Erneuerbare 2025 Deutschland: Wo stehen wir mit der Energiewende?

Erneuerbare 2025 Deutschland: Die Transformation des deutschen Stromsektors

1. Einleitung

Die Energiewende in Deutschland gilt weltweit als eines der ambitioniertesten infrastrukturpolitischen Großprojekte des 21. Jahrhunderts. Was zur Jahrtausendwende als Nischenförderung begann, hat sich innerhalb von 25 Jahren zur dominanten Säule der deutschen Energieversorgung entwickelt. Ausgehend von der aktuellen Pressemitteilung des Statistischen Bundesamtes (Destatis) vom Dezember 2025 ¹, die für das dritte Quartal 2025 einen Rekordanteil erneuerbarer Energien von 64,1 % an der Stromerzeugung ausweist, unternimmt dieses Dossier eine tiefgreifende historische und strukturelle Analyse. Ziel ist es, die Entwicklung der Stromerzeugung in Deutschland von 2000 bis 2025 lückenlos nachzuzeichnen, die treibenden Kräfte zu isolieren und einen fundierten Ausblick auf die Zieljahre 2030 und 2035 zu geben.

Die Transformation des deutschen Strommarktes vollzog sich nicht linear, sondern in Sprüngen, getrieben durch technologische Innovationen, gesetzgeberische Interventionen wie das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und externe Schocks wie die Nuklearkatastrophe von Fukushima 2011 oder die Energiekrise infolge des russischen Angriffskrieges auf die Ukraine 2022. Die vorliegende Analyse differenziert dabei strikt zwischen verschiedenen Messgrößen, die in der öffentlichen Debatte oft vermischt werden: der Bruttostromerzeugung (die gesamte im Inland produzierte Strommenge), der öffentlichen Nettostromerzeugung (der Strom, der tatsächlich aus der Steckdose kommt, bereinigt um Kraftwerkseigenverbräuche und Industriekraftwerke) und dem Bruttostromverbrauch (der zusätzlich den Außenhandelssaldo berücksichtigt). Diese Unterscheidung ist essenziell, da die politischen Zielvorgaben der Bundesregierung – etwa das 80-Prozent-Ziel für 2030 – sich auf den Bruttostromverbrauch beziehen.²

Datengrundlage dieses Berichts sind die konsolidierten Zeitreihen der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB), die Erhebungen des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), die Energy-Charts des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) sowie die amtlichen Statistiken von Destatis und der Bundesnetzagentur (SMARD).

2. Historische Genese der Energiewende (2000–2010): Der Aufbruch

2.1 Das Erbe des fossilen Zeitalters

Im Jahr 2000 präsentierte sich die deutsche Stromwirtschaft als ein System, das fest in den Strukturen des 20. Jahrhunderts verankert war. Kernenergie und Kohle (Braun- und Steinkohle) dominierten den Erzeugungsmix mit einem gemeinsamen Anteil von über 80 %. Erneuerbare Energien spielten eine statistisch kaum wahrnehmbare Rolle und beschränkten sich im Wesentlichen auf die traditionelle Wasserkraft, deren Ausbaupotenzial in Deutschland weitgehend ausgeschöpft war, sowie erste Windkraftanlagen an Land. Der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch lag bei lediglich 6,5 %.⁴ Das System war zentralistisch organisiert, geprägt durch eine Grundlastfähigkeit, die durch Großkraftwerke bereitgestellt wurde, und einem unidirektionalen Fluss vom Erzeuger zum Verbraucher.

2.2 Das EEG 2000 als Katalysator

Der entscheidende Wendepunkt war das Inkrafttreten des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) am 1. April 2000. Es löste das bis dahin geltende Stromeinspeisungsgesetz ab und führte drei revolutionäre Prinzipien ein, die den Ausbau entfesselten: den vorrangigen Anschluss von EE-Anlagen an das Netz, die vorrangige Abnahme des erzeugten Stroms und – ökonomisch am bedeutendsten – eine gesetzlich garantierte, technologie-spezifische Festvergütung über 20 Jahre. Diese Investitionssicherheit entkoppelte den Ausbau der Erneuerbaren von den kurzfristigen Schwankungen der Börsenstrompreise und ermöglichte den Markteintritt einer Vielzahl neuer Akteure, von Bürgerenergiegenossenschaften bis hin zu landwirtschaftlichen Betrieben.⁵

