Deutschland hat Windkraftwerke und Solaranlagen mit mehr als 200 Gigawatt Leistung installiert. Doch selbst wenn alle Batteriespeicher im Land vollständig geladen wären, entspräche das gerade einmal 37 Minuten des durchschnittlichen Stromverbrauchs. Für längere Dunkelflauten braucht es deshalb weiterhin Kraftwerke – und deren Bereitstellung kostet Milliarden. Die Rechnung für die Energiewende wird immer länger.

Deutschlands Energiewende kennt offenbar nur eine Richtung: Raus aus Atomkraft und Kohle, rein in immer mehr Windräder und Solaranlagen. Doch woher soll der Strom kommen, wenn der Wind nicht weht und die Sonne untergegangen ist? Die politische Antwort lautet seit Jahren: Speicher, neue Stromleitungen, Importe und irgendwann Wