Zum ersten Mal kam in Deutschland mehr Strom aus Solarmodulen als aus Braunkohlekraftwerken. Diese Aussage wirkt wie ein sauberer Strich auf der Zeitachse: ab jetzt anders. Nur: Der Strich liegt nicht dort, wo viele ihn gerne hätten. Denn in der gleichen Auswertung steht auch, dass die CO₂-Emissionen aus der Stromerzeugung unterm Strich nicht weiter gesunken sind.

Das ist der Moment, in dem die Debatte gern kippt. Die einen erklären 2025 zum Beweis, dass „zu viel Erneuerbare“ das Netz überfordert. Die anderen fordern, den Ausbau noch aggressiver hochzufahren, weil jede zusätzliche Kilowattstunde zählt. Im Handelsblatt-Podcast Green & Energy spricht Moderatorin Catiana Krapp mit dem Fraunhofer ISE-Wissenschaftler Leonhard Gandhi und dabei wird deutlich, warum beide Reflexe zu kurz greifen: Die Energiewende ist nicht nur eine Bauaufgabe, sondern eine Systemaufgabe – mit Wechselwirkungen aus Wetter, Netzphysik, Marktpreisen und politischer Rahmensetzung.

Leonhard Gandhi und seine Kolleg:innen gehören zu jenen Menschen, die nicht kommentieren, sondern bilanzieren. Sie haben auf rund 130 Seiten die Stromerzeugung in Deutschland für das Jahr 2025 ausgewertet – damit kann man sie zweifellos als Experten bezeichnen.

Dass es nicht allzu akademisch wird, zeigt der zweite Strang im Podcast Green & Energy von Handelsblatt: Enercity-Chefin Aurélie Alemany beschreibt am Beispiel Hannover, wie Energiewende „vor Ort“ funktioniert – als Infrastrukturprogramm für Strom, Wärme und Mobilität, das über Jahre geplant wird und kurzfristige Stimmungsschwankungen kaum interessiert.

Warum Ausbau nicht sofort CO₂ senkt

Die zentrale Beobachtung ist schnell erzählt, aber schwer zu verdauen: Die Emissionen der Stromerzeugung Deutschlands lagen 2025 ungefähr auf dem Niveau von 2024. Gleichzeitig wird im Podcast die Langfristkurve eingeordnet: Seit 1990 seien die CO₂-Emissionen der Stromerzeugung um 55 % gesenkt worden; seit 2022 um 27 %, also in drei Jahren um gut ein Viertel. Das signalisiert zweierlei: Erstens, dass die Richtung stimmt. Zweitens, dass kurzfristig Systemeffekte die sichtbare Jahresentwicklung überlagern können, obwohl sich strukturell bereits viel bewegt hat.

Für 2025 werden zwei Effekte genannt, die zusammen erklären, warum der nächste CO₂-Schritt ausblieb.

• Erstens: Deutschland importierte weniger Strom; dadurch wurde mehr im Inland produziert – auch aus Erdgas und Kohle.
• Zweitens: Die Börsenstrompreise stiegen europaweit, was zusätzliche Importe unattraktiver machte und heimische Erzeugung länger im Markt hielt.

Das ist keine „Meinung“, sondern eine konkrete Kette aus Preis, Handel und Kraftwerkseinsatz: Wenn Stromimporte zurückgehen, muss inländische Erzeugung die Lücke schließen – genau dann, wenn Wind und Sonne nicht alles liefern.

Dazu kommt ein dritter Mechanismus, der explizit benannt wird: ein Fuel Shift. Es sei nicht so, dass „mehr Kohle und mehr Gas“ verbrannt wurde; vielmehr habe es weniger Kohle und dafür mehr Erdgas gegeben – getrieben durch Preisstruktur und die Kosten der Emissionszertifikate. Für die Einordnung ist das zentral, weil es die Logik des Übergangs beschreibt: Solange fossile Kraftwerke Teil des Systems sind, wird ihre Einsatzreihenfolge durch Märkte und Regulierung mitbestimmt. CO₂-Bilanz ist damit nicht nur eine Frage der installierten Erneuerbaren-Leistung, sondern auch eine Frage, welches fossile Segment gerade „am Rand“ läuft.

Im Gespräch wird auch eine Erwartung formuliert, die für die Perspektive „Wie gelingt die Energiewende tatsächlich?“ wichtig ist: Diese Effekte seien nicht „dauerhaft“, sondern würden sich in den kommenden Jahren mit weiterem Erneuerbaren-Zubau fortsetzen, sodass Emissionen wieder sinken. Das ist keine exakte Prognosekurve, sondern eine im Gespräch getroffene Einordnung. Sie hilft aber, den Kernfehler vieler Debatten zu vermeiden: Wir messen Energiewende gern am Kalenderjahr, obwohl das System in Mehrjahres-Takten baut, investiert und umstellt.