In der ersten Dekade des 21. Jahrhunderts stand primär die Windenergie an Land im Fokus. Die Technologie war bereits fortgeschritten genug, um skalierbare Projekte zu realisieren. Gleichzeitig begann der langsame Aufstieg der Photovoltaik (PV), die jedoch zunächst aufgrund sehr hoher Modulpreise als teure Nischentechnologie galt. Die Biomasse erlebte ebenfalls einen Aufschwung, getrieben durch Boni für nachwachsende Rohstoffe, was jedoch später aufgrund von “Vermaisung” der Landschaft und Tank-Teller-Diskussionen zu regulatorischen Anpassungen führte. Bis zum Jahr 2010 gelang es, den Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch auf 17,1 % zu steigern – eine fast dreifache Erhöhung innerhalb eines Jahrzehnts.⁴

2.3 Der Atomkonsens und seine Folgen

Parallel zum Aufstieg der Erneuerbaren wurde das Ende der Kernkraft eingeleitet. Die rot-grüne Bundesregierung vereinbarte im Jahr 2000 den sogenannten “Atomkonsens”, der die Reststrommengen für die deutschen Kernkraftwerke festlegte und einen geordneten Ausstieg über mehrere Jahrzehnte vorsah.³ Dies schuf die langfristige Notwendigkeit, Ersatzkapazitäten aufzubauen. In dieser Phase wurde Erdgas oft als die ideale “Brückentechnologie” angesehen, da Gaskraftwerke flexibel regelbar sind und somit die fluktuierende Einspeisung von Wind und Sonne ausgleichen können. Der Ausbau der Erneuerbaren und der geplante Atomausstieg liefen in dieser Phase weitgehend konfliktfrei parallel zum Betrieb des konventionellen Kraftwerksparks, was dazu führte, dass Deutschland begann, signifikante Stromüberschüsse zu produzieren, die in den Export flossen.

3. Die Phase der Beschleunigung und Konflikte (2011–2021)

3.1 Die Zäsur von Fukushima

Das Jahr 2011 markierte einen radikalen Bruch. Die Reaktorkatastrophe von Fukushima Daiichi im März 2011 führte zu einer sofortigen Neubewertung des nuklearen Risikos durch die Bundesregierung unter Angela Merkel. Innerhalb kürzester Zeit wurde der erst wenige Monate zuvor beschlossene “Ausstieg vom Ausstieg” (Laufzeitverlängerung) revidiert. Acht Kernkraftwerke wurden sofort stillgelegt, und ein gesetzliches Enddatum für die verbliebenen Meiler wurde auf Ende 2022 fixiert. Dieser Beschluss erhöhte den Druck auf den Ausbau der Erneuerbaren massiv. Die Energiewende wandelte sich von einem ökologischen Modernisierungsprojekt zu einer Frage der nationalen Versorgungssicherheit.

3.2 Der Solar-Boom und die Kostenbremse

In den Jahren 2010 bis 2012 erlebte Deutschland einen beispiellosen Photovoltaik-Boom mit Zubauraten von über 7 Gigawatt pro Jahr. Dies war getrieben durch den rapiden Preisverfall bei Solarmodulen, der durch die Massenproduktion in China ausgelöst wurde, während die Vergütungssätze im EEG nur zeitverzögert angepasst wurden (“Degression”). Dies führte zu einer Kostenexplosion bei der EEG-Umlage, die von den Stromverbrauchern getragen werden musste. In der Folge kam es zu heftigen politischen Debatten über die Bezahlbarkeit der Energiewende (“Strompreisbremse”). Die Reformen des EEG in den Jahren 2012 und 2014 führten zu einem “Atmenden Deckel” und schließlich zur Einführung von Ausschreibungsmodellen im Jahr 2017.⁵ Dies beendete die Phase der garantierten Festvergütungen für größere Anlagen und führte vorübergehend zu einem Einbruch des PV-Zubaus, stabilisierte jedoch die Kosten.

3.3 Windkraft: Offshore-Erfolge und Onshore-Krise

Während die Photovoltaik Mitte des Jahrzehnts schwächelte, etablierte sich die Offshore-Windkraft als neue Säule der Energiewende. Große Windparks in der Nord- und Ostsee gingen ans Netz und lieferten dank hoher Volllaststunden fast grundlastfähigen Strom. An Land hingegen verschärften sich die Konflikte. Bürgerinitiativen gegen Windräder (“Verspargelung der Landschaft”) und strengere Abstandsregeln (wie die 10H-Regel in Bayern) führten ab 2018 zu einem dramatischen Einbruch der Genehmigungszahlen. Der Zubau an Land sank auf historische Tiefststände, was die Erreichung der Klimaziele akut gefährdete.⁶

Trotz dieser Friktionen stieg der Anteil der Erneuerbaren stetig an. Im Jahr 2020, begünstigt durch den verbrauchsreduzierenden Effekt der Corona-Pandemie, deckten Erneuerbare Energien erstmals über 45 % des Bruttostromverbrauchs.⁴

4. Die neue Realität: Krise, Importwende und Rekorde (2022–2025)

4.1 Die Energiekrise als Katalysator

Der russische Angriffskrieg auf die Ukraine im Februar 2022 erschütterte die Grundfesten der deutschen Energieversorgung, die stark auf billigem Pipeline-Gas basierte. Die Gaspreise explodierten, und die Strompreise folgten dem “Merit-Order”-Prinzip auf Rekordniveaus. Die Bundesregierung reagierte mit einem Maßnahmenbündel: Temporäre Reaktivierung von Kohlekraftwerken aus der Reserve, um Gas in der Verstromung zu sparen (“Fuel Switch”), und eine kurzzeitige Laufzeitverlängerung der letzten drei Kernkraftwerke (Isar 2, Emsland, Neckarwestheim 2) bis zum 15. April 2023 (“Streckbetrieb”).

Paradoxerweise beschleunigte die Krise die Energiewende langfristig. Mit dem “Osterpaket” 2022 verankerte die Bundesregierung den Grundsatz, dass der Ausbau der Erneuerbaren im “überragenden öffentlichen Interesse” liegt und der öffentlichen Sicherheit dient. Dies sollte Genehmigungsverfahren drastisch verkürzen und Artenschutzkonflikte lösen.

4.2 Der vollzogene Atomausstieg und die Importdebatte

Am 15. April 2023 gingen die letzten deutschen Kernkraftwerke vom Netz. Entgegen vieler Warnungen vor Blackouts blieb die Versorgungssicherheit stabil. Das System kompensierte den Wegfall von rund 30 TWh Grundlast durch zwei Mechanismen:

1. Verbrauchsrückgang: Hohe Preise und konjunkturelle Schwäche führten zu deutlichen Einsparungen in der Industrie und bei Haushalten.
2. Importe: Deutschland wandelte sich 2023 vom Netto-Exporteur zum Netto-Importeur. Dies war jedoch kein Zeichen von Mangel, sondern von ökonomischer Rationalität. Da Kohlekraftwerke aufgrund hoher CO₂-Preise im europäischen Emissionshandel (ETS) teuer produzierten, importierten Händler günstigeren Strom – vornehmlich Wind- und Wasserkraft aus Skandinavien sowie Atomstrom aus Frankreich.⁸

4.3 Das Rekordjahr 2024 und Erneuerbare 2025 Deutschland

Das Jahr 2024 brachte den Durchbruch für die neue Energiewelt. Die Erneuerbaren Energien erreichten einen Anteil von 62,7 % an der öffentlichen Nettostromerzeugung (Fraunhofer ISE) bzw. 54,4 % am Bruttostromverbrauch.⁷ Der PV-Zubau explodierte förmlich und übertraf mit über 14 GW in einem Jahr alle Erwartungen, getrieben auch durch den Boom kleiner Balkonkraftwerke.¹¹

Die Daten für 2025 bestätigen, dass dies kein “Ausrutscher” war. Der Bericht des Statistischen Bundesamtes für das dritte Quartal 2025 ¹ weist einen EE-Anteil von 64,1 % aus. Dies ist bemerkenswert, da das dritte Quartal traditionell weniger windstark ist, was die gewachsene Rolle der Photovoltaik unterstreicht. Gleichzeitig sanken die Börsenstrompreise wieder auf das Niveau von 2021, was die These stützt, dass Erneuerbare Energien preissenkend wirken (“Merit-Order-Effekt”).

5. Die Entwicklung der Erneuerbaren Energien in Deutschland (2000–2025)

Die folgende Tabelle bietet eine detaillierte Zusammenstellung der Entwicklung des deutschen Strommarktes über das letzte Vierteljahrhundert. Sie synthetisiert Daten der AGEB, des BDEW und Destatis.

Tabelle: Entwicklung der Stromwirtschaft in Deutschland

Jahr	Bruttostromerzeugung Gesamt (TWh)	Bruttostromerzeugung Erneuerbare (TWh)	Anteil EE an Erzeugung (%)	Bruttostromerzeugung Konventionell (TWh)	Bruttostromverbrauch (TWh)	Anteil EE am Verbrauch (%)	Außenhandelssaldo (Export – Import) (TWh)
2000	577	38	6,6 %	539	577	6,5 %	-3,0 (Import)
2001	586	40	6,8 %	546	589	6,9 %	-2,5 (Import)
2002	590	47	8,0 %	543	592	7,9 %	-0,5 (Import)
2003	609	49	8,0 %	560	600	8,1 %	+8,0 (Export)
2004	618	61	9,9 %	557	608	9,9 %	+8,5 (Export)
2005	623	66	10,6 %	557	613	10,6 %	+8,0 (Export)
2006	639	75	11,7 %	564	621	12,0 %	+18,0 (Export)
2007	640	91	14,2 %	549	622	14,5 %	+19,0 (Export)
2008	640	95	14,8 %	545	618	15,3 %	+22,5 (Export)
2009	595	98	16,5 %	497	581	16,6 %	+14,3 (Export)
2010	633	105	16,6 %	528	616	17,1 %	+17,7 (Export)
2011	613	124	20,2 %	489	607	20,4 %	+6,3 (Export)
2012	628	143	22,8 %	485	606	23,7 %	+23,0 (Export)
2013	638	152	23,8 %	486	604	25,2 %	+33,8 (Export)
2014	628	163	25,9 %	465	592	27,4 %	+35,6 (Export)
2015	648	189	29,2 %	459	596	31,6 %	+51,8 (Export)
2016	650	190	29,2 %	460	597	31,7 %	+53,7 (Export)
2017	652	216	33,1 %	436	600	36,1 %	+52,5 (Export)
2018	637	222	34,9 %	415	595	37,8 %	+48,0 (Export)
2019	608	242	39,8 %	366	576	42,1 %	+32,5 (Export)
2020	575	251	43,7 %	324	556	45,2 %	+18,9 (Export)
2021	584	234	40,1 %	350	569	41,2 %	+17,4 (Export)
2022	578	255	44,1 %	323	551	46,2 %	+27,1 (Export)
2023	514	272	52,9 %	242	526	51,8 %	-11,7 (Import)
2024	501*	285*	56,8 %	216*	525*	54,4 %	-31,9 (Import)
2025	~503	~300	~60 %	~203	~528	~56-57 %	-20 (Import)

Quellenangaben und Methodik:

• Daten 2000–2023: Basieren auf den Zeitreihen der AG Energiebilanzen (AGEB) und den Berichten des BMWK.⁴
• Konventionelle Erzeugung: Summe aus Kernenergie, Braunkohle, Steinkohle, Erdgas und Mineralölprodukten.
• Daten 2024: Vorläufige Werte basierend auf Fraunhofer ISE und Bundesnetzagentur.⁷ Der deutliche Sprung beim Import-Saldo 2024 auf ca. -32 TWh resultiert aus der kommerziellen Entscheidung, günstigere Importe der inländischen Kohleverstromung vorzuziehen.
• Prognose 2025: Extrapolation basierend auf den Q3-Berichten von Destatis und BDEW.¹
• Anteil EE am Verbrauch: Dies ist die politische Zielgröße (sog. “Erneuerbaren-Quote”). Sie berechnet sich aus (EE-Erzeugung / Bruttostromverbrauch).

6. Kommentarliste und Chronologie wichtiger Ereignisse

Die statistische Entwicklung der Energiewende lässt sich nur vor dem Hintergrund der politischen und technologischen Meilensteine verstehen. Die folgende Chronologie ordnet die Datenpunkte in den historischen Kontext ein.

2000–2009: Die Pionierjahre

• 2000: Inkrafttreten des EEG. Das Gesetz bricht das Monopol der Großversorger auf. Einführung der festen Einspeisevergütung. Start des Atomkonsenses (Rot-Grün).
• 2002: Erstes Atomausstiegsgesetz verabschiedet. Die Windkraft überschreitet erstmals die 10 TWh-Marke bei der Erzeugung.
• 2004: EEG-Novelle. Anpassung der Vergütungssätze, insbesondere bessere Bedingungen für Photovoltaik, was einen ersten kleinen Solar-Boom auslöst.
• 2005: Start des EU-Emissionshandels (EU ETS). Zunächst kaum Lenkungswirkung durch Überangebot an Zertifikaten, aber langfristig das wichtigste Instrument für den Kohleausstieg.
• 2009: Finanzkrise führt zu kurzzeitigem Einbruch des Stromverbrauchs (siehe Tabelle), der sich jedoch 2010 schnell erholt (“V-Form”).

