte Emissionen. Für ganz große Schiffe und weltumspannende Seerouten ist dies allerdings aufgrund der zu geringen Energiedichte der Batterien aktuell nicht realisierbar.
Als Hybrid existiert etwa das Frachtschiff „MV Yampu“. Es besitzt ein Batteriesystem mit einer Kapazität von 6.758 Kilowattstunden. Aufgeladen werden sie am Hafen. Den Schiffsdiesel als Haupttreibstoff kann das Batteriesystem aber nicht vollständig ersetzen. In den technischen Daten ist angegeben, dass die MV Yampu rund 40 Prozent ihrer Fahrtzeit batteriebetrieben vorankommen kann. Das soll die direkten CO₂-Emissionen um 40 Prozent senken.
Nicht in der Emissionsrechnung enthalten ist die indirekte CO₂-Bilanz des Ladestroms. Im Vergleich zum Vorgängermodell spart die MV Yampu bei gleicher Fahrleistung mehr als 500.000 Liter Diesel pro Jahr.
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Kann Ammoniak fossile Brennstoffe von den Ozeanen verbannen?

Ein großer Hoffnungsträger, um fossile Brennstoffe in der Schifffahrt tatsächlich zu ersetzen, ist Ammoniak. Der südkoreanische Konzern HD Hyundai Heavy Industries (HHI) hat dazu im Frühling dieses Jahres zwei mittelgroße Gastanker eingeweiht und betriebsbereit gemacht. Sie tragen die Namen „Antwerpen“ und „Arlon“. Weitere Schiffe wurden bereits bestellt.
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Die Namensgebungszeremonie von HD Hyundai Heavy Industries am 9. April 2026 für zwei mittelgroße Gastanker, die mit Ammoniak-Dual-Fuel-Motoren ausgestattet sind.

Foto: HD Hyundai Heavy Industries

Sie sind mit Dual-Fuel-Motoren ausgestattet, die dauerhaft mit CO₂-freiem Ammoniak fahren könnten. Falls kein Ammoniak verfügbar ist, können sie auch mit konventionellem Kraftstoff betrieben werden. HHI zeigt sich in diesem Punkt aber optimistisch: Der Konzern schätzt, dass es in den kommenden Jahren mehr Ammoniak auf dem Weltmarkt geben wird als heute.
Grüner Ammoniak ist dafür noch deutlich teurer als herkömmlicher Schiffstreibstoff. Er kostet zwei- bis dreimal mehr als Schweröl. Zudem birgt Ammoniak gewisse Gefahren mit sich. Ammoniak ist giftig, ätzend und unbekannt für Seeleute, die an Schweröl gewöhnt sind. Das Schiffs- und Hafenpersonal, das damit hantiert, benötigt entsprechende Kenntnisse für eine sichere Handhabung.
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Der Luftfahrtkonzern Airbus hat ebenfalls Dual-Fuel-Motoren in einem Schiff erprobt, um die Schiffsemissionen zu reduzieren. Anstatt Ammoniak verbrennen diese grünes Methanol. Daneben läuft der Motor auch mit konventionellem Schiffsdiesel. Trotz der üblichen Bezeichnung können manche Dual-Fuel-Motoren auch mehr als zwei Kraftstoffe verwerten, was die Flexibilität der Reedereien weiter erhöht.
Laut Airbus haben sich durch den Einsatz von Grünem Methanol die CO₂-Emissionen des Schiffs halbiert. Allerdings verfügt das Schiff über eine weitere Antriebshilfe in Form großer Säulen – und einem Aerodynamikeffekt.

Visualisierung des neuen Schiffes, das von Airbus gechartert und von Louis Dreyfus Armateurs betrieben wird.

