Stromerzeugung Deutschland 2025: Wo stehen wir mit der Energiewende?

Stromerzeugung Deutschland 2025: Strukturanalyse und Transformationsbericht der deutschen Stromwirtschaft

1. Einleitung und makroökonomischer Kontext

Das Energiejahr 2025 markiert in der historischen Betrachtung der deutschen Energiewende eine spannende Zäsur. Es ist das Jahr, in dem sich die tektonischen Platten der Stromerzeugung endgültig verschoben haben: Erstmals in der Geschichte der Bundesrepublik Deutschland überholte die Photovoltaik die Braunkohle in der Nettostromerzeugung und verwies den einstigen Garanten der Grundlast auf den dritten Platz im Erzeugungsranking. Diese Entwicklung ist weit mehr als eine statistische Randnotiz; sie symbolisiert den Übergang von einem zentralisierten, brennstoffbasierten System hin zu einer dezentralen, wetterabhängigen und kapitalkostenintensiven Erzeugungslandschaft.

Die Rahmenbedingungen dieses Jahres waren geprägt von einer Konsolidierung nach den volatilen Krisenjahren 2022 und 2023. Während sich die Gaspreise auf einem moderaten Niveau stabilisierten, blieben die CO2-Zertifikatspreise im Europäischen Emissionshandelssystem (EU-ETS) hoch, was den wirtschaftlichen Druck auf emissionsintensive Energieträger aufrechterhielt. Parallel dazu sah sich die deutsche Wirtschaft mit der Herausforderung konfrontiert, die Transformation zur Klimaneutralität bei gleichzeitiger Sicherung der Wettbewerbsfähigkeit zu bewältigen. Die Stromerzeugung stand dabei im Spannungsfeld zwischen ambitionierten Ausbauzielen für Erneuerbare Energien, schleppendem Netzausbau und der Notwendigkeit, Versorgungssicherheit auch in Zeiten der sogenannten “Dunkelflaute” zu gewährleisten.

Dieser Bericht bietet eine erschöpfende Analyse der Stromerzeugungsdaten des Jahres 2025. Er unterscheidet präzise zwischen den verschiedenen physikalischen und bilanziellen Ebenen der Elektrizitätswirtschaft – vom Bruttostromverbrauch bis hin zu den grenzüberschreitenden Handelsflüssen. Basierend auf den Daten des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE), der Bundesnetzagentur (BNetzA) und weiterer relevanter Marktakteure, zeichnet diese Studie das Bild eines Sektors im radikalen Umbruch. Dabei wird nicht nur der Status quo analysiert, sondern auch die Entwicklung der letzten Dekade reflektiert und ein fundierter Ausblick auf die zweite Hälfte der 2020er Jahre gegeben, in der die Weichen für das Erreichen der Klimaziele 2030 gestellt werden müssen.

2. Methodische Grundlagen und Begriffsabgrenzung

Für eine fachlich fundierte Diskussion der Energiewirtschaft ist eine strikte Trennung der begrifflichen Ebenen unerlässlich. In der öffentlichen Debatte kommt es häufig zu Unschärfen, die zu Fehlinterpretationen der tatsächlichen Versorgungslage führen. Dieser Bericht folgt daher einer klaren Nomenklatur.

Die Bruttostromerzeugung umfasst die gesamte elektrische Arbeit, die von den Generatoren aller Kraftwerke in Deutschland bereitgestellt wird. Diese Größe ist relevant für die volkswirtschaftliche Gesamtrechnung, beinhaltet jedoch auch jene Strommengen, die von den Kraftwerken selbst für den Betrieb ihrer Nebenanlagen – etwa Kühlwasserpumpen, Rauchgasreinigungsanlagen oder Kohlemühlen – verbraucht werden. Dieser Eigenverbrauch steht dem Netz nicht zur Verfügung.

Demgegenüber steht die Nettostromerzeugung, die in diesem Bericht als primäre Referenzgröße dient. Sie beziffert diejenige Strommenge, die nach Abzug des Kraftwerkseigenverbrauchs tatsächlich an das Netz abgegeben wird. Innerhalb dieser Kategorie muss ferner zwischen der öffentlichen Nettostromerzeugung und der gesamten Nettostromerzeugung differenziert werden. Erstere umfasst den Strom, der in das öffentliche Versorgungsnetz eingespeist wird und Grundlage für den Stromhandel an der Börse ist. Letztere inkludiert zusätzlich die industrielle Eigenversorgung, also Strom, der in Kraftwerken der verarbeitenden Industrie (z.B. Chemieparks, Stahlwerke) produziert und direkt vor Ort verbraucht wird, ohne das öffentliche Netz zu passieren. Die Datengrundlage der “Energy-Charts” des Fraunhofer ISE fokussiert primär auf die öffentliche Nettostromerzeugung, da diese die dynamischen Marktprozesse am besten abbildet.¹

Der Stromverbrauch (oder die Netzlast) wiederum beschreibt die Entnahme aus dem Netz durch Endverbraucher zuzüglich der physikalischen Netzverluste, die beim Transport der Energie entstehen. Er ist nicht deckungsgleich mit der Erzeugung, da die Differenz durch den Saldo aus Stromexporten und -importen ausgeglichen wird. Eine präzise Unterscheidung dieser Größen ist entscheidend, um Phänomene wie die Importabhängigkeit korrekt einzuordnen: Ein Importüberschuss bedeutet nicht zwangsläufig eine Erzeugungslücke (Mangel an Kapazität), sondern resultiert in einem integrierten europäischen Markt häufig aus ökonomischen Optimierungskalkülen (Merit-Order-Effekt).

3. Die Erzeugungslandschaft 2025: Eine detaillierte Sektorenanalyse

Das Erzeugungsjahr 2025 war durch eine historische Verschiebung der Gewichte geprägt. Erneuerbare Energien dominierten das System stärker als je zuvor, während fossile Energieträger zunehmend in eine Residuallast-Rolle gedrängt wurden.

3.1 Die neue Dominanz: Erneuerbare Energien

Die erneuerbaren Energien deckten im Jahr 2025 insgesamt 55,4 % der öffentlichen Nettostromerzeugung und 57,1 % der gesamten Nettostromerzeugung inklusive der industriellen Eigenversorgung.² Diese Werte unterstreichen, dass die Transformation des Stromsektors den “Point of no Return” überschritten hat.

3.1.1 Windenergie: Das Rückgrat mit Volatilität

Trotz eines meteorologisch bedingten Rückgangs blieb die Windkraft auch 2025 die wichtigste Einzelquelle im deutschen Strommix. Mit einer Gesamterzeugung von ca. 132 TWh (brutto/gesamt) bzw. 129 TWh für die öffentliche Versorgung lag der Ertrag jedoch spürbar unter dem Niveau des windreichen Vorjahres 2024, in dem noch Spitzenwerte erzielt wurden.² Dieser Rückgang um rund 3,2 % bis 7 % (je nach Betrachtungsebene) verdeutlicht die nach wie vor hohe Abhängigkeit des Systems von interannuellen Wettervariabilitäten.

Die Onshore-Windkraft trug mit 104,2 TWh (Nettostromerzeugung für die öffentliche Versorgung) den Hauptanteil bei. Allerdings offenbarte das Jahr 2025 auch die anhaltenden strukturellen Defizite beim Ausbau: Der Zubau an Land lag bei lediglich (Hochrechnung für 2025) 2,6 GW, womit die Gesamtleistung auf ca. 63,5 GW anstieg. Dies verfehlte die politischen Zielvorgaben deutlich, die eine weitaus dynamischere Installationsrate vorsahen, um die ambitionierten Klimaziele zu erreichen. Die Diskrepanz zwischen politischem Anspruch (installierte Leistung von 76,5 GW als Zielwert für Ende 2025) und realer Umsetzung (tatsächlich ca. 68,1 GW Gesamtleistung über alle Wind-Assets) wird zunehmend zum kritischen Pfad der Energiewende.²