Windlücke, Solarjahr und der Unterschied zwischen Ausbaupfad und Strompfad

2025 wird als „Solarjahr“ beschrieben: sehr gute Photovoltaik-Erzeugung, insgesamt 87,5 TWh, während die Windstromerzeugung trotz Zubau leicht niedriger ausfiel. Der Zugewinn an PV-Strom habe die Reduktion bei Wind aber nicht überkompensieren können. Damit wird ein Satz konkret, der in vielen Energie-Diskussionen nur als Bauchgefühl existiert: Die Energiewende hängt nicht nur am Zubau, sondern an der Ertragsrealität.

Diese Ertragsrealität hat laut Gespräch einen meteorologischen Zusammenhang: Ein besonders gutes PV-Jahr ist häufig ein schlechtes „Windjahr“ – und umgekehrt. Dazu kommt, dass Photovoltaik zwischen den Jahren deutlich weniger schwankt als Windkraft; bei Wind sind die Unterschiede zwischen guten und schlechten Jahren größer. Übersetzt: Wind ist der größere Unsicherheitshebel, und genau deshalb entscheidet Wind so stark über die Jahresbilanz – selbst dann, wenn Photovoltaik Schlagzeilen produziert.

Für die Zukunft könnte ein weiterer Aspekt hinzukommen: In der Fachwelt gibt es derzeit. eine Diskussion, inwiefern es in Zeiten des Klimawandels auch zu einer Veränderung der Ertragssituation der Erneuerbaren Energien insgesamt kommt. Aber da gibt’s aktuell eigentlich noch keine fundierten Erkenntnisse, in welche Richtung es gehen könnte, sagt der Fraunhofer ISE-Wissenschaftler.

An diesem Punkt kommt nun auch Politik in Form eines scheinbar trockenen Details ins Spiel. Leonhard Gandhi erklärt, dass das Erneuerbare-Energien-Gesetz zwei Logiken enthält: Ausbaupfade als installierte Leistung (PV und Wind) – und zusätzlich einen Strommengenpfad (Paragraph 4a), also die Zielgröße, wie viel erneuerbarer Strom tatsächlich produziert werden soll. Dieser Strommengenpfad werde aktuell deutlich verfehlt, und als Hauptgrund wird der verfehlte Wind-Ausbau genannt. Das ist eine nüchterne Diagnose: Wenn Windziele nicht erreicht werden, fehlt dem System nicht nur „Leistung“, sondern Energie über viele Stunden – also genau das, was konventionelle Erzeugung oder Importe wieder auffüllen müssen.

Die Begründung ist dabei nicht ideologisch, sondern physikalisch. Im Gespräch werden Volllaststunden genannt: Onshore-Wind habe ungefähr doppelt so viele Vollaststunden wie Photovoltaik, Offshore etwa den Faktor 3,5. Damit wird klar, warum eine Wind-Verfehlung „mehr weh tut“ als eine PV-Verfehlung gleicher Gigawattgröße. Es fehlen nicht nur Anlagen, es fehlen Terawattstunden – und damit steigt der Anteil, den konventionelle Erzeugung oder Importe übernehmen müssen.

Spannend ist, dass nicht nur das Problem, sondern auch eine Bewegung genannt wird. Beim Wind-Zubau sehe man „sehr viel Dynamik“ seit Verabschiedung des Wind-an-Land-Gesetzes; es gebe viele Genehmigungen. Gleichzeitig wird bei Photovoltaik zwischen großen Anlagen mit viel Bewegung und kleinen Anlagen unterschieden, bei denen es im Vorjahr ein starkes Abflachen der Installationszahlen gegeben habe. Das ist kein Werturteil, aber ein Hinweis, dass Energiewende nicht nur Technik ist, sondern auch Planungskapazität, Genehmigungslogik und Marktbedingungen, die je nach Segment unterschiedlich wirken.

Abregelung: Netzgrenzen, Preisgrenzen – und warum Prozentwerte nicht gleich Prozentwerte sind

„Abregelung“ ist das Wort, das 2025 wie ein Trigger funktioniert. Von Experten wird es gerne in zwei Ursachen zerlegt. Erstens: Abregelung wegen Netzengpässen, wenn ein sogenannter Redispatch durchgeführt werden muss; dafür gebe es sehr genaue Zahlen, weil Anlagenbetreiber für abgeregelte Energiemengen entschädigt werden und deshalb sauber bilanziert wird. Zweitens: Abregelung bei stark negativen Börsenstrompreisen, wenn Einspeisen wirtschaftlich keinen Sinn mehr macht; dafür gebe es keine exakten Zahlen, sondern nur Abschätzungen über das Produktionspotenzial.

Für 2025 liegen detailliertere Abschätzungen nur bis Ende September vor, also für die ersten drei Quartale. Die Größenordnung ist dennoch klar: Bei Wind Onshore seien 70 TWh produziert worden, die gesamte Abregelung liege bei rund 7 %, ungefähr zur Hälfte verteilt auf Netzengpässe und marktbasiertes Abregeln. Bei Photovoltaik liege die Abregelung insgesamt bei etwa 6 %. Das sind Werte, die man nicht wegwischen sollte – aber sie sind auch nicht der Punkt, an dem „Ausbau nichts mehr bringt“. Sie sind eher ein Hinweis darauf, wo die nächste Systemarbeit liegt: in Netzen und in Flexibilität.

Die Alarmzahl steht beim Offshore-Wind: 18,1 % Abregelung des Produktionspotenzials in den ersten drei Quartalen 2025. Leonhard Gandhi erklärt auch warum: Offshore sind große Einheiten und daher leichter abzuregeln; teils seien Vergütungssätze geringer; vor allem aber hänge Offshore-Abregelung stark an Engpässen im Übertragungsnetz zwischen Nord- und Süddeutschland. Das ist ein systemischer Befund: Energie ist da – aber nicht dort, wo sie gebraucht wird. Wenn man daraus eine Lehre ziehen will, dann diese: „Mehr Erzeugung“ ist nicht automatisch „mehr nutzbare Energie“, wenn der Transport nicht mitwächst.

Bei Photovoltaik sieht die Mechanik anders aus. Hier seien es eher Engpässe in Verteilnetzen, und die Situation sei regional sehr unterschiedlich. Als Beispiel wird genannt, dass 2024 rund 80 % der PV-Abregelung wegen Netzengpässen in einem Bundesland anfielen: Bayern. Gandhi liest das als Organisationsfrage: Es hänge davon ab, wie gut Verteilnetzbetreiber organisiert sind und wie stark der Ausbau regional stattgefunden hat. In der Praxis heißt das: Wer Photovoltaik zügig ausrollt, muss die Netze und die Betriebsführung gleichzeitig mitziehen – sonst wird aus dem Zubau ein Entschädigungs- und Redispatch-Thema.

Und dann kommt die Gegenintuition, die man für eine erwachsene Energiewende braucht: Ein mittlerer einstelliger Abregelungsanteil ist perspektivisch nicht automatisch ein Weltuntergang. Im Gespräch wird argumentiert, dass weiterer Zubau nicht durch Abregelung begrenzt sei, solange man im einstelligen Bereich bleibt; ein System wird ökonomisch nie so dimensioniert, dass jede Spitzen-Kilowattstunde ohne Abregelung aufgenommen werden kann. Abregelung ist damit nicht nur „Verschwendung“, sondern auch ein Hinweis darauf, wie ein System wirtschaftlich dimensioniert wird – und wo der Punkt liegt, an dem Abregelung tatsächlich teuer wird: wenn sie groß wird und regelmäßig auftritt.

Kurzzeitspeicher und Flexmärkte: Die nächste Stufe der Energiewende

Wenn 2025 ein Lehrjahr war, dann mit einer klaren Überschrift: Ohne Flexibilität wird Zubau zur Abregelung. Leonhard Gandhi macht das an Batteriespeichern fest. Es gebe ein sehr großes Interesse, Batteriespeicher zu installieren; die große Frage sei, ob die Regulatorik dem angemessen ist. Vor allem wird eingefordert, Märkte zu schaffen, damit Batteriespeicher effizient betrieben werden können – und analog dazu Märkte für Lastflexibilität. Der Satz ist deshalb so stark, weil er die Erfolgskriterien verschiebt: weg von „wir hätten es gern“, hin zu „es muss wirtschaftlich funktionieren“.

Der technische Kern ist simpel, die Systemwirkung groß: Kurzzeitspeicher – also Speicher über Stunden bis wenige Tage – können PV-Überschüsse aus den Mittagsstunden in die Abendspitze verschieben und damit negative Preise glätten. Batteriespeicher lohnen sich, weil sie den täglichen Photovoltaik-Zyklus ausgleichen und in Frühjahrs- und Sommermonaten „quasi jeden Tag“ arbeiten. Das ist eine bemerkenswert praxisnahe Aussage, weil sie erklärt, warum genau dieser Speichertyp so schnell skaliert: Er verdient seine Systemrolle nicht nur in Extremsituationen, sondern im Tagesgeschäft.

Gleichzeitig wird die Grenze klar benannt: Bei Wind sei der Effekt von Kurzzeitspeichern geringer, weil Windperioden mehrere Tage dauern können und damit über das Zeitfenster klassischer Kurzzeitspeicher hinausgehen. Das ist der Punkt, an dem viele Diskussionen unsauber werden. Batteriespeicher sind kein Ersatz für alle Systemfragen, aber sie sind die schnellste, skalierbarste Antwort auf ein sehr konkretes Problem: kurzfristige Überschüsse und kurzfristige Knappheit.

Wichtig ist auch die Konsequenz für das, was in der politischen Debatte gern „Reservekraftwerke“ heißt. Im Podcast wird erklärt, dass Reservekraftwerke durch Speicher nicht mehr auf den absoluten Spitzenverbrauch ausgelegt sein müssen, sondern auf die über die Speicherdauer geglättete Spitzenlast. Das reduziert den benötigten Zubau, löst aber Dunkelflauten nicht: Kurzzeitspeicher können Extremfälle von mehreren Wochen nicht überbrücken; Reservekraftwerke bleiben daher notwendig, spielen im Gesamtbild aber nur wenige Tage im Jahr eine Rolle. Genau diese Trennung – tägliche Flexibilität versus seltene Extremsicherung – ist eine der stillen Systemlogiken, die darüber entscheiden, ob Energiewende billig oder teuer wird.

Stromhandel im Verbundnetz: Sommer import, Winter export – und was DACH daraus lernen kann

Der europäische Stromhandel wird häufig als moralische Frage verhandelt: „Importieren wir jetzt Atomstrom?“ Im Podcast wird das Thema historisch und funktional erklärt. Das europäische Verbundnetz sei ursprünglich nicht als Handelsplatz gedacht, sondern als Absicherung für Notsituationen, damit Länder einander aushelfen können. Als konkretes Beispiel wird 2022 genannt, als in Frankreich ein großer Teil des Kernkraftwerksparks wegen technischer Probleme nicht einsatzfähig war und Deutschland viel Strom exportierte; im Gespräch wird der Hintergrund technisch beschrieben: Probleme an Schweißnähten in Notkühlkreissystemen hätten dazu geführt. Der Punkt ist nicht die Anekdote, sondern die Funktion: Stromhandel ist Teil der Versorgungssicherheit.

Die deutsche Nord-Süd-Trasse ist mehr als ein nationales Bauprojekt: Sie beeinflusst Stromflüsse und Preise im gesamten Verbundnetz – und ist damit auch für Österreich von großem Interesse. Foto: www.i-magazin.com / KI generiert

Genauso nüchtern wird die deutsche Handelsentwicklung beschrieben: In den 1990ern bis Mitte der 2000er Jahre ein ausgeglichenes Saldo, dann mit Energiewende-Start ein deutlicher Exportüberschuss, weil Erneuerbaren-Zubau schneller lief als der Rückbau konventioneller Kraftwerke – Trägheiten im System. Seit etwa 2018 sei der Exportüberschuss rückläufig; 2018 wird als Peak genannt. 2024 sei das Importmaximum erreicht worden: 26 TWh Nettoimport, 2025 gesunken auf 21 TWh; für die Folgejahre werde ein Einpendeln erwartet. Diese Zahlen sind deshalb relevant, weil sie zeigen: Handel ist nicht „pro“ oder „contra“ Energiewende, sondern ein beweglicher Ausgleich in einem gekoppelten Markt.

Der interessanteste Satz für die Praxis steckt aber im Monatsmuster: Deutschland importiere traditionell in den Sommermonaten und exportiere eher im Winter. Heute liege das zum überwiegenden Anteil daran, dass Deutschland im Vergleich zu Nachbarn viel Wind installiert hat und Windproduktion vor allem in Herbst und Winter stattfindet. Als Hauptimportland 2025 wird Dänemark genannt. Und dann gibt es die „Ausnahme Frankreich“: hoher Kernenergieanteil, Kraftwerkspark auf Winterbedarf ausgelegt; im Sommer sei der Verbrauch etwa halb so groß wie im Winter, daher werde Strom in Sommermonaten günstiger. Das ist Handelslogik, keine Moral.

Für DACH wird es dann konkret, ohne dass man es dramatisieren muss. Im Podcast wird erwähnt, dass in den Alpenländern zeitweise deutlich weniger Wasser vorhanden gewesen sei und deshalb weniger Wasserkraft produziert wurde; vor allem die Schweiz hätte in diesem Fall mehr Strom aus Deutschland und Nachbarn importiert, um die Versorgung zu sichern. Das ist keine Schande, sondern die eigentliche Aufgabe eines Verbundnetzes: Ausgleich, wenn regionale Ressourcen schwächeln.

Ein weiterer Vergleich zeigt, wie eng Stromhandel und Netzkapazität zusammenhängen: Spanien habe „ungefähr 110 %“ Erzeugung bezogen auf den Verbrauch; es gibt also Zeiten, in denen Spanien mehr Strom produziert als es verbraucht, der aber nicht in demselben Ausmaß exportiert werden kann, weil die Transportkapazitäten fehlen. Das ist die handelsseitige Schwester der Abregelungsdebatte: Energie kann vorhanden sein, aber ohne Netz bleibt sie lokal gebunden – und wird im Zweifel ebenfalls „abgeregelt“, nur eben in anderer Form.

Hannover: kurz, aber lehrreich

Der „vor Ort“-Blick wird am Beispiel Hannover auf ein Minimum reduziert – und genau so wirkt er am besten: Enercity beschreibt den Kohleausstieg bis Ende 2027 und verknüpft ihn mit konkreter Wärme-Infrastruktur, die ins Netz einspeist – inklusive Wärmeversorgung für einen Standort von Volkswagen in der Nähe. Der Subtext ist simpel: Energiewende wird vor Ort dann real, wenn Strom- und Wärmenetze gleichzeitig umgebaut werden – und wenn Netzanschluss, Digitalisierung und Flexibilisierung im Betrieb mitwachsen.

Was jetzt zählt: Synchronisation statt Symbolik

Die Jahresbilanz 2025 ist kein Anti-Energiewende-Argument. Im Gegenteil: Im Podcast wird als „gute Nachricht“ formuliert, dass seit Abschaltung der letzten Kernkraftwerke jede zusätzliche erneuerbare Kilowattstunde, die tatsächlich ins Stromnetz integriert wird, fossile Erzeugung verdrängt – zumindest dann, wenn der Importsaldo ungefähr gleich bleibt. Der nüchterne Kern der Erfolgsgleichung lautet damit: Integration zählt, nicht nur Installation.

Die Bilanz zeigt aber auch, wo die nächste Engstelle liegt. Die Energiewende wird nicht über Slogans entschieden, sondern über Synchronisation an fünf Stellen: Wind-Strommengenpfad (weil Vollaststunden zählen), Netzausbau im Übertragungsnetz (Nord-Süd) und in Verteilnetzen (PV-Hotspots), Marktregeln für Kurzzeitspeicher und Lastflexibilität, und eine Tarif- und Netzentgeltlogik, die Flexibilität für Endkundinnen und Endkunden überhaupt erst attraktiv macht.

Damit wird auch die Leitfrage greifbar: Wie wird uns die Energiewende tatsächlich gelingen? Wahrscheinlich nicht, indem wir das nächste Jahr als Urteilsspruch über „Erfolg“ oder „Scheitern“ behandeln. Sondern indem wir die Systemteile gleichzeitig hochziehen: Erzeugung dort, wo sie Energie liefert; Netze dort, wo Engpässe Energie kosten; Speicher dort, wo Tageszyklen das Preissignal verzerren; und Marktregeln, die aus Flexibilität ein normales Produkt machen. Hannover zeigt, wie diese Logik im Alltag aussieht: viele parallele Projekte und ein klarer Fokus darauf, dass „grün“ am Ende nur dann funktioniert, wenn es im Betrieb auch funktioniert.

„Wir müssen sehr viel mehr drüber diskutieren, wie wir Märkte schaffen, dass Batteriespeicher effizient betrieben werden können und viel weniger über Reservekraftwerke, die auch wichtig sind, aber wenn man sich das Gesamtbild betrachtet, eben nur wenige Tage im Jahr eine Rolle spielen. Wir müssen viel mehr dran arbeiten, effiziente Märkte für diese neue Technologien zu haben“, sagt Leonhard Gandhi abschließend und trifft den Nagel damit wohl auf den Kopf.

Faktenbox: Kennzahlen aus dem Transkript

(Alle Werte und Zeitbezüge stammen aus dem Podcast-Transkript; Abregelungswerte liegen laut Gespräch nur bis Ende September 2025 vor.)