Beim Zubau von Wind und Solar liegt Deutschland tatsächlich gut im Rennen, und Erzeugungskapazität ist der einfachere Teil. Der schwierige Teil ist die zeitliche Lücke: Strom muss auch dann da sein, wenn wenig Wind und keine Sonne zusammenkommen. Modellrechnungen zeigen, dass die Kosten in den letzten Prozent Richtung 100 Prozent überproportional steigen, weil seltene, langanhaltende Dunkelflauten gesicherte Backup-Leistung oder eine starke Überbauung der Erzeugung mit Langzeitspeichern erfordern. Nötig sind deshalb zusätzlich Langzeitspeicher (Wasserstoffbedarf fürs Stromsystem bis zu rund 80 TWh), gesicherte Backup-Leistung (die Kraftwerksstrategie schreibt zunächst 12 GW wasserstofffähige Kraftwerke aus), ein großer Netzausbau und die Elektrifizierung von Wärme und Verkehr. ‚Einfach mehr aufstellen' beschreibt also nur den leichtesten Teil der Aufgabe.
Was hinter der Parole steckt: Die Aussage setzt Erzeugungskapazität mit gesicherter Versorgung gleich und blendet die Zeitdimension aus — Strom muss in der richtigen Stunde verfügbar sein, nicht nur im Jahresmittel. Damit erscheint das Speicher-, Netz- und Backup-Problem als Detail, obwohl genau dort ein großer Teil von Aufwand und Kosten steckt.
Am Tisch nützlich – Gegenfragen:
- „Woher kommt der Strom in einer windstillen Winterwoche, wenn die Solaranlagen kaum etwas liefern?"
- „Wenn nur mehr Windräder reichten — warum schreibt der Staat gerade wasserstofffähige Reservekraftwerke aus?"
- „Was passiert mit dem Strom an einem sonnigen, windigen Sonntag, an dem mehr erzeugt als verbraucht wird?"
Stichworte: 100 prozent, selbstläufer, einfach, windräder, solar, easy, speicher, backup, versorgungssicherheit
Fakten dazu
100%-Szenarien: Ist Vollversorgung machbar?
Mehrere unabhängige Szenarienstudien modellieren ein klimaneutrales, fast vollständig erneuerbares Energiesystem für Deutschland bis 2045 — mit zu jeder Stunde gesicherter Versorgung in allen Verbrauchssektoren. Das ist kein Selbstläufer, aber nach aktueller Studienlage technisch machbar und volkswirtschaftlich tragbar. Strittig ist weniger das Ob als Tempo, Kosten und der richtige Technologiemix.
- Photovoltaik 2045: ≈420 GW (Szenario technologieoffen (ISE))
- Windkraft 2045: ≈290 GW (On- und Offshore (ISE))
- TWh Strombedarf 2045: 1.150–1.650 (je nach Szenario (ISE))
Was die Transformation kostet – Szenarienvergleich
| Studie | Kennzahl | Wert |
|---|
| Fraunhofer ISE (technologieoffen) | Mehrkosten ggü. fossilem System | ≈54 Mrd. €/Jahr (~1,2 % des BIP) |
| Ariadne (2025) | Mehrkosten ggü. bestehender Politik | 16–26 Mrd. €/Jahr |
| Ariadne (2025) | Gesamtinvestitionen Energiewende | 116–131 Mrd. €/Jahr (~3,5 % des BIP) |
Der schwierige Teil ist nicht die Erzeugung in sonnen- und windreichen Stunden, sondern die letzten Prozent gesicherter Versorgung. Modellrechnungen für stark dekarbonisierte Strommärkte zeigen, dass die Kosten in den letzten Prozent Richtung 100 % überproportional steigen: Seltene, aber langanhaltende Dunkelflauten erzwingen entweder gesicherte Backup-Leistung oder eine starke Überbauung der Erzeugung samt Langzeitspeichern. In einem reinen Wind-Solar-Speicher-System kann allein das letzte Prozent der Nachfrage rund ein Drittel der Systemkosten ausmachen — schon ein kleiner Anteil steuerbarer Kraftwerke senkt die Kosten dagegen deutlich. Genau hier setzen die konkreten Bausteine an: Langzeitspeicher (Wasserstoffbedarf fürs Stromsystem bis zu rund 80 TWh in 2045, im Kern der Modellläufe eher 34–44 TWh), wasserstofffähige Backup-Kraftwerke (die Kraftwerksstrategie schreibt zunächst 12 GW aus) und ein großer Netzausbau (der Netzentwicklungsplan veranschlagt für das Übertragungsnetz bis 2045 mehrere hundert Milliarden Euro).
