Deutschland hat inzwischen mehr als 206 Gigawatt Wind- und Solarleistung installiert – mehr als das Dreifache der Stromlast, die an normalen Tagen überhaupt im Netz anliegt. Trotzdem schwankt die tatsächliche Produktion so heftig, dass innerhalb weniger Tage einmal zweistellige Gigawatt-Überschüsse entstehen und kurz darauf mehr als 50 Gigawatt aus anderen Quellen benötigt werden. Frankreich muss derweil wegen Hitze und niedriger Flusspegel mehrere Atomreaktoren drosseln und schafft es trotzdem, weiterhin große Mengen Strom zu produzieren und zu exportieren.
Die Zahlen der Bundesnetzagentur wirken zunächst beeindruckend. Ende Juni waren in Deutschland 125,372 Gigawatt Photovoltaik, 70,051 Gigawatt Windkraft an Land und weitere 10,796 Gigawatt auf See installiert. Zusammen sind das 206,219 Gigawatt Wind- und Solarleistung. Dem gegenüber steht eine Stromlast, die sich Anfang August meist irgendwo zwischen rund 35 und 60 Gigawatt bewegte. Deutschland besitzt also allein bei Wind und Sonne eine Nennleistung, die seinen momentanen Strombedarf mehrfach übersteigt. Nur steht diese Leistung eben nicht wie bei Kohle-, Gas- oder Kernkraftwerken auf Abruf bereit.
Wie groß der Unterschied zwischen installierter und tatsächlich verfügbarer Leistung ist, zeigt die erste Augustwoche ziemlich schonungslos. Die öffentliche Windstromerzeugung an Land fiel laut Energy-Charts zeitweise auf gerade einmal 3,161 Gigawatt. Zwei Tage später waren es 23,025 Gigawatt. Der Grund dafür sind sich ständig verändernde Windverhältnisse. Noch deutlicher wird es bei der Residuallast. Sie zeigt, wie viel Strombedarf nach der Einspeisung von Wind und Sonne noch übrig bleibt. Am 9. August gegen Mittag lag sie bei minus 18,404 Gigawatt. Wind und Sonne produzierten zu diesem Zeitpunkt also mehr Strom, als zur Deckung der aktuellen Last benötigt wurde. Am 4. August um 20:15 Uhr fehlten dagegen 50,563 Gigawatt, die aus anderen Quellen kommen mussten. Zwischen beiden Extremen liegen innerhalb weniger Tage fast 69 Gigawatt.
An vielen Tagen muss Deutschland überschüssigen Strom aus Wind- und Solarkraftwerken irgendwo (zumeist zu Negativpreisen) unterbringen, an vielen anderen Tagen hingegen müssen teilweise sogar mehr als 50 Gigawatt aus anderen Quellen bereitstehen. Genau dafür braucht es konventionelle Kraftwerke, Speicher, Importe und ein Stromnetz, das solche Schwankungen aushält. Und all das zusätzlich zu mehr als 206 Gigawatt bereits installierter Wind- und Solarleistung. Bei der Photovoltaik lässt sich das Problem jeden Abend beobachten. Mehr als 125 Gigawatt Solarmodule können mittags gewaltige Leistungsspitzen erzeugen (die oftmals sogar abgeregelt werden müssen). Wenige Stunden später bricht die Produktion ein, nachts liegt sie praktisch bei null. Zusätzliche Solaranlagen erhöhen die Produktion (und damit die Überschüsse) an sonnigen Tagen weiter, ändern aber nichts daran, dass sie abends und nachts nicht zur Verfügung stehen.
Rekordanteile lösen das Leistungsproblem nicht
Im ersten Halbjahr 2026 deckten die sogenannten erneuerbaren Energien nach Berechnungen von BDEW und ZSW rund 58 Prozent des deutschen Stromverbrauchs. Mit 152,2 Terawattstunden wurde ein neuer Halbjahresrekord erreicht. Diese Zahlen sind vielleicht für die erzeugte Energiemenge insgesamt relevant. Für die Frage, was an einem windarmen Abend tatsächlich im Netz verfügbar ist, helfen sie wesentlich weniger. Doch der Strom wird nicht halbjährlich oder monatlich geliefert. Industrieanlagen, Haushalte, Bahnen, Rechenzentren, Wärmepumpen und Elektroautos wollen ihre Leistung genau in dem Moment, in dem sie eingeschaltet werden. Ein hoher Erneuerbaren-Anteil an der Gesamtstromproduktion ersetzt deshalb keine Kraftwerksleistung an einem Augustabend, an dem die Sonne bereits weg ist und der Wind kaum weht.
Der August liefert gerade ein passendes Beispiel. Für den 12. August wurde eine deutsche Windstromproduktion von nur rund 4,7 Gigawatt erwartet – etwa 60 Prozent unter dem saisonalen Durchschnitt. Auch aus Frankreich war kaum überschüssiger Strom zu erwarten. Der Day-Ahead-Strompreis sprang gleichzeitig um 22,8 Prozent auf 138,50 Euro je Megawattstunde. Bei schwachem Wind müssen verstärkt steuerbare Kraftwerke einspringen, derzeit vor allem Gaskraftwerke. Doch die parallele Bereithaltung solcher Kraftwerke kostet ebenfalls viel Geld, selbst wenn diese nur zwischenzeitlich einspringen müssen.
206 Gigawatt reichen nicht – also kommen neue Gaskraftwerke
Deutschland reagiert auf diese Lage mit einem weiteren Kraftwerksprogramm. Bundesregierung und EU-Kommission verständigten sich im Januar grundsätzlich auf Ausschreibungen über zwölf Gigawatt neue Kraftwerkskapazität im Jahr 2026. Zehn Gigawatt davon sollen dauerhaft abrufbare Leistung bereitstellen, wobei vor allem neue Gaskraftwerke vorgesehen sind. Sie werden gebraucht, weil gleichzeitig Kohlekraftwerke vom Netz gehen sollen. Mehr als 206 Gigawatt Wind- und Solarstromkapazität stehen also bereits im Land, trotzdem müssen zusätzlich neue steuerbare Kraftwerke gebaut werden. Das ist keine theoretische Debatte über verschiedene Energiesysteme, sondern die praktische Konsequenz der deutschen Ausbaupolitik. Wind- und Solaranlagen liefern Energie, sobald Wetter und Tageszeit mitspielen. Für die Stunden dazwischen braucht es weiter Kraftwerke, Speicher oder Strom aus dem Ausland.
Die Bundesnetzagentur weist inzwischen insgesamt rund 294,7 Gigawatt Nettonennleistung in Deutschland aus – rund 70 Prozent davon laufen unter „erneuerbare Energien“. Der tatsächliche Strombedarf liegt weit darunter. Trotzdem wird weiter über fehlende gesicherte Leistung diskutiert. Deutschland hat nicht zu wenige Kraftwerks-Gigawatt auf dem Papier. Es hat zu viele Gigawatt, deren Einsatzzeitpunkt sich nicht nach dem Bedarf richtet. Das führt zu einem Stromsystem, das immer größere Mengen wetterabhängiger Erzeugung aufnehmen muss und parallel ein zweites System für Flauten und Dunkelheit benötigt. Dazu kommen Speicher, neue Leitungen, Reservekraftwerke, Importkapazitäten und Eingriffe der Netzbetreiber.
Wenn also an einem windstillen Januartag, wie dem 11.01.2026, um 4 Uhr morgens die Solarpanele im Dunkeln liegen und die Windkraftwerke zusammen gute 12,4 GW an Leistung bringen, aber mehr als 54 GW gebraucht werden, können selbst 1.000 GW an installierter Kraftwerksleistung von Wind- und Photovoltaikanlagen den benötigten Strom für diese Zeit nicht produzieren. Und selbst wenn man genügend teure Batteriespeicher für die Überbrückung solcher Zeiten bauen würde – gerade im Winter mangelt es schon so an ausreichend Wind und Sonne, sodass man diese auch nur unzureichend mit Überschussstrom aufladen könnte.
Frankreichs Atomkraftwerke werden gedrosselt – aber sie laufen
Auch Frankreich kämpft derzeit mit Wetterproblemen. Hitze und niedrige Wasserstände setzen mehreren Kernkraftwerken zu. Der AKW-Betreiber EDF musste während der sommerlichen Hitzewelle drei Reaktoren abschalten und neun weitere drosseln. In einigen Fällen geht es um hohe Flusstemperaturen, in anderen um vorgeschriebene Mindestabflüsse. EDF weist ausdrücklich darauf hin, dass diese Maßnahmen aufgrund von Umweltauflagen erfolgen und nicht wegen Problemen mit der nuklearen Sicherheit. Beim Kraftwerk Chooz musste beispielsweise die Leistung reduziert werden, um den vereinbarten Mindestabfluss der Maas Richtung Belgien einzuhalten. Andere Blöcke wurden wegen hoher Wassertemperaturen oder niedriger Pegel gedrosselt. Der französische Reaktorpark liefert damit derzeit weniger als unter normalen Bedingungen. EDF konnte Ende Juli dennoch im Durchschnitt rund zehn Gigawatt an Leistung für den Export bereitstellen.
Energy-Charts weist für die 32. Kalenderwoche eine französische Kernstromproduktion zwischen 28,754 und 39,733 Gigawatt aus. Die Differenz zur installierten Leistung geht dabei nicht allein auf Hitze und Wasserknappheit zurück. In Frankreich laufen wie jedes Jahr Revisionen, Brennelementwechsel und Wartungsarbeiten. Trotzdem standen über die gesamte Woche mehrere Dutzend Gigawatt Kernkraftleistung im Netz. Beachten Sie dabei auch, wie relativ gleichmäßig die Stromproduktion im Nachbarland verläuft, während jene in Deutschland mit erheblichen Spitzen nach oben und unten versehen ist.
Die aktuelle Hitzewelle drückt die französische Produktion jedoch weiter. Reuters bezifferte die möglichen hitze- und wasserbedingten Einschränkungen am 11. August auf bis zu 7,3 Gigawatt, rund zwölf Prozent der französischen Atomflotte. Zwei Reaktoren sollten vollständig ausfallen, vier weitere gedrosselt werden. Der Strommarkt reagierte mit steigenden Preisen. Trotzdem produziert Frankreich weiterhin große Mengen Atomstrom und speist Überschüsse in seine Nachbarländer ein. Doch wenn es in Frankreich knapp wird – woher soll dann Deutschland den Strom importieren, falls es gerade wieder mal nicht nur dunkel ist, sondern zudem auch kein Wind weht?
Der Blick auf das vergangene Jahr macht den Unterschied noch deutlicher. Frankreich exportierte 2025 netto 92,3 Terawattstunden Strom. Das waren rund 17 Prozent seiner gesamten Stromproduktion und zugleich ein neuer Rekord im französischen Außenhandel mit Elektrizität. Frankreich war damit erneut der größte Netto-Stromexporteur Europas. Deutschland hat seine letzten Kernkraftwerke 2023 abgeschaltet und importierte 2025 netto 21,9 Terawattstunden Strom. Gleichzeitig stieg die deutsche Gasverstromung gegenüber dem Vorjahr um 6,4 Prozent. In 573 Stunden fielen die Großhandelspreise unter null.
Milliarden fürs Netz
Diese Schwankungen müssen technisch beherrscht werden. Windstrom aus Norddeutschland muss zu den Verbrauchszentren transportiert werden, Photovoltaik erzeugt ihre höchsten Leistungen gleichzeitig an sonnigen Mittagen, Offshore-Windparks benötigen eigene Netzanbindungen und Verteilnetze müssen für immer höhere Einspeisespitzen ausgelegt werden. Die Bundesnetzagentur beziffert die deutschen Netzkosten für 2026 wegen des Flatterstroms auf rund 37 Milliarden Euro (in Frankreich sind es dank der stabilen Stromversorgung durch die Atomkraftwerke in etwa 16 bis 17 Milliarden Euro). Bei privaten Haushalten machen die Netzentgelte mittlerweile ungefähr 30 Prozent des Strompreises aus. Die Übertragungsnetzbetreiber rechnen bis 2045 mit Investitionen zwischen 365 und 390 Milliarden Euro. Rund 150 Milliarden davon entfallen allein auf Offshore-Netzanbindungen. Die großen Verteilnetzbetreiber kommen zusätzlich auf mehr als 200 Milliarden Euro.
Die Bundesnetzagentur nennt den Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung selbst als einen wesentlichen Treiber dieser Kosten. Für 2026 dürfen bereits 238 Netzbetreiber insgesamt 2,725 Milliarden Euro an besonderen Kosten aus der Integration erneuerbarer Anlagen bundesweit verteilen. Dafür gibt es den „Aufschlag für besondere Netznutzung“ von 1,56 Cent je Kilowattstunde. Knapp 70 Prozent dieses Aufschlags entfallen laut Bundesnetzagentur auf zusätzliche Kosten durch die Integration der erneuerbaren Stromerzeugung.
Parallel dazu wird Strom abgeregelt. Im ersten Halbjahr 2026 stieg die kommerzielle Abregelung erneuerbarer Anlagen laut einer Auswertung von Montel um 20 Prozent auf 1,463 Terawattstunden. Gleichzeitig wurden 299 Stunden mit negativen Strompreisen registriert. Deutschland baut also weiter Wind- und Solaranlagen aus, obwohl deren Produktion zu bestimmten Zeiten bereits so groß ist, dass zusätzliche Mengen keinen vernünftigen Marktpreis mehr erzielen. Für windarme Abende und Nächte sollen gleichzeitig neue Gaskraftwerke bereitstehen.
Mehr Anlagen ändern das Grundproblem nicht
Die deutsche Energiewende hat längst Dimensionen erreicht, bei denen die installierte Leistung allein kaum noch etwas über die Versorgungssicherheit aussagt. Mehr als 206 Gigawatt Wind und Solar stehen bereits im Land. Trotzdem kann die nach Wind und Sonne verbleibende Last innerhalb weniger Tage um fast 69 Gigawatt schwanken. Deshalb braucht Deutschland zusätzliche steuerbare Kraftwerke, ein immer stärker ausgebautes Stromnetz, Reservekapazitäten, Speicher und Importe.
Frankreich besitzt ebenfalls kein perfektes Stromsystem. Niedrige Flusspegel können Kernkraftwerke drosseln, hohe Wassertemperaturen begrenzen die Kühlung, Wartungen nehmen regelmäßig Reaktoren vom Netz. Der Unterschied liegt in der Größenordnung und vor allem in der Steuerbarkeit. Frankreich kann den größten Teil seines Kraftwerksparks nach Bedarf fahren und exportiert unter dem Strich enorme Strommengen.
Deutschland hat seine Kernkraftwerke abgeschaltet bzw. demontiert, inzwischen mehr als 200 Gigawatt Wind und Solar aufgebaut und plant nun neue Gaskraftwerke, damit auch dann genügend Strom vorhanden ist, wenn Wind und Sonne schwächeln. Gleichzeitig werden Netze für Hunderte Milliarden Euro ausgebaut, weil dieselben Anlagen zu anderen Zeiten enorme Überschüsse produzieren. Die deutsche Energiewende scheitert nicht an zu wenig installierter Kraftwerksleistung. Sie hat inzwischen mehr als genug davon. Das Problem ist, dass ein großer Teil dieser Gigawatt von den Wetterlaunen abhängig ist.
Wer sich näher mit den technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Schattenseiten des massiven Windkraftausbaus beschäftigen möchte: Heinz Steiner behandelt diese Themen ausführlich in seinem neuen Buch „Der Windkraft-Wahn„.