Foto: Airbus SAS und weitere Unternehmen und Geschäftsbereiche 2017 – Alle Rechte vorbehalten

Windkraft nur als Ergänzung

Neben fossilen oder grünen Treibstoffen machen sich Schiffe – damals wie heute – die Windkraft zunutze. Heutzutage müssen es aber nicht immer die bekannten Stoffsegel sein. Die Ingenieure setzen vielmehr auf moderne Lösungen wie Rotor- oder Flügelsegel, Zugdrachen sowie computerbasierte Steuerungssysteme.
Unter den Windantrieben kommt momentan der sogenannte Flettner-Rotor am häufigsten zum Einsatz. Von außen erscheint er wie eine glatte, hohe Säule. Sobald sie ausreichender Windströmung ausgesetzt ist, wird sie in Drehung versetzt und rotiert mit mehreren Hundert Umdrehungen pro Minute. Anders als beim Windrad generiert sie aber keinen Strom. Die Drehbewegung erzeugt stattdessen durch den sogenannten Magnus-Effekt einen Unterdruck und eine Kraft quer zur Anströmung. Diese zieht das Schiff nach vorn.
Manche Schiffe besitzen zwei, vier oder noch mehr Flettner-Rotoren. Das genannte Schiff von Airbus besitzt sechs. Neu ist diese Erfindung nicht. Sie stammt von dessen Erfinder und Namensgeber Anton Flettner. Er entwickelte den Säulenrotor in den 1920er Jahren.
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Windkraft und Solarenergie vom Container

Bei einem weiteren Konzept erzeugen Windgeneratoren in ausgedienten und teilweise offenen Containern Strom. Unterstützend befinden sich Solarmodule auf dem Containerdach, die weitere Kilowattstunden generieren sollen.
Im Rahmen der laufenden Erprobung erreichte ein Containerschiff mit zwei solchen Windkraft-Solar-Containern, die sich auf gewöhnlichen Warencontainern befanden, am 24. August 2026 Island. Der dabei erzeugte Strom fließt ins Bordnetz und entlastet die Generatoren. Das dahinterstehende europäische Forschungsprojekt WHISPER erhofft sich mit diesem Konzept eine Kraftstoffeinsparung von gut 15 Prozent. Ob das gelingt, bleibt abzuwarten.
Aufsehenerregend war auch die im Jahr 2017 errichtete „Pyxis Ocean“. Dieser Frachter hatte zwei sogenannte WindWings – zu Deutsch: Windflügel. Diese großen, senkrecht in den Himmel ragenden Flügelsegel stellen sich durch Windsensoren automatisch richtig in den Wind und schieben das Schiff bei passenden Windbedingungen in Fahrtrichtung. Der Einsatz dieser 37,5 Meter hohen Segel brachte eine jährliche durchschnittliche Treibstoff- und CO₂-Einsparung von rund 14 Prozent.

Fast 90 Prozent CO₂-Reduktion

Das momentan größte Segelfrachtschiff ist die französische „Neoliner Origin“. Mit einer Länge von 136 Metern besitzt er zwei Masten mit Segeln. Das Schiff kann dabei bis zu 5.000 Tonnen Fracht transportieren. Für ein Segelschiff ist der Neoliner beachtlich groß, in der Kategorie der Frachtschiffe ist er allerdings noch klein. Die ganz großen Kaliber erstrecken sich über eine Länge von rund 400 Metern und können mehrere Hunderttausend Tonnen zuladen.
Ähnliche konventionelle Schiffe verbrauchen 13 bis 15 Tonnen Kraftstoff pro Betriebstag, Neoliner Origin hingegen nur rund 1,5 Tonnen. Das bedeutet eine CO₂-Ersparnis von bis zu 90 Prozent.
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Die Neoliner Origin, das erste segelbetriebene Frachtschiff der neuen Generation, liegt am 6. Oktober 2025 im Hafen von Marseille vor Anker. Dieses transatlantische Schiff kann die Treibhausgasemissionen massiv reduzieren.

Foto: Miguel Medina/AFP via Getty Images

Doch egal welches Windsystem zum Einsatz kommt: Noch kann keines den fossilen Motor vollständig ersetzen, sondern nur entlasten, zumindest wenn die Reedereien ihre straffen Zeitpläne einhalten wollen.
Zwar kann das Segelschiff mehr als genug Windenergie für den Vortrieb ernten, aber nur, wenn auch der Wind weht. Um bei Flaute möglicherweise nicht stunden- oder tagelang vor sich hinzutreiben, muss ein flexibler, meist fossiler Motor einspringen.

Neue Eis-Route für die Schifffahrt

Die Zukunft der Schifffahrt ist jedoch nicht nur durch CO₂-neutralere Antriebsarten gekennzeichnet. Ein wichtiger Aspekt sind auch neue Handelsrouten. Die See- und Handelsrouten haben sich bereits über den gesamten Globus ausgedehnt und verbinden alle Kontinente miteinander.
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Wichtige Abkürzungen sind etwa der Panamakanal in Zentralamerika und der Suezkanal in Ägypten. Fährt ein Schiff von New York nach San Francisco, spart es sich mit dem Panamakanal rund 15.000 km und rund drei Wochen Reisezeit. Bei der Route von Jeddah in Saudi-Arabien zur griechischen Gemeinde Piraeus ist die Ersparnis bei Durchfahrt durch den Suezkanal noch gravierender: statt 11.207 km müssen die Kapitäne nur 1.316 km fahren.
Der Suezkanal ist damit für die asiatisch-europäische Handelsverbindung von zentraler Bedeutung. Diese nutzt unter anderem Südkorea, um Waren nach Europa zu verschiffen. Internationale Konflikte um das Rote Meer herum zeigen jedoch, wie anfällig diese Meerengen sind.
Eine noch nicht etablierte Route erprobt momentan Südkorea: die Nordost-Passage im arktischen Meer entlang der nordrussischen Küste. China hat hier bereits einen Fahrplan mit mindestens acht Fahrten pro Jahr errichtet. Südkoreas Probefahrt soll seinerseits zeigen, wie sicher ein Schiff durch das Eis kommt und ob diese Route überhaupt wirtschaftlich ist.
Das Schiff mit dem Namen „Panstar Acro“ startete am 22. August 2026 in der südkoreanischen Hafenstadt Busan. Es erreicht Rotterdam nach einem Zwischenstopp in Polen Mitte September und startete am 19. September seine Rückfahrt. Die Distanz über die Nordroute beträgt laut Südkoreas Regierung rund 13.000 Kilometer. Das ist rund 35 Prozent kürzer als die übliche südliche, rund 20.000 km lange Verbindung durch den Suezkanal, entlang der maritimen Seidenstraße.
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Was bei der Durchfahrt zu beachten ist

Bis 2030 will Südkorea eine reguläre Verbindung zwischen Südkorea und Europa installieren. Hierfür sammelt die „Panstar Acro“ wichtige Daten wie Fahrtdauer, Entfernungen, Energiebedarf und Betriebskosten. Obwohl die Route über das Arktismeer kürzer ist, können die Eismassen neue Herausforderungen darstellen. Entscheidend ist, welche Schiffe wie gut durch das Eis kommen, ob Spezialausrüstung, begleitende Eisbrecher eine Zusatzversicherung oder für diese Bedingungen ausgebildetes Personal nötig ist.
Fragwürdig ist besonders der Umweltaspekt. Ein erhöhter Schiffsverkehr im arktischen Meer mit konventionellen Treibstoffen kann die Rußablagerung auf den Eisflächen erhöhen. Das senkt die Albedo (Rückstrahlvermögen) und fördert das Schmelzen des Eises. Ebenso können Schiffe die Lebensräume der arktischen Tierwelt stören.
Zudem bestehen Einschränkungen hinsichtlich der erlaubten Kraftstoffe in nordischen Gewässern. Auch das Verbot zur Beförderung von Schweröl ist geplant. Somit wäre eine Durchfahrt mittelfristig ohnehin nur mit alternativen Treibstoffen oder Antrieben wie oben genannt möglich. Vor allem große Reedereien meiden diese Route.

Steigender Arktis-Verkehr?

Dass die Nordroutenverbindung an Bedeutung gewinnt, liegt maßgeblich an den Möglichkeiten durch wärmer werdendes Klima und zurückgehenden Eisflächen. Im Sommer können normale Schiffe sie benutzen. In den Wintermonaten sind allerdings Eisbrecher nötig, um sich einen Weg durch das Eis zu bahnen.
Dadurch sind die Verkehrszahlen im Arktischen Ozean zwar zuletzt deutlich gestiegen, spielen im weltweiten Warenverkehr aber eine untergeordnete Rolle. Nach Daten des Centre for High North Logistics gab es im vergangenen Jahr insgesamt 103 Schiffsfahrten über die Northern Sea Route. 2024 waren es noch 97 und 2022 nur 43. Zum Vergleich, den Suezkanal passierten 2023, vor den Konflikten im Nahen Osten, ebenfalls rund 40 Schiffe – allerdings pro Tag.
Zudem sind die Schiffe, die die Nord-Ost-Passage befahren, klein – und oft wenig beladen. Eines davon ist die „Panstar Acro“. Sie kann normalerweise rund 2.400 TEU (20-Fuß-Standardcontainer) transportieren. Für die Arktisroute hatte sie jedoch nur rund 800 TEU geladen, ein Teil davon leer. Große Containerschiffe können hingegen bis zu 24.000 TEU laden und sind regelmäßig stark ausgelastet.
Trotz dünnem Eis kann es auf der Arktisroute aber dennoch passieren, dass sich ein Schiff festfährt. Das Risiko einer längeren Verzögerung fährt somit oftmals mit, was massive Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit haben kann.
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Größter deutscher Windpark auf See in Betrieb genommen

Der Windpark He Dreiht besteht aus 64 Windenergieanlagen. (Archivbild) - Foto: Lars Penning/dpa
Die Inbetriebnahme des bislang größten deutschen Windparks auf See hat der Energieversorger EnBW in Hamburg gefeiert. Der Nordsee-Windpark He Dreiht, der rund 110 Kilometer von Helgoland entfernt steht, ist schon länger im Teilbetrieb. Mehr als zwei Drittel der Turbinen haben EnBW zufolge bislang Strom eingespeist. Das Unternehmen aus Karlsruhe erwartet, dass die volle Kapazität des Windparks erstmals im Oktober erreicht wird.

64 Vestas-Anlagen mit fast einem Gigawatt

He Dreiht besteht aus 64 Windkraftanlagen des dänischen Herstellers Vestas und weist eine Leistung von annähernd einem Gigawatt (960 Megawatt) auf. Die Gesamtleistung der Windräder in der deutschen Nord- und Ostsee lag zum Ende des ersten Halbjahres – teils inklusive He Dreiht – bei rund 10,8 Gigawatt, wie der Bundesverband Windenergie Offshore aus Berlin mitteilte.
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Mehr Unabhängigkeit von fossiler Energie

Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) sagte, He Dreiht mache Deutschland unabhängiger von fossiler Energie. „In der Entwicklung der Offshore-Windenergie liegt enormes wirtschaftliches Potential für die Küstenregionen, aber auch für den Wirtschaftsstandort Deutschland insgesamt.“
Der Geschäftsführer des Bundesverbands Windenergie Offshore, Stefan Thimm, sprach von einem großen Sprung für die Offshore-Windenergie in Deutschland.

Investition von rund 2,4 Milliarden Euro

Nach Angaben von EnBW sind rund 2,4 Milliarden Euro in das Projekt investiert worden. Der Energieversorger hat mit mehreren anderen Unternehmen Stromlieferverträge abgeschlossen.  (dpa/red)
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Deutschlands Strompreise steuern auf neuen Rekord zu

Besonders Solarstrom treibt den Börsenstrompreis regelmäßig in den Keller. - Foto: Lightstar59/iStock

In Kürze:

  • Bis Ende Mai waren die diesjährigen Strompreise an der Börse schon 242 Stunden im Minusbereich.
  • Laut Hochrechnung auf Basis der Entwicklung der vergangenen Jahre könnte daraus ein neuer Jahresrekord werden.
  • Minuspreise entstehen, wenn Kraftwerke – besonders Solar – mehr Strom ins Netz einspeisen, als verbraucht werden kann.
  • Mit jeder Stunde entsteht für die Bürger dadurch eine finanzielle Zusatzbelastung.
 
In diesem Jahr kann Deutschland einen neuen Rekord an Stunden mit negativen Börsenstrompreisen aufstellen. Laut Energieversorger 1KOMMA5° kostete Strom für den deutschen Markt an der europäischen Stromhandelsplattform EPEX Spot von Januar bis einschließlich Ende Mai an 242 Stunden weniger als null Cent pro Kilowattstunde.
Im gesamten vergangenen Jahr waren es 573 Stunden. Im vergangenen Jahr summierten sich die Negativpreisstunden von Januar bis Ende Mai auf 248 Stunden. Nach Hochrechnungen auf Basis der Vorjahreswerte ist in diesem Jahr mit 350 bis 700 Stunden mit Preisen unter Null zu rechnen. Allerdings kann sich diese Prognose noch nach oben oder unten verändern.

In den vergangenen Jahren hat sich die Anzahl der Stunden mit negativen Börsenstrompreisen erheblich erhöht. Aus dem Trend ergeben sich für das laufende Jahr Prognosen von 350 Stunden (auf Grundlage der Mai-Werte) bis knapp über 700 Stunden (aufgrund der Werte Januar bis Ende Mai). Stunden mit Preisen gleich Null sind in der Auswertung nicht berücksichtigt.

Foto: ts/Epoch Times, Daten: Bundesnetzagentur/SMARD

Stunden mit Preisen gleich Null sind in dieser Auswertung nicht berücksichtigt. Hier waren es im Vorjahr 81, im laufenden Jahr sind aktuell rund 100 Stunden zu erwarten.

Wie entstehen Minuspreise?

Minuspreise treten immer dann auf, wenn zu viel Strom auf dem Strommarkt zur Verfügung steht, also die Stromerzeugung höher ist als der Verbrauch. Das geschieht vor allem aufgrund der wetterabhängigen Photovoltaikanlagen und noch zu geringen Batteriekapazitäten.
Von den in der Bundesrepublik installierten 124,6 Gigawatt (GW) Solaranlagen sind rund 50 GW nicht steuerbar, darunter viele kleinere Anlagen. Mit fortschreitendem Zubau steigt auch die Anzahl der nicht steuerbaren Anlagen weiter. Das bedeutet, bei viel Sonnenschein speisen diese Anlagen zunehmend Strom in die Netze, unabhängig davon, ob dieser benötigt wird oder nicht.
Die anderen Regelkraftwerke dürfen in diesen Hochlaststunden jedoch nicht komplett heruntergefahren werden, da sie zur Stabilisierung der Netzfrequenz benötigt werden und meist in den Abendstunden wieder Strom liefern müssen.
Gleichzeitig beträgt der Verbrauch, besonders an Wochenend- und Feiertagen, oftmals nur rund 50 GW. So kommt es immer wieder zu deutlichen Überschüssen im Netz. Am Samstag, 20. Juni, betrug dieser zeitweise 20 GW.
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Warnsignal im System

Bereits im vergangenen Jahr ordnete Wolfgang Gründinger, Sprecher beim Solarenergieunternehmen Enpal, die immer häufiger auftretenden Minusstrompreise ein. Demnach sei diese Marktreaktion ein „Ausdruck einer wachsenden Diskrepanz zwischen Erzeugung und Nachfrage sowie eines unzureichend flexiblen und digitalisierten Energiesystems“.
Einfacher ausgedrückt: Die Differenz zwischen Stromerzeugung und -nachfrage wächst. Gleichzeitig besteht weiterhin ein Mangel an Speichermöglichkeiten, um Stromspitzen abzuflachen. Ferner haben viel zu wenig Haushalte mit kleineren Solaranlagen einen Smart Meter, wodurch die Netzbetreiber bei Bedarf deren Netzeinspeisung steuern könnten.
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Machen Minuspreise den Strompreis günstiger?