- Erneuerbare am Stromverbrauch: 55,1 % (2025 (UBA))
- am Endenergieverbrauch: 23,8 % (2025, inkl. Wärme & Verkehr (UBA))
- am Primärenergieverbrauch: ~20 % (2024 (AGEB))
- Vollversorgung ist damit weniger eine Frage des Ob als des Wie: Beim Strom (55 %) ist Deutschland auf Kurs, Wärme (19 %) und Verkehr (8 %) hinken hinterher. Der Aufwand verschiebt sich von der reinen Erzeugung hin zu Speichern, Netzen, Backup und der Elektrifizierung von Heizung und Verkehr.
Speicherausbau: Der Markt drängt, die Bürokratie bremst
- beantragt: 400 GW (Leistung 2024)
- beantragt: 661 GWh (Kapazität 2024)
- Anschlusszusagen: 25 GW (Leistung 2024)
- Anschlusszusagen: 46 GWh (Kapazität 2024)
| Kennzahl | Wert | Quelle |
|---|
| Beantragte Leistung (2024, ab Mittelspannung) | ~400 GW | BNetzA 11/2025 |
| Beantragte Kapazität (2024) | 661 GWh | BNetzA 11/2025 |
| Erteilte Anschlusszusagen (2024) | 25 GW / 46 GWh | BNetzA 11/2025 |
| Kernaussage | Interesse sehr hoch, Umsetzung deutlich langsamer | BNetzA |
- 400 GW beantragte Speicherleistung – der Markt will, aber Netzanschlüsse und Genehmigungsverfahren bremsen.
Engpass: Nicht Investoreninteresse oder Technologie, sondern Netzanschlüsse, Genehmigungsverfahren und regulatorische Unsicherheit.
Backup-Kraftwerke und Netze: Versicherung, nicht Dauerlast
- neue regelbare Leistung: 12 GW (ausgeschrieben ab 2026)
- wasserstofffähig: H₂-ready (Dekarbonisierung bis 2045)
- Funktion: Backup (Dunkelflaute & Netzstabilität)
- Die Kraftwerksstrategie schreibt rund 12 GW neue, wasserstofffähige Gaskraftwerke aus. Sie sollen als Reserve einspringen, wenn Wind und Sonne nicht liefern — nicht im Dauerbetrieb laufen.
Reservekraftwerke laufen nur wenige Volllaststunden im Jahr. Ihr Beitrag zur durchschnittlichen Stromrechnung bleibt deshalb begrenzt, auch wenn Gasstrom je Kilowattstunde teuer ist. Der Netzausbau verursacht zwar Kosten, kann aber zugleich teure Eingriffe zur Netzstabilisierung (Redispatch) verringern.
Dunkelflauten: Reales Problem, kein Showstopper
- Dunkelflauten: beherrschbar (fordern Flexibilität statt Panik)
- Versorgungsengpass: kein annähernder (laut BNetzA Anfang 2025)
- Negativpreisstunden: 573 Std. (2025)
| Kennzahl | Wert | Quelle |
|---|
| Dunkelflautenlagen | reales Systemthema | BNetzA |
| Versorgungsengpässe Anfang 2025 | kein annähernder Engpass | BNetzA |
| Negativpreisstunden 2025 | 573 | BNetzA / SMARD |
| Schlüsselaufgabe | mehr Speicher, Netze und flexible Lasten | Systemische Einordnung |
- Selbst in der Dunkelflautenlage Anfang 2025 kam es laut Bundesnetzagentur nicht annähernd zu Versorgungsengpässen.
Überbrückung heute: Gaskraftwerke, europäische Stromimporte, wachsend: Batteriespeicher. Kern des Problems: Nicht die Häufigkeit der Dunkelflauten, sondern fehlende Speicher und Netzkapazitäten.
EE-Ausbau: 21 GW in einem Jahr – Rekordtempo
Hinweis: Jährlicher EE-Zubau (GW)
- 2023: 17
- 2024: 19
- 2025: 21
- 2025: 16,4 GW Solar + 4,6 GW Wind onshore + 0,3 GW Wind offshore = 21,3 GW Zubau.
- EE-Gesamtkapazität Deutschland: ~210 GW (Stand Ende 2025).
- Wind-Genehmigungen 2025: 20,8 GW genehmigt – die Pipeline für Folgejahre wächst.
- Zum Vergleich: Ein großes AKW = ~1,4 GW. Deutschland baut pro Jahr das Äquivalent von ~15 AKW-Blöcken an EE-Kapazität zu.
Die Ziele für 2030 erfordern noch mehr: 19,6 GW/Jahr Solar und 9,4 GW/Jahr Wind onshore. Der Fokus muss auf EE-Beschleunigung liegen, nicht auf AKW-Debatten.
- Q1 2026 setzt sich der Trend fort: 1.065 MW Wind onshore wurden neu in Betrieb genommen (+3,5 % gegenüber Q1 2025), zusätzlich 467,6 MW Wind offshore. PV-Zubau Januar 2026: 1.149 MW, Februar 930 MW. Branchenexperten erwarten für das Gesamtjahr 2026 bis zu 20 GW PV-Zubau.