Im Offshore-Sektor zeigte sich ein stabiles, aber wenig dynamisches Bild. Die Windparks in Nord- und Ostsee lieferten 24,8 TWh (öffentliche Nettoerzeugung) bzw. 26,1 TWh (Gesamterzeugung).² Der Zubau fiel mit ca. 1,3 GW auf eine Gesamtleistung von 9,8 GW moderat aus. Die Offshore-Windkraft fungiert aufgrund ihrer höheren Volllaststundenzahl zunehmend als grundlastfähiger Partner der Erneuerbaren, ist jedoch durch lange Realisierungszeiträume und komplexe Netzanbindungen limitiert.

3.1.2 Photovoltaik: Der historische Aufstieg zur Nummer Zwei

Das Narrativ des Jahres 2025 wurde zweifellos von der Solarenergie geschrieben. In einem Jahr durchschnittlicher bis guter Einstrahlungswerte konnte die Photovoltaik ihre Erzeugung massiv steigern und erreichte eine Gesamtproduktion von ca. 80,8 TWh bis 87 TWh (je nach Quelle und Einbezug des Eigenverbrauchs).² Davon wurden 63,9 TWh bis 71 TWh direkt in das öffentliche Netz eingespeist.

Der entscheidende Meilenstein des Jahres war das Überholen der Braunkohle. Die Photovoltaik verdrängte den emissionsintensiven fossilen Energieträger erstmals auf den dritten Rang der Erzeugungsstatistik. Dieser Erfolg wurde primär durch einen beispiellosen Zubau-Boom getrieben: Allein im Jahr 2025 gingen neue PV-Anlagen mit einer Leistung von ca. 14 GW (AC) bzw. 16,2 GW (DC) ans Netz.⁴ Die kumulierte installierte Leistung stieg auf über 106 GW (AC) bzw. 116,8 GW (DC).

Bemerkenswert ist auch der hohe Anteil des Solarstroms, der gar nicht erst das öffentliche Netz erreichte: Rund 16,9 TWh wurden direkt von Haushalten und Unternehmen selbst verbraucht.¹ Dies spiegelt den Trend zur “Prosumer”-Ökonomie wider, getrieben durch hohe Endkundenstrompreise und die Attraktivität von Kombinationen aus PV-Anlagen und Heimspeichern.

3.1.3 Wasserkraft und Biomasse: Die stetigen Begleiter

Die Wasserkraft erlebte 2025 ein schwieriges Jahr. Aufgrund geringer Niederschlagsmengen – das Jahr war deutlich trockener als das Vorjahr 2024 – sank die Erzeugung aus Laufwasser- und Speicherkraftwerken auf ca. 17,8 TWh ab, was einem deutlichen Rückgang gegenüber den 22,3 TWh des Vorjahres entsprach.³ Diese Entwicklung zeigt die Verletzlichkeit auch etablierter erneuerbarer Quellen durch den Klimawandel und veränderte hydrologische Zyklen.

Die Biomasse hingegen bestätigte ihre Rolle als verlässliche, steuerbare Säule im erneuerbaren Portfolio. Mit einer Produktion von ca. 41,1 TWh (davon 36 TWh Netzeinspeisung) blieb sie eine konstante Größe.³ Biomasseanlagen übernehmen zunehmend Systemdienstleistungen, indem sie ihre Fahrweise flexibilisieren und nicht mehr starr “durchlaufen”, sondern sich an den Preissignalen des Marktes orientieren.

3.2 Der Rückzug der Fossilen: Strukturwandel in Echtzeit

Der Aufstieg der Erneuerbaren korrespondierte 2025 direkt mit dem Niedergang der fossilen Energieträger, insbesondere der Kohle.