2010–2019: Wachstumsschmerzen und Systemumbau

• 2011: Fukushima-Schock. Beschleunigter Atomausstieg beschlossen. Acht AKW gehen sofort vom Netz (Biblis A/B, Neckarwestheim 1, etc.). Der EE-Anteil springt von 17 % auf 20 %.
• 2012: Das “Solar Valley” in Deutschland gerät in die Krise, da chinesische Hersteller den Markt übernehmen. Dennoch Rekordzubau bei Installationen (7,6 GW).
• 2014: Reform des EEG (“EEG 2.0”). Einführung des “Atmenden Deckels” zur Begrenzung des PV-Ausbaus und erste Schritte hin zur Direktvermarktung von EE-Strom.
• 2017: Systemwechsel zu Ausschreibungen. Statt Festvergütung wird die Förderhöhe nun in Auktionen ermittelt. Ziel: Kosteneffizienz.
• 2018: Hitzesommer und Dürre führen zu Problemen bei der Kühlwasserversorgung von Kohle- und Atomkraftwerken. Erneuerbare zeigen ihre Resilienz, insbesondere PV.
• 2019: Kohlekommission empfiehlt Ausstieg bis spätestens 2038.

2020–2025: Das neue Energiezeitalter

• 2020: Corona-Pandemie drückt den Stromverbrauch massiv. Der EE-Anteil springt statistisch nach oben. Das “Kohleausstiegsgesetz” wird verabschiedet.
• 2021: “Windflaute”. Ein meteorologisch schwaches Windjahr führt zu einem Rückgang der EE-Erzeugung (siehe Tabelle 2021). Dies zeigt die Volatilität des Systems und die Notwendigkeit von Speichern/Backups.
• 2022: Russischer Angriffskrieg. Gasmangel. Reaktivierung der Kohle-Reserve. Massive Preisanstiege. Verabschiedung des “Osterpakets” zur radikalen Beschleunigung des EE-Ausbaus (Ziel: 80 % bis 2030).
• 2023: Vollendung des Atomausstiegs. Am 15. April gehen Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2 vom Netz. Deutschland wird Netto-Importeur, da Importstrom billiger ist als eigene Kohleverstromung.
• 2024: Solarpaket I tritt in Kraft. Bürokratieabbau für PV. Rekordzubau bei Erneuerbaren. Die Kohleverstromung bricht ein (-27 % bei Steinkohle), da sie unwirtschaftlich wird.⁷
• 2025: Erneuerbare erreichen stabil Anteile von über 60 % an der Erzeugung. Die Diskussion verschiebt sich von der Erzeugung (“Haben wir genug Grünstrom?”) zur Infrastruktur (“Kriegen wir den Strom in den Süden?”).

7. Technologische Tiefenanalyse der Erzeugungsarten

Um die aggregierten Zahlen der Tabelle zu verstehen, ist ein Blick auf die einzelnen Technologien notwendig, da diese unterschiedliche Erzeugungsprofile und ökonomische Eigenschaften aufweisen.

7.1 Photovoltaik (PV): Vom Sorgenkind zum Leistungsträger

Die Photovoltaik hat die spektakulärste Entwicklung durchlaufen. Galt sie um 2010 noch als Preistreiber der Energiewende, ist sie heute die günstigste Form der Stromerzeugung (Gestehungskosten teils unter 5 Cent/kWh).

• Saisonalität: Die PV-Erzeugung konzentriert sich stark auf die Mittagsstunden und die Sommermonate. Im Jahr 2024 erzeugte die PV im Juli 8,7 TWh, was neue Rekorde markierte.⁷
• Herausforderung: Der massive Zubau (inzwischen über 82 GW installierte Leistung) führt an sonnigen Tagen zu Erzeugungsspitzen, die den Verbrauch übersteigen können. Dies drückt die Börsenpreise ins Negative (“Kannibalisierungseffekt”). Die Lösung liegt in der Integration von Batteriespeichern. 2024 wurden fast alle neuen Heim-PV-Anlagen direkt mit Speichern installiert, was den Eigenverbrauchsanteil erhöht und das Netz entlastet.

7.2 Windkraft an Land (Onshore): Das Rückgrat

Windkraft an Land ist mengenmäßig die wichtigste erneuerbare Quelle (ca. 110–120 TWh/Jahr).

• Entwicklung: Nach dem Einbruch der Genehmigungen 2019–2021 ziehen die Zahlen dank des “Wind-an-Land-Gesetzes” (Flächenziele für Bundesländer) wieder an.
• Repowering: Ein großer Trend ist das Ersetzen alter Anlagen (z.B. 1 MW Leistung) durch moderne Turbinen (5–6 MW Leistung). Dadurch kann auf gleicher Fläche der Ertrag vervielfacht werden. Dies ist entscheidend, da Fläche in Deutschland ein knappes Gut ist.

7.3 Windkraft auf See (Offshore): Die stetige Kraft

Offshore-Windkraft liefert konstantere Energie und erreicht bis zu 4.500 Volllaststunden (zum Vergleich: PV ca. 1.000, Wind Onshore ca. 2.000).

• Status 2024/2025: Die installierte Leistung liegt bei knapp 9 GW. Das Ziel für 2030 wurde auf 30 GW angehoben.¹⁰ Die Herausforderung hier ist weniger die Turbine selbst, sondern der Netzanschluss (HGÜ-Leitungen), um den Strom von der Küste in die Industriezentren im Süden (Bayern, Baden-Württemberg) zu transportieren.

7.4 Biomasse und Wasserkraft: Die Flexiblen

• Biomasse: Mit ca. 40–45 TWh pro Jahr liefert Biomasse einen stabilen Beitrag. Ihre Rolle wandelt sich von der “Grundlast” (Dauerbetrieb) hin zur “Flexibilität” (Betrieb nur bei Dunkelflaute), um die volatilen Quellen Wind und Sonne zu ergänzen.
• Wasserkraft: Sie ist in Deutschland weitgehend ausgebaut und liefert stabil ca. 18–20 TWh pro Jahr. Schwankungen (siehe 2018 oder 2022) sind fast ausschließlich witterungsbedingt (Trockenheit).

8. Analyse des Außenhandels: Importabhängigkeit oder Marktoptimierung?

Ein zentraler Diskussionspunkt der Jahre 2023 bis 2025 ist der Wechsel Deutschlands zum Netto-Stromimporteur. Die Tabelle zeigt für 2024 einen Importüberschuss von ca. 32 TWh. Dies bedarf einer differenzierten Einordnung.

Die ökonomische Logik (Merit Order)

Der europäische Strommarkt ist gekoppelt. Strom fließt immer dorthin, wo der Preis am höchsten ist, bzw. kommt von dort, wo er am günstigsten produziert wird.

• Warum Importe? In Zeiten, in denen in Deutschland die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht, müssten teure Gaskraftwerke oder CO₂-intensive Kohlekraftwerke laufen. Wenn zeitgleich in Dänemark viel Wind weht oder in Frankreich die AKWs laufen, ist dieser Strom an der Börse billiger. Deutsche Händler kaufen diesen Strom, um die Kosten für die Verbraucher zu senken. Der Import ist also eine ökonomische Entscheidung, keine physikalische Notwendigkeit zur Vermeidung von Blackouts.
• Infrastruktur: Deutschland ist die Drehscheibe des europäischen Stromnetzes. Die Importkapazitäten wurden gezielt ausgebaut (z.B. NordLink nach Norwegen), um Zugang zu den skandinavischen Wasserkraftspeichern zu erhalten. Dies ist eine gewollte Strategie der Diversifizierung.

Die physikalische Realität

Trotz des Importüberschusses über das Jahr verteilt, exportiert Deutschland weiterhin massiv Strom in Stunden hoher EE-Erzeugung. Im Winter hingegen fungiert Deutschland oft als Senke für europäischen Strom. Dies zeigt, dass die Energiewende nicht national, sondern europäisch gedacht werden muss. Ein autarkes Deutschland wäre technisch machbar, aber volkswirtschaftlich extrem ineffizient und teuer.

9. Ausblick: Der Pfad zu 2030 und darüber hinaus

Wie wird sich der Anteil der erneuerbaren Energien in den nächsten Jahren entwickeln? Die Bundesregierung hat das Ziel ausgegeben, bis 2030 80 % des Bruttostromverbrauchs aus Erneuerbaren zu decken.²

9.1 Die Strombedarfsprognose

Eine entscheidende Variable ist der Nenner der Gleichung: der Stromverbrauch. Während dieser aktuell (2024/2025) bei ca. 525 TWh stagniert, prognostizieren die Langfristszenarien des BMWK einen Anstieg auf 650 bis 750 TWh bis 2030.2

Gründe für den Anstieg (Sektorkopplung):

• Elektrifizierung der Wärme: Ziel von 6 Millionen Wärmepumpen bis 2030.
• Elektromobilität: Ziel von 15 Millionen E-Autos.
• Industrie: Umstellung von Prozesswärme (Gas) auf Strom und Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft (Elektrolyseure sind Großverbraucher).

9.2 Der Ausbaupfad

Um bei steigendem Verbrauch 80 % EE-Anteil zu erreichen, muss die Erzeugung von heute ca. 285 TWh auf ca. 550–600 TWh im Jahr 2030 verdoppelt werden.

• Photovoltaik: Das Ziel sind 215 GW installierte Leistung bis 2030 (Stand Ende 2024: ca. 90 GW). Dies erfordert einen jährlichen Zubau von ca. 22 GW. Angesichts der Dynamik von 2024/2025 (ca. 14 GW) erscheint dies ambitioniert, aber durch den Boom bei Gewerbedächern und Freiflächenanlagen in Reichweite.
• Windkraft: Das Ziel sind 115 GW an Land. Hier ist die Lücke am größten. Der Zubau muss sich von aktuell 2–3 GW auf 6–7 GW pro Jahr beschleunigen. Entscheidend wird sein, wie schnell die durch das “Wind-an-Land-Gesetz” ausgewiesenen Flächen tatsächlich bebaubar sind.

9.3 Die Residuallast und das Back-up-System

Wenn 2030 dann 80 % des Stroms grün sind, bleiben 20 %, die in Dunkelflauten gedeckt werden müssen. Hier plant die Bundesregierung eine Kraftwerksstrategie:

• Bau von neuen, wasserstofffähigen Gaskraftwerken (H2-Ready), die zunächst mit Erdgas laufen und später auf grünen Wasserstoff umgestellt werden.
• Einführung eines Kapazitätsmarktes ab ca. 2028, der Kraftwerke nicht nur für die produzierte Kilowattstunde, sondern für ihre bloße Bereithaltung bezahlt.

9.4 Prognose der EE-Anteile bis 2030

Unter Berücksichtigung der aktuellen Trends lässt sich folgendes Szenario skizzieren:

• 2026: Anteil steigt auf ca. 58–60 %. Der Netzausbau hinkt noch hinterher, was zu Abregelungen führt.
• 2028: Anteil steigt auf 65–70 %. Erste große Offshore-Projekte der neuen Auktionsrunden gehen ans Netz. SuedLink (große Nord-Süd-Trasse) geht in Teilbetrieb.
• 2030: Das Ziel von 80 % ist erreichbar, wenn der Stromverbrauchsanstieg moderat bleibt (durch Effizienzgewinne) und der PV-Boom anhält. McKinsey und andere Analysten warnen jedoch, dass Verzögerungen beim Netzausbau und bei den Back-up-Kraftwerken zu einer Verfehlung (Real-Szenario eher 70–75 %) führen könnten.²⁰

10. Fazit

Die Analyse der Jahre 2000 bis 2025 zeigt eine beispiellose Transformation. Deutschland hat bewiesen, dass ein Industrieland seinen Stromsektor innerhalb einer Generation von fossiler Dominanz auf eine Mehrheit an Erneuerbaren umstellen kann, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden. Der Anteil der Erneuerbaren stieg von 6,5 % auf über 60 % (Erzeugung) bzw. 54 % (Verbrauch).

Die Herausforderungen der kommenden Jahre sind jedoch fundamental anderer Natur als zu Beginn der Energiewende. Es geht nicht mehr primär darum, die Erneuerbaren marktfähig zu machen – sie sind bereits die günstigste Energiequelle. Die Aufgabe der Phase bis 2030/2035 besteht in der Systemintegration: Netzausbau, Digitalisierung (Smart Meter), Flexibilisierung der Nachfrage und Aufbau einer Wasserstoff-Infrastruktur als saisonaler Speicher.

Der aktuelle Bericht des Statistischen Bundesamtes für Q3 2025 ist somit mehr als nur eine statistische Wasserstandsmeldung; er ist der Beweis, dass das System der Erneuerbaren die Nische endgültig verlassen hat und zum neuen Standard (“New Normal”) der deutschen Stromversorgung geworden ist. Die Importabhängigkeit ist dabei kein Fehler im System, sondern ein Merkmal eines effizienten, europäischen Marktes, der die Kosten der Dekarbonisierung für die deutsche Volkswirtschaft dämpft.

Referenzen

1. Stromerzeugung im 3. Quartal 2025: 64,1 % aus erneuerbaren Energiequellen, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2025/12/PD25_436_43312.html
2. 20(25)667 Bericht BMWK Strommarktdesign der Zukunft – Deutscher Bundestag, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.bundestag.de/resource/blob/1056154/Anlage_zum_119_Protokoll.pdf
3. Generationenprojekt Energiewende – Tatsachen über Deutschland, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.tatsachen-ueber-deutschland.de/de/klima-und-energie/generationenprojekt-energiewende
4. 15.02.2024 Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern – AG Energiebilanzen, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://ag-energiebilanzen.de/wp-content/uploads/2024/04/STRERZ_Abg_02_2024_korr.pdf
5. Das EEG – Geschichte, Förderung und Zukunft der Energiewende – node.energy, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.node.energy/blog/eeg
6. 25 Jahre EEG – Eine wirtschaftliche Erfolgsgeschichte – Bundesverband Erneuerbare Energie e.V., Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.bee-ev.de/service/pressemitteilungen/beitrag/25-jahre-eeg-eine-wirtschaftliche-erfolgsgeschichte
7. German Net Power Generation in 2024: Electricity Mix Cleaner than Ever, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.ise.fraunhofer.de/en/press-media/press-releases/2025/public-electricity-generation-2024-renewable-energies-cover-more-than-60-percent-of-german-electricity-consumption-for-the-first-time.html
8. Energy-Charts, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.energy-charts.info/
9. Bundesnetzagentur veröffentlicht Daten zum Strommarkt 2024, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2025/20250103_smard.html
10. Erneuerbare Energien | BMWE – bundeswirtschaftsministerium.de, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Dossier/erneuerbare-energien.html
11. Die Energiewende in Deutschland: Stand der Dinge 2023, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2023/2023-35_DE_JAW23/A-EW_317_JAW23_WEB.pdf
12. Titel – bundeswirtschaftsministerium.de, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Energie/zeitreihen-zur-entwicklung-der-erneuerbaren-energien-in-deutschland-1990-2023-excel.xlsx?__blob=publicationFile&v=4
13. Stromerzeugung und -verbrauch in Deutschland – BDEW, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.bdew.de/media/documents/20250429_D_Stromerzeugung1991_2024.pdf
14. Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Downloads/Energie/zeitreihen-zur-entwicklung-der-erneuerbaren-energien-in-deutschland-1990-2023.pdf?__blob=publicationFile&v=6
15. Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern – AG Energiebilanzen, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://ag-energiebilanzen.de/wp-content/uploads/2025/02/STRERZ-Abgabe-2025-06.pdf
16. Erneuerbare Energien in Zahlen – Umweltbundesamt, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/erneuerbare-energien-in-zahlen
17. ZSW und BDEW gehen von Erneuerbaren-Anteil am Stromverbrauch von fast 56 Prozent für 2025 aus – PV Magazine, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.pv-magazine.de/2025/12/10/zsw-und-bdew-gehen-von-erneuerbaren-anteil-am-stromverbrauch-von-fast-56-prozent-fuer-2025-aus/
18. PRESSEINFORMATION – Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/presseinformationen/2025/2125_ISE_d_PI_Halbjahreszahlen_2025.pdf
19. 2 SZENARIORAHMEN – Netzentwicklungsplan, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/2022-11/NEP_2030_V2019_1_Entwurf_Kap2_0.pdf
20. Energiewende: Strombedarf steigt bis 2035 weniger stark als erwartet – bis zu 300 Mrd. Euro geringere Investitionen in Erneuerbare und Netze möglich | McKinsey, Zugriff am Dezember 12, 2025, https://www.mckinsey.de/news/presse/2025-01-20-zukunftspfad-stromnachfrage