Laut 1KOMMA5° lag der durchschnittliche Negativpreis im aktuellen Jahr bis Ende Mai bei –28,65 Euro pro Megawattstunde. Das entspricht etwa –2,87 Cent pro Kilowattstunde vor Steuern und Abgaben. In Spitzenzeiten mussten Stromerzeuger bis über 500 Euro pro Megawattstunde zahlen.
Günstiger wird es dadurch allerdings nur für Stromkunden mit einem dynamischen Stromtarif. In Stunden mit Minuspreisen an der Strombörse können auch sie deutlich günstiger Strom beziehen, wenn auch aufgrund von Steuern, Abgaben und Netzentgelten im Regelfall nicht zu Preisen unter Null.
Wer in dieser Zeit sein E-Auto lädt, kocht oder die Waschmaschine laufen lässt, kann Geld sparen, hat aber oft einen insgesamt höheren Stromverbrauch. Hinzu kommt, dass nur wenige Verbraucher einen solchen Tarif haben und die entsprechende Nutzung zeitliche Flexibilität erfordert.
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Zudem müssen diese Flex-Kunden, etwa bei Strommangel in den Abendstunden, wenn der Börsenstrompreis wieder steigt, entsprechend höhere Preise bezahlen. Stromkunden mit einem konstanten Arbeitspreis merken zunächst nichts von den Marktschwankungen.
Durch die niedrigen Preise entstehen allerdings auch für sie Kosten. Minuspreise sind ein Aufruf, besonders an Stromgroßkunden aus der Industrie, überschüssigen Strom abzunehmen, um das Netz stabil zu halten. Dafür erhalten sie eine Gutschrift vom Energieerzeuger, der sie wiederum zu gewissen Teilen vom Staat erstattet bekommt. Dazu kommen die staatlichen Ausgaben für die gesetzlich garantierten Vergütungen für Betreiber der Erneuerbaren-Energien-Anlagen aus dem EEG-Konto (Erneuerbare-Energien-Gesetz) sowie Kosten für Redispatch-Maßnahmen und Abschaltungen.
An manchen Extremtagen wie dem sonnenreichen 1. Mai 2026 kamen so Kosten von rund 150 Millionen Euro zusammen, die letztlich die Steuerzahler tragen müssen. Auch an den diesjährigen beiden Pfingstfeiertagen lagen die Kosten bei insgesamt 110 Millionen Euro.
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Bundesregierung fehlt Lagebild zu chinesischen Bauteilen

Windrad-Bau. (Archivbild) - Foto: via dts Nachrichtenagentur
Der Bundesregierung fehlt ein umfassendes Lagebild, welche chinesischen Komponenten wo in der kritischen Infrastruktur in Deutschland verbaut sind. Das geht aus einer Kleinen Anfrage der Grünen-Bundestagsfraktion hervor, über welche die FAZ berichtet.

Energieanlagen zunehmend im Fokus

Die Regierung sieht zwar die Gefahren, die von chinesischer Technik in Autos, Windrädern und Hafenkränen ausgehen können. Nach eigener Aussage bewertet sie die Cybersicherheit vernetzter Energieanlagen als immer wichtiger werdendes Thema für die Elektrizitätsversorgung in Deutschland und Europa.
Laut Bundesinnenministerium sei man aber immer noch dabei, technische und regulatorische Gegenmaßnahmen zu prüfen.
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Der Grünen-Politiker Anton Hofreiter, Vorsitzender des Europaausschusses des Bundestags, sagte der FAZ, die Antwort der Bundesregierung bestätige seine schlimmsten Vermutungen zu den Sicherheitsrisiken chinesischer Technologien im Bereich der kritischen Infrastruktur.
Es bestätige sich die Sorge, dass Chinas Einfluss auf die kritische Infrastruktur in Deutschland ein hohes Sicherheitsrisiko darstelle. Dass Deutschland keine umfassende Übersicht über verbaute chinesische Komponenten habe, sei hochriskant. „Es ist höchste Zeit, hier konkrete Maßnahmen umzusetzen.“ (dts/red)
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Windkraft: Leibniz-Institut vermutet Kannibalisierung durch Solar

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.
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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.
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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.
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Abschaltvorgaben und Energieerhaltungssatz

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.
(Mit Material von AFP)
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Windkraft: Stagnierender Ertrag seit 2020 trotz Zubau

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).
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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.

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

Überraschung bei der Windkraft

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.

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

 
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.
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Große Erzeugungslücke auch bei Solar

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.

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.
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Eine Frage von Standort und Wetter

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.
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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.
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„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.
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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.
Windkraft

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.

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

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.
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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.