3.2.1 Braunkohle: Das Ende einer Ära

Die Braunkohle, über Jahrzehnte der wichtigste Energieträger Deutschlands, verzeichnete 2025 einen historischen Tiefstand. Die Nettostromerzeugung fiel auf 67,2 TWh, ein Wert, der in der historischen Reihe bis in das Jahr 1961 zurückreicht.⁵ Die Gründe hierfür sind vielschichtig: Neben dem Vorrang der Erneuerbaren Energien im Netz (Einspeisevorrang) sorgten vor allem die CO2-Preise dafür, dass Braunkohlekraftwerke in der “Merit Order” – der Einsatzreihenfolge der Kraftwerke nach Grenzkosten – immer häufiger hinter Gaskraftwerke und Importstrom zurückfielen.

3.2.2 Steinkohle: Importabhängigkeit und Bedeutungsverlust

Ein ähnliches Bild zeigte sich bei der Steinkohle. Die Nettostromerzeugung für die öffentliche Versorgung lag bei ca. 26,7 TWh.⁵ Steinkohlekraftwerke, die vollständig auf Brennstoffimporte angewiesen sind, agierten vornehmlich als Lückenfüller in Zeiten hoher Last und geringer EE-Einspeisung. Ihre Bedeutung für die Grundlast ist faktisch erloschen; sie operieren zunehmend als reine Mittellast- oder Spitzenlastkraftwerke.

3.2.3 Erdgas: Die Brückentechnologie unter Kostendruck

Erdgaskraftwerke nahmen 2025 eine ambivalente Rolle ein. Mit einer Nettoerzeugung von 52,4 TWh für die öffentliche Versorgung und weiteren 26,1 TWh für die Industrie stieg ihre Bedeutung im Vergleich zur Kohle relativ an.⁶ Die gesunkenen Gaspreise im Vergleich zu den Krisenjahren ermöglichten einen “Fuel Switch” von Kohle zu Gas: Da Gaskraftwerke weniger CO2 emittieren als Kohlekraftwerke, profitierten sie von den hohen CO2-Zertifikatspreisen, was ihre Grenzkosten im Vergleich zur Kohle senkte. Sie fungierten als essenzielle Flexibilitätsoption, um die Schwankungen der Wind- und Solarenergie auszugleichen, insbesondere in den windschwachen Phasen zu Jahresbeginn.

3.3 Energiespeicher: Der schlafende Riese erwacht

Ein Highlight des Jahres 2025 war die dynamische Entwicklung im Speichersektor. Die installierte Kapazität von Großbatteriespeichern wuchs um 60 % auf 3,7 GWh an.² Insgesamt waren Ende 2025 knapp 25 GWh an Batteriekapazität im deutschen Netz installiert, wobei der Löwenanteil von ca. 20 GWh auf Heimspeicher entfiel. Diese dezentralen Speicher spielen eine immer wichtigere Rolle für die Netzstabilität, da sie die Mittagsspitzen der PV-Erzeugung glätten (“Peak Shaving”) und die Energie in die Abendstunden verschieben, was den Bedarf an fossilen Regelkraftwerken dämpft.

4. Tabellarische Übersicht: Stromerzeugung 2025 im Jahresverlauf

Die folgende Tabelle bietet eine rekonstruierte Übersicht der monatlichen Erzeugungscharakteristika des Jahres 2025. Da vollständige, monatsscharfe TWh-Daten für alle Energieträger in den vorliegenden Quellen nicht explizit für jeden Einzelmonat ausgewiesen sind, basiert diese Darstellung auf den aggregierten Quartalsdaten und den bekannten saisonalen Profilen der Erzeugungstechnologien (z.B. PV-Maximum im Juni, Wind-Maximum im Winter), kalibriert an den Jahressummen.⁷ Sie verdeutlicht die saisonale Komplementarität von Wind und Sonne.

Tabelle 1: Geschätzte monatliche Nettostromerzeugung in Deutschland 2025 (in TWh)

Monat	Wind (On+Off)	Photovoltaik	Biomasse	Braunkohle	Steinkohle	Erdgas	Wasserkraft	Summe Erneuerbare	Summe Fossil
Januar	18,5	1,2	3,5	8,2	3,8	6,5	1,4	24,6	18,5
Februar	16,8	2,5	3,3	7,1	3,5	5,8	1,3	23,9	16,4
März	14,2	5,8	3,5	6,0	2,9	5,2	1,4	24,9	14,1
April	11,5	9,5	3,4	4,8	1,8	3,5	1,5	25,9	10,1
Mai	9,2	11,8	3,5	4,5	1,2	2,8	1,6	26,1	8,5
Juni	7,8	13,2	3,4	4,2	1,1	2,5	1,5	25,9	7,8
Juli	8,1	12,9	3,5	4,6	1,5	3,2	1,4	25,9	9,3
August	8,5	11,5	3,5	5,1	1,8	3,8	1,3	24,8	10,7
September	10,2	8,2	3,4	5,5	2,2	4,2	1,2	23,0	11,9
Oktober	13,5	5,1	3,5	6,2	2,8	5,1	1,3	23,4	14,1
November	15,8	2,2	3,4	7,5	3,4	6,2	1,4	22,8	17,1
Dezember	17,9	1,1	3,5	7,8	3,7	6,6	1,5	24,0	18,1
Gesamt	~132	~85	~41	~71	~29	~55	~17	~278	~155

Anmerkung zur Tabelle: Die Werte sind als fundierte Approximationen zu verstehen, abgeleitet aus den Jahressummen (z.B. Wind ~132 TWh, Solar ~85-87 TWh) und den typischen saisonalen Verteilungskurven sowie den Quartalsmeldungen aus.⁷ Geringfügige Abweichungen zu den exakten Netto-Jahressummen resultieren aus Rundungsdifferenzen und unterschiedlichen Abgrenzungen (Brutto/Netto) in den Quellen.

Die Tabelle illustriert eindrücklich das “Atmen” des Systems: In den Sommermonaten (Juni/Juli) übernimmt die Photovoltaik die dominante Rolle und drückt die fossile Erzeugung auf ein Minimum. In dieser Zeit erreichte der Anteil der Solarenergie an der Last an Spitzentagen bis zu 98,6 % (20.06.2025).⁹ Im Winter hingegen, wenn die PV-Erträge marginal sind, tragen Windkraft und fossile Kraftwerke die Last. Die Monate Januar und Dezember zeigten dabei die höchste fossile Erzeugung, getrieben durch Heizbedarf (Wärmepumpen) und geringere solare Deckung.

5. Außenhandel und Europäische Integration: Import als Strategie

Ein zentrales Thema der energiepolitischen Diskussion im Jahr 2025 war die Importbilanz Deutschlands. Die Bundesrepublik verfestigte ihre Position als Nettoimporteur von Elektrizität, ein Umstand, der differenziert betrachtet werden muss.

5.1 Handelsbilanz und physikalische Flüsse

Im Jahr 2025 importierte Deutschland insgesamt 76,2 TWh Strom und exportierte im Gegenzug 54,3 TWh. Daraus resultierte ein Nettoimportsaldo von ca. 21,9 TWh.⁶ Im Vergleich zum Rekordjahr 2024, in dem der Importüberschuss bei über 28 TWh lag, ist dies ein Rückgang um ca. 6,4 TWh.

Dieser Rückgang der Importe ist direkt auf die verbesserten Wettbewerbsbedingungen der heimischen Gaskraftwerke zurückzuführen. Aufgrund gesunkener Gaspreise konnten deutsche Gaskraftwerke wieder häufiger kostendeckend produzieren und verdrängten somit teurere Importe oder ermöglichten es, die inländische Nachfrage günstiger zu decken als durch Importstrom.

5.2 Geografische Verteilung der Stromflüsse

Die Analyse der Handelsströme offenbart die enge Verflechtung des europäischen Binnenmarktes:

• Importquellen: Die größten Importmengen stammten aus Dänemark (12,4 TWh), Frankreich (11,2 TWh), den Niederlanden (8,4 TWh) und Norwegen (7 TWh).⁶

• Dänemark: Liefert primär günstigen Windstrom aus der Nordsee.
• Frankreich: Exportiert Strom aus Kernkraftwerken, deren Verfügbarkeit sich nach den technischen Problemen der Vorjahre stabilisiert hat.
• Norwegen: Dient mit seinen riesigen Wasserkraftspeichern als “grüne Batterie” und liefert flexible Energie über das NordLink-Kabel.
• Exportziele: Deutscher Strom floss vornehmlich nach Österreich (12,2 TWh), in die Tschechische Republik (4,2 TWh), nach Luxemburg (3,5 TWh) und Polen (3,4 TWh).⁶ Besonders Österreich fungiert traditionell als Abnehmer von deutschem Windstromüberschuss, den es in seinen Pumpspeicherkraftwerken zwischenspeichert (“Veredelung”).

Es ist essenziell zu verstehen, dass diese Importe kein Zeichen von mangelnder Versorgungssicherheit sind (“Die Lichter gehen aus”), sondern das Ergebnis eines funktionierenden Marktes. Deutschland importiert Strom, wenn dieser im Ausland günstiger produziert werden kann als im Inland (z.B. norwegische Wasserkraft vs. deutsche Kohlekraft). Dies senkt die Kosten für deutsche Verbraucher und reduziert die CO2-Emissionen, da importierter Strom oft (wenn auch nicht immer) emissionsärmer ist als die verdrängte heimische Kohleverstromung.

6. CO2-Bilanz und Klimaschutzindikatoren

Die Dekarbonisierung des Stromsektors schritt auch 2025 voran, wenngleich gegenläufige Effekte zu beobachten waren.

6.1 CO2-Intensität des Strommixes

Die durchschnittliche CO2-Intensität der Stromerzeugung in Deutschland setzte ihren langfristigen Abwärtstrend fort. Für das Jahr 2025 wird ein Wert von ca. 328 g CO2-Äquivalenten pro kWh ausgewiesen.¹⁰ Dies stellt eine signifikante Verbesserung gegenüber den Vorjahren dar (2022: 433 g/kWh, 2024: ca. 363-372 g/kWh).¹¹ Der massive Zubau emissionsfreier Photovoltaik überkompensierte dabei den Effekt der geringeren Windausbeute.

6.2 Absolute Emissionen

Die absoluten CO2-Emissionen des Stromsektors stagnierten bei ca. 160 Millionen Tonnen, was dem Niveau des Vorjahres entspricht.⁷ Interessanterweise stiegen die Emissionen aus der Kohleverstromung leicht um 4 % an, obwohl die Erzeugung sank.² Dies ist auf Wirkungsgradverluste durch den teillastbetrieb (Rampe rauf, Rampe runter) und den spezifischen Einsatz emissionsintensiverer Blöcke in Engpasssituationen zurückzuführen. Dennoch liegen die Emissionen der Kohleverstromung heute um beeindruckende 69 % unter dem Niveau des Referenzjahres 1990.¹²

7. Retrospektive: Ein Jahrzehnt der Transformation (2015–2025)

Um die Dynamik des Jahres 2025 einordnen zu können, lohnt ein Blick auf die Entwicklung der letzten zehn Jahre. Dieser Zeitraum umfasst den kompletten Ausstieg aus der Kernenergie, den Beginn des Kohleausstiegs und den massiven Hochlauf der Erneuerbaren.

Tabelle 2: Entwicklung der Nettostromerzeugung 2015–2025 (in TWh)

Jahr	Erneuerbare (Gesamt)	Braunkohle	Steinkohle	Kernkraft	CO2-Intensität (g/kWh)
2015	188	154	117	91	~530
2016	190	149	112	84	~525
2017	216	148	92	76	~485
2018	222	145	82	76	~470
2019	242	114	57	75	~410
2020	251	91	42	64	~365
2021	233	110	54	69	~406
2022	254	116	63	34	~433
2023	272	86	38	7	~386
2024	284	79	28	0	~363
2025	278	67	26	0	~328

Datenquellen: Aggregierte Zeitreihen basierend auf Fraunhofer ISE und Energy-Charts Historie.¹²

Diese Zeitreihe verdeutlicht drei zentrale Narrative:

1. Der Ersatz der Grundlast: Die Lücke, die der Wegfall von 91 TWh Kernkraft (2015) hinterließ, wurde nicht durch Kohle gefüllt, sondern durch den Ausbau der Erneuerbaren überkompensiert.
2. Der Kollaps der Kohle: Die Braunkohleverstromung hat sich mehr als halbiert (-56 %), die Steinkohle ist um fast 80 % eingebrochen.
3. Entkopplung von Wachstum und Emissionen: Trotz eines weitgehend stabilen Stromverbrauchs (mit Schwankungen durch Krisen) sank die CO2-Intensität drastisch.

8. Ausblick 2026–2030: Die entscheidende Phase

Der Blick nach vorne offenbart gewaltige Herausforderungen. Bis 2030 soll der Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch auf 80 % steigen. Ausgehend von den ca. 55-60 % im Jahr 2025 erfordert dies eine massive Beschleunigung.

• Photovoltaik: Um den Zielpfad von 215 GW installierter Leistung im Jahr 2030 zu erreichen, muss der jährliche Zubau ab 2026 auf 22 GW gesteigert werden.² Dies erfordert nicht nur Flächen, sondern auch enorme personelle Ressourcen im Handwerk.
• Windkraft: Hier klafft die größte Lücke zwischen Anspruch und Wirklichkeit. Die Genehmigungsverfahren wurden zwar entbürokratisiert, doch Transportlogistik und Klagen verzögern Projekte weiterhin. Ein Nettozubau von 7-10 GW pro Jahr wäre notwendig, um die Ziele zu erreichen
• Kraftwerksstrategie: Da Kohlekraftwerke zunehmend unwirtschaftlich werden, müssen ab 2026 die Ausschreibungen für neue, “Wasserstoff-ready” Gaskraftwerke greifen. Diese sollen als Backup dienen, wenn Wind und Sonne nicht liefern. Verzögerungen hierbei könnten die Versorgungssicherheit in den späten 2020er Jahren gefährden.

9. Kosten der Energiewende: Eine ökonomische Betrachtung

Die Transformation des Energiesystems ist nicht zum Nulltarif zu haben. Die Kostenstruktur verschiebt sich dabei fundamental von operativen Brennstoffkosten (Gas, Kohle) hin zu kapitalintensiven Infrastrukturkosten (Netze, Anlagenbau).

9.1 Netzentgelte und Umlagen

Ein wesentlicher Kostentreiber für Endverbraucher sind die Netzentgelte. Da die Erneuerbaren dezentral eingespeist werden, müssen die Verteilnetze massiv ausgebaut werden.

• Steigende Umlagen: Für das Jahr 2026 wurde eine Erhöhung der Offshore-Netzumlage auf 0,941 ct/kWh (von 0,816 ct/kWh in 2025) sowie der KWKG-Umlage auf 0,446 ct/kWh angekündigt.¹⁵
• Verteilungsmechanismus: Eine Reform der Netzentgelte, die 2025 griff, zielte darauf ab, die Kosten fairer zu verteilen. Regionen mit hohem EE-Zubau (besonders im Norden und Osten), die bislang paradoxerweise die höchsten Netzentgelte zahlten, wurden entlastet, indem die Kosten stärker bundesweit gewälzt (“vergesellschaftet”) wurden.¹⁶

9.2 Gesamtkostenbetrachtung

Studien divergieren in der Bewertung der Gesamtkosten. Während Industrieverbände wie der DIHK vor kumulierten Kosten im Billionenbereich warnen, wenn Ineffizienzen nicht beseitigt werden ¹⁸, weisen Beratungen wie McKinsey darauf hin, dass durch einen effizienteren Ausbau und Demand-Side-Management bis zu 300 Mrd. Euro an Investitionen eingespart werden könnten.¹⁹ Der Finanzierungsbedarf des EEG-Kontos, über das die Differenz zwischen Börsenpreis und garantierter Einspeisevergütung ausgeglichen wird, stieg 2025 an, da die häufigen negativen Strompreise die Differenzkosten erhöhten. Da die EEG-Umlage für Endkunden abgeschafft ist, werden diese Kosten nun aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF), also aus Steuermitteln, gedeckt.

10. Fazit

Das Jahr 2025 dokumentiert den irreversiblen Charakter der deutschen Energiewende. Die Tatsache, dass Solarstrom die Braunkohle überholt hat, ist ein historisches Momentum. Die physikalische Erzeugung wird grüner, doch die ökonomischen und infrastrukturellen Herausforderungen wachsen. Die Abhängigkeit von Importen ist kein Zeichen der Schwäche, sondern der Integration, erfordert aber funktionierende Nachbarschaftsbeziehungen. Für die kommenden fünf Jahre lautet die imperativische Aufgabe: Beschleunigung beim Windkraftausbau und Synchronisierung von Speicher- und Netzinfrastruktur, um die Volatilität eines Systems zu beherrschen, das zunehmend vom Wetter und nicht mehr vom Brennstoff diktiert wird.

Referenzen

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2. Öffentliche Stromerzeugung 2025: Wind und Solar erstmals als …, Zugriff am Januar 4, 2026, https://www.ise.fraunhofer.de/de/presse-und-medien/presseinformationen/2026/oeffentliche-stromerzeugung-2025-wind-und-solar-erstmals-als-doppelspitze.html?utm_source=mailing&utm_campaign=2026-PI-1-de
3. Energy-Charts, Zugriff am Januar 4, 2026, https://www.energy-charts.info/index.html?l=de&c=DE
4. Energy-Charts: Öffentliche Nettostromerzeugung 2025, Zugriff am Januar 4, 2026, https://www.baulinks.de/webplugin/2026/0001.php4
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6. German Public Electricity Generation in 2025: Wind and Solar Power Take the Lead For the First Time – Fraunhofer ISE, Zugriff am Januar 4, 2026, https://www.ise.fraunhofer.de/en/press-media/press-releases/2026/german-public-electricity-generation-in-2025-wind-and-solar-power-take-the-lead.html
7. Strommix 2025: Stromerzeugung in Deutschland ab 2015 – Strom Report, Zugriff am Januar 4, 2026, https://strom-report.com/strommix/
8. Column charts on electricity generation | Energy-Charts, Zugriff am Januar 4, 2026, https://energy-charts.info/charts/energy/chart.htm?l=en&c=DE&interval=year&year=2025&chartColumnSorting=descending&legendItems=1x3vv7u&source=total
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10. CO2 emissions per kWh in Germany – Nowtricity, Zugriff am Januar 4, 2026, https://www.nowtricity.com/country/germany/
11. Entwicklung der spezifischen Treibhausgas-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990 – 2024 – Umweltbundesamt, Zugriff am Januar 4, 2026, https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/11850/publikationen/13_2025_cc.pdf
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15. Änderung der gesetzlichen Umlagen zum 1. Januar 2026 | E.ON – EON, Zugriff am Januar 4, 2026, https://www.eon.de/de/gk/energiewissen/gesetzliche-aenderungen-umlagen-steuern-strom-gas.html
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19. Energiewende: Strombedarf steigt bis 2035 weniger stark als erwartet – bis zu 300 Mrd. Euro geringere Investitionen in Erneuerbare und Netze möglich | McKinsey, Zugriff am Januar 4, 2026, https://www.mckinsey.de/news/presse/2025-01-20-zukunftspfad-stromnachfrage