Lars Schieske

Mitglied des Deutschen Bundestages

EEG

Der Abbau von Kernkraft, Kohle und gesicherter Leistung (3/7)

von

3.840 Petajoule. Das ist die Energiemenge, die Deutschland seit dem Jahr 2000 an verlässlichen, grundlastfähigen Erzeugungskapazitäten abgebaut hat. Von der Kernenergie ist nichts übrig. Die Steinkohle hat fast zwei Drittel ihres einstigen Beitrags eingebüßt. Die Braunkohle knapp die Hälfte.

3.840 Petajoule entsprechen mehr als einem Drittel des gesamten deutschen Primärenergieverbrauchs von heute. Dieser Beitrag geht der Frage nach, was dabei abgebaut wurde, in welchem Tempo das geschah, und was heute an dessen Stelle steht.

Wie die Kernenergie zum größten Einzelrückgang der deutschen Energiegeschichte wurde

Die letzte Zeile der deutschen Kernenergie endete am 15. April 2023. Mit der Abschaltung von Isar 2, Neckarwestheim 2 und Emsland verschwand ein CO₂-armer, planbarer und wetterunabhängiger Energieträger vollständig aus der deutschen Bilanz, der im Jahr 2000 noch 1.851 Petajoule geliefert hatte. Es ist der größte Einzelrückgang eines Energieträgers, den Deutschland je verzeichnet hat, größer als der Rückgang der Steinkohle, größer als der der Braunkohle. Weltweit hat bisher nur Taiwan einen vergleichbaren vollständigen Ausstieg vollzogen, plant ihn aber bereits rückgängig zu machen. Deutschland ist damit das einzige Land, das endgültig aus der Kernenergie ausgestiegen ist, während der Rest der Welt neue Kapazitäten baut.

Was folgte, ist in den Daten klar ablesbar. Deutschland wurde nach Jahrzehnten als Nettostromexporteur erstmals zum Nettostromimporteur.

Dabei verlief der Ausstieg in zwei Phasen. Die erste begann nicht 2023, sondern 2011, unmittelbar nach der Reaktorkatastrophe von Fukushima. Die Bundesregierung stellte sieben der ältesten Kraftwerke innerhalb von drei Tagen ab. Mit dem Bundestagsbeschluss vom 30. Juni 2011 wurden insgesamt acht Anlagen endgültig stillgelegt. Was damals folgte, widerspricht der Erzählung vom sogenannten Klimafortschritt direkt: Die wegfallende Kapazität wurde kurzfristig nicht durch Erneuerbare kompensiert, sondern durch mehr Kohlestrom. Die CO₂-Emissionen der deutschen Stromerzeugung stiegen in den Jahren nach 2011 zeitweise an. Das Gegenteil des intendierten Effekts.

Hinzu kommt ein statistischer Nebeneffekt, auf den diese Serie bereits im ersten Beitrag hingewiesen hat. Mit dem Wegfall der Kernenergie verschwinden 1.851 Petajoule aus der Primärenergiebilanz, nicht weil weniger Energie verbraucht wird, sondern weil eine Buchungsposition entfällt. Der Strom wird weiterhin benötigt und verbraucht, ein Teil davon wird aus Frankreich importiert und taucht in der deutschen Primärenergiebilanz nicht auf.

Steinkohle und Braunkohle, noch im System, aber auf dem Rückzug

Steinkohle fiel von 2.021 auf 773 Petajoule, ein Minus von 61,7 Prozent. Das ist zum einen Folge des Kohleausstiegsgesetzes von 2020, zum anderen schlicht Marktentwicklung, denn die heimische Steinkohleförderung wurde bereits 2018 eingestellt. Was heute noch in deutschen Kraftwerken verbrannt wird, ist ausschließlich importierte Kohle, mit allen Abhängigkeiten, die das mit sich bringt.

Braunkohle sank von 1.550 auf 809 Petajoule, ein Rückgang von 47,9 Prozent. Die absoluten Zahlen zeigen aber ein anderes Bild, mit 809 PJ liegt Braunkohle 2024 noch immer über der gesamten Windenergie (500 PJ) und fast beim Dreifachen der Photovoltaik (271 PJ). Ausgerechnet der Energieträger, über dessen Ausstieg seit Jahren diskutiert wird, trägt damit heute mehr zur Versorgung bei als alle Windräder Deutschlands zusammen.

Warum der Unterschied zwischen installierter und gesicherter Leistung entscheidend ist

Wenn über den Ausbau der Erneuerbaren berichtet wird, ist fast immer von der installierten Leistung die Rede. Deutschland hat heute Windkraftanlagen mit einer installierten Leistung von über 70 Gigawatt, Solaranlagen mit über 80 Gigawatt. Das sind beeindruckende Zahlen. Aber sie beschreiben ein Maximum, was unter idealen Bedingungen theoretisch möglich wäre.

Für die Versorgungssicherheit zählt eine andere Zahl, die gesicherte Leistung. Sie beschreibt den Anteil, mit dem ein Energieträger verlässlich und planbar ins Netz einspeist, egal bei welchem Wetter, egal zu welcher Jahreszeit.

Deutschland hat also in den vergangenen 25 Jahren nominal mehr Erzeugungskapazität aufgebaut als je zuvor und gleichzeitig gesicherte Leistung abgebaut. Beide Aussagen stimmen, das ist kein Widerspruch. Es ist das Grundproblem, um das diese Serie kreist.

Energieträger – Gesicherte Leistung

Kohlekraftwerk: nahe 100 %
Gaskraftwerk: nahe 100 %
Windkraft: 5–15 % der installierten Leistung
Photovoltaik nachts: 0 %

Wenn kein Wind weht und keine Sonne scheint

Sogenannte Dunkelflauten sind Wetterlagen, in denen weder nennenswert Wind weht noch Sonne scheint. Sie klingen nach einem Ausnahmeereignis, sind es aber nicht. Sie sind ein wiederkehrendes Phänomen jedes mitteleuropäischen Winters, aufgezeichnet und in den öffentlichen Einspeisedaten der Übertragungsnetzbetreiber für jeden nachvollziehbar.

In solchen Phasen liefern Wind und Solar zusammen manchmal weniger als fünf Prozent des deutschen Strombedarfs. Konventionelle Kraftwerke, Stromimporte und Reservekapazitäten füllen die Lücke. Das kostet Geld und setzt voraus, dass diese Kapazitäten überhaupt noch vorhanden sind.

Ob das in zehn oder fünfzehn Jahren noch so verlässlich funktioniert wie heute, ist eine offene Frage.

Was aufgebaut wurde und was dabei fehlt

Die Erneuerbaren sind von 417 auf 2.094 Petajoule gewachsen, ein Plus von über 400 Prozent in 24 Jahren. Wer durch Deutschland fährt, sieht es überall. Windräder an jedem Horizont, Solaranlagen auf Dächern, Feldern und Lärmschutzwällen. Was im Jahr 2000 noch Pilotprojekte waren, prägt heute das Landschaftsbild ganzer Regionen. Wind und Solar haben an Gewicht gewonnen und machen die Stromerzeugung wetterabhängiger als je zuvor.

Was Deutschland in den vergangenen 25 Jahren gebaut hat, ist ein Energiesystem mit enormer Kapazität und strukturell gesunkener Verlässlichkeit. Wie groß das Problem noch wird, hängt auch davon ab, wie stark der Bedarf in den nächsten Jahren steigt.

Quellenverzeichnis

AG Energiebilanzen e.V. – Energiebilanz Deutschland 2000 & 2024
https://ag-energiebilanzen.de/wp-content/uploads/EBD24p2_Auswertungstabellen_deutsch.pdf

Deutschland wird Nettostromimporteur
https://greenspotting.de/das-jahr-in-dem-deutschland-zum-nettoimporteur-von-strom-wurde/

Windenergie in Deutschland
https://strom-report.com/windenergie/

Installierte Leistung der Photovoltaikanlagen in Deutschland in den Jahren 2005 bis 2025
https://de.statista.com/statistik/daten/studie/13547/umfrage/leistung-durch-solarstrom-in-deutschland-seit-1990/

Atomausstieg Deutschland – Abschaltung Isar 2, Emsland, Neckarwestheim 2 (BASE)
https://www.base.bund.de/de/nukleare-sicherheit/atomausstieg/abgeschaltete-akw/2022/die-drei-letzten-akw.html

Fukushima-Moratorium 2011 – Abschaltung acht Kraftwerke (BASE)
https://www.base.bund.de/de/nukleare-sicherheit/nukleare-unfaelle/fukushima/folgen-deutschland.html

Steinkohleförderung eingestellt 2018, Versorgung zu über 97 % durch Importe (Bundesministerium für Wirtschaft)
https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Energie/kohlepolitik.html

Taiwan – Abschaltung letzter Reaktor Mai 2025 (World Nuclear Association)
https://world-nuclear.org/information-library/country-profiles/others/nuclear-power-in-taiwan

Taiwan – Pläne zur Wiederinbetriebnahme (FDD Analysis, März 2026)
https://www.fdd.org/analysis/2026/03/24/in-major-reversal-taiwan-seeks-to-rewire-its-energy-strategy-by-restarting-its-nuclear-plants/

Das Fundament: Wie Deutschland seinen Strom im Jahr 2000 erzeugt hat (2/7)

von

Stell dir vor, du schaltest im Jahr 2000 den Lichtschalter ein und weißt mit Sicherheit, dass das Licht angeht. Nicht, weil du einfach hoffst, dass alles funktioniert, sondern weil du dich auf das System verlassen kannst. Es war darauf ausgelegt, jederzeit zu liefern.

Deutschland verfügte über ein stabiles Fundament der Energieversorgung, getragen von drei Säulen – Kernenergie, Steinkohle und Braunkohle. Diese klassischen Energieträger deckten zusammen mehr als ein Drittel des gesamten Primärenergieverbrauchs. Gesicherte Leistung war das Schlüsselwort, also Energie, die immer und überall verfügbar war, unabhängig vom Wetter oder der Tageszeit.

Was damals wie eine Selbstverständlichkeit wirkte, ist heute ein energiepolitisches Thema geworden. Ein Blick zurück lohnt sich deshalb nicht aus Nostalgie, sondern weil man nur verstehen kann, was verloren gegangen ist, wenn man weiß, was einmal da war.

Die Säulen der Energieversorgung im Jahr 2000

Im Jahr 2000 lag der Primärenergieverbrauch bei 14.401 Petajoule (PJ). Davon entfallen:

• Kernenergie: 1.851 PJ (12,9%)
• Steinkohle: 2.021 PJ (14,0%)
• Braunkohle: 1.550 PJ (10,8%)
• Erneuerbare Energien: 417 PJ (2,9%)

Zusammen kamen Kernenergie, Steinkohle und Braunkohle auf 5.422 PJ, das entsprach 37,6 Prozent der gesamten Energiebasis. Es war ein klar kalkulierbares System, gebaut auf konstanten Abläufen und berechenbarer Leistung.

Was diese Zahlen bedeuten, erschließt sich erst durch einen Begriff, der in der heutigen Energiedebatte auffällig selten fällt: gesicherte Leistung. Gemeint ist die Energie, die unabhängig von Wetter, Jahreszeit und Tageszeit planbar zur Verfügung steht, also die Kilowattstunden, auf die sich Netzbetreiber, Industriebetriebe und Haushalte verlassen konnten, egal was draußen passierte. Kernkraft, Kohle und Gas lieferten sie kontinuierlich. Wind und Solar können das strukturell nicht.

Im Jahr 2000 kam der überwiegende Teil der deutschen Energie aus Quellen, die rund um die Uhr verfügbar waren. Das war kein Zufall. Es war eine Konstruktionsentscheidung.

Was Kernenergie wirklich bedeutete

Die Kernkraftwerke in Deutschland liefen nahezu unterbrechungsfrei und produzierten Strom ohne CO₂-Emissionen. Wetter und jahreszeitliche Schwankungen spielten keine Rolle, denn die Reaktoren arbeiteten Tag und Nacht.

Im Jahr 2000 betrug ihr Beitrag 1.851 PJ. Heute, ein Vierteljahrhundert später, ist dieser Wert null. Damit hat Deutschland eine seiner planbarsten und CO₂-ärmsten Stromquellen vollständig abgeschaltet. Mit ihr fiel nicht nur ein emissionsarmer Baustein weg, sondern auch ein Stück Systemstabilität.

Die Lausitz – Zentrum der deutschen Grundlast

Wer damals von „Grundlastversorgung“ sprach, kam an der Lausitz kaum vorbei. Kraftwerksnamen wie Jänschwalde, Schwarze Pumpe, Boxberg und Lippendorf standen für Strom aus der Region, rund um die Uhr.

Die Braunkohle trug rund 1.550 PJ zum Primärenergiemix bei. Ein erheblicher Teil davon wurde in der Lausitz gefördert und direkt vor Ort verstromt, mit kurzen Transportwegen und hoher Verfügbarkeit.

Bis 2024 ist die Braunkohle auf rund 809 PJ geschrumpft, ein Rückgang um fast 48%. Ganze Kraftwerksblöcke stehen still oder laufen nur noch sporadisch, während der Weg in die sogenannte Transformation weitergeführt wird.

Und die Erneuerbaren?

Im Jahr 2000 machten Erneuerbare Energien gerade einmal 2,9% aus, rund 417 PJ insgesamt. Der Löwenanteil kam aus Biomasse (280 PJ) und Wasserkraft (127 PJ). Windkraft und Solarenergie spielten noch eine Nebenrolle.

Mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das im selben Jahr in Kraft trat, begann der Wandel. Doch kaum jemand rechnete damals durch, was passiert, wenn man die stabilen Kapazitäten schrittweise abbaut, bevor gleichwertiger Ersatz verfügbar ist.

2024 liegt der Anteil mit 2.094 PJ bei fast 20 % des Primärenergieverbrauchs, ein Plus von über 400 %. Wind und Solar prägen inzwischen das Bild, keine Frage. Doch der Ausbau kaschiert ein strukturelles Problem, denn das Stromangebot schwankt zunehmend unkontrolliert, während Speicher und Netzausbau seit Jahren hinterherhinken. Man hat kräftig in Erzeugungskapazität investiert, doch die Frage, wie der Strom verlässlich dorthin kommt, wo er gebraucht wird, bleibt bis heute unbeantwortet.

Ein System, das verlässlich war

Das Jahr 2000 markierte den Ausgangspunkt einer tiefgreifenden Veränderung. Während die Energieerzeugung damals auf Verlässlichkeit und physische Lagerung setzte, begann kurz darauf die Umstellung auf Wetterabhängigkeit und fluktuierende Quellen.

Wer heute über Energiesicherheit spricht, blickt zurück auf ein Fundament, gebaut aus Kontrolle, Berechenbarkeit und einer Architektur, die das Licht garantiert zum Leuchten brachte.

Quellenverzeichnis

AG Energiebilanzen e.V. – Energiebilanz Deutschland 2000 & 2024
https://ag-energiebilanzen.de/wp-content/uploads/EBD24p2_Auswertungstabellen_deutsch.pdf

Der 1.Mai – Schönes Wetter, böse Rechnung

von

Was uns dieser Sonnenschein wirklich kostet

Ein langes, freies Wochenende, strahlender Sonnenschein und Temperaturen, die eigentlich nur dazu einladen, draußen zu sein und das Leben zu genießen, also alles in allem perfekte Bedingungen, bei denen man sich unweigerlich fragt, was daran überhaupt schlecht sein soll.

Nur leider hat genau dieser Sonnenschein am 1. Mai 2026 eine Rechnung produziert, die sich gewaschen hat, denn der Intraday Strompreis fiel an diesem Feiertag auf minus 855 Euro pro Megawattstunde [1] und markierte damit den tiefsten Wert, den das deutsche Stromsystem jemals gemessen hat. Gleichzeitig lag im regulierten Day Ahead Markt der Preis von 12:45 bis 14:30 Uhr durchgehend am gesetzlichen Preisdeckel von minus 500 Euro pro Megawattstunde [1] und bewegte sich damit permanent am absoluten Anschlag. Während Millionen dezentraler Dachanlagen zur Mittagsspitze einspeisen, ist der Verbrauch an Sonn und Feiertagen traditionell niedrig, das europäische Netz längst gesättigt und am Ende steht die absurde Situation, dass schlicht niemand den Strom haben will. Das Ergebnis ist entsprechend grotesk, denn wir haben nicht nur keinen Cent für unseren Strom bekommen, sondern mussten sogar noch draufzahlen, damit ihn überhaupt jemand abnimmt.

Doppelte Kosten der Energiewende

Parallel dazu laufen die EEG Vergütungen für Bestandsanlagen völlig unbeirrt weiter und garantieren bis zu 125 Euro pro Megawattstunde [6], völlig unabhängig davon, was der Markt in diesem Moment tatsächlich hergibt. Das bedeutet im Klartext, dass doppelt gezahlt wird, und zwar für Strom, den in dieser Situation schlicht niemand braucht, was das Grundproblem der deutschen Energiewende in aller Deutlichkeit auf den Punkt bringt.

Dabei handelt es sich keineswegs um ein neues Phänomen, denn bereits im Zeitraum von 2019 bis 2025 hat das Abregeln nicht steuerbarer Erneuerbarer Anlagen rund 4 Milliarden Euro an Entschädigungszahlungen verschlungen [3], wobei allein in Mecklenburg Vorpommern ein Anteil von 173 Millionen Euro angefallen ist [3], was die Dimension dieser strukturellen Fehlentwicklung noch einmal besonders deutlich macht.

Exportverluste und Importkosten

Hinzu kommt ein strukturelles Handelsungleichgewicht, das die Situation weiter verschärft, denn während deutscher Exportstrom regelmäßig zu niedrigen Preisen ins Ausland abgegeben wird, kaufen wir im Gegenzug ausländischen Importstrom zu deutlich höheren Preisen zurück [2]. Überspitzt formuliert entsteht dadurch ein Kreislauf, in dem der Ausbau wetterabhängiger und schwer steuerbarer Erzeugung subventioniert wird, der daraus entstehende Überschuss anschließend zu Dumpingpreisen abgegeben wird und am Ende teurer Regelstrom importiert werden muss, den man zuvor im eigenen System bewusst abgeschaltet hat.

Gesetzliche Änderungen mit begrenzter Wirkung

Zwar gilt seit Februar 2025 durch das sogenannte Solarspitzengesetz für Neuanlagen die Regel, dass bei negativen Börsenpreisen keine EEG Vergütung mehr gezahlt wird [7][8], wobei diese Zeiträume stattdessen an das Ende der 20 jährigen Förderlaufzeit angehängt werden, doch für alle Anlagen, die vor diesem Datum in Betrieb gegangen sind, bleibt alles beim Alten. Damit läuft die strukturelle Doppelbelastung aus negativen Exportpreisen und gleichzeitig garantierter EEG Vergütung für den gesamten Altbestand unverändert weiter, was die eigentliche Problematik nur teilweise adressiert und im Kern fortbestehen lässt.

Versäumnisse beim Netzausbau

Noch problematischer wird die Lage, wenn man den Blick auf die zuständigen Behörden richtet, denn von der Bundesnetzagentur gab es weder eine Einordnung noch eine Kommunikation an Anlagenbetreiber, während auch die 851 Verteilnetzbetreiber in Deutschland keinerlei öffentliche Reaktion auf diesen Rekord Negativpreis gezeigt haben. Die zentrale Ursache liegt dabei unter anderem im massiven Rückstand beim Smart Meter Ausbau, der nach 17 Jahren politischer Ankündigungen gerade einmal eine Quote von 5,5 Prozent erreicht hat [2], während Länder wie Frankreich, Italien oder die Staaten Skandinaviens längst bei über 90 Prozent liegen. Der ursprüngliche Beschluss stammt bereits aus dem Jahr 2009, wurde jedoch durch überkomplexe Zertifizierungsanforderungen blockiert, politisch verschleppt und letztlich nie konsequent umgesetzt.

Brownouts als letztes Mittel

Wenn das System sich unter diesen Bedingungen nicht mehr selbst ausgleichen kann, bleibt als letztes Mittel der sogenannte Brownout, also die gezielte und rollierende Abschaltung ganzer Regionen [4][5], die keineswegs eine theoretische Drohkulisse darstellt, sondern ein offiziell bestätigtes Instrument der Netzbetreiber ist, das ausdrücklich auch für den Fall von Erzeugungsüberschuss vorgesehen ist. Der Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft hat dazu unmissverständlich klargestellt, dass zwar niemand Brownouts will, das Netz jedoch dazu zwingt, diese Option zumindest bereitzuhalten [4], was insbesondere für Haushalte mit medizinisch notwendiger Versorgung wie Beatmungsgeräten oder Sauerstoffsystemen eine ganz konkrete und keineswegs abstrakte Problematik darstellt.

Ein System ohne Balance

Am Ende zeigt sich das Ergebnis dieses politischen Versagens unmittelbar auf dem Preiszettel, denn für das Jahr 2026 werden zwischen 700 und 900 Stunden mit negativen Strompreisen prognostiziert [2], und mit Blick auf kommende Feiertage und sonnige Wochenenden ist absehbar, dass sich diese Entwicklung weiter fortsetzen wird. Die extreme Spreizung von bis zu 87 Cent pro Kilowattstunde innerhalb eines einzigen Tages, bei der Strom morgens teuer ist, mittags zur Belastung wird und abends wieder teuer ist, verdeutlicht, wie weit dieses System von einer intelligenten Steuerung entfernt ist.

Schönes Wetter hatten wir also ohne Zweifel, doch die Rechnung dafür zahlen am Ende wir alle.

Quellenverzeichnis

[1] Cleanthinking – 1. Mai 2026, Rekord –855 €/MWh, Hirth & Schröder: https://www.cleanthinking.de/pv-anlagen-abschalten-strompreis-1-mai-2026/

[2] Bundesnetzagentur – Strommarktdaten 2025 (573 Stunden negative Preise, Export Import Zahlen): https://www.bundesnetzagentur.de/1087156

[3] Nordkurier – Negative Strompreise & 4 Milliarden Abregelungskosten (Bundesregierung Zahlen 2019 bis 2025): https://www.nordkurier.de/politik/wahnsinnenergiewende-so-verscherbelt-deutschland-seinen-strom-ins-ausland-4518653

[4] Das Parlament / BDEW – Brownout Warnung: https://www.das-parlament.de/wirtschaft/energie/stromueberschuss-sorgt-fuer-probleme-im-netz

[5] EnBW – Was ist ein Brownout: https://www.enbw.com/unternehmen/themen/netze/brownout.html

[6] Bundesnetzagentur – aktuelle EEG Fördersätze: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/ErneuerbareEnergien/EEG_Foerderung/start.html

[7] Enpal – Solarspitzengesetz & EEG Änderung ab Feb. 2025 (keine Vergütung bei negativen Preisen für Neuanlagen): https://www.enpal.de/photovoltaik/einspeiseverguetung

[8] seit 25. Februar 2025 geltende Solarspitzengesetz: https://www.solarwatt.de/ratgeber/einspeiseverguetung

[9] Solar Zeitung – Strukturanalyse Solarstrom & Brownout: https://solar-zeitung.de/wennsolarstrom-wertlos-wird-droht-deutschland-der-brownout/

Alles Gute zum Schulanfang wünscht euch Lars Schieske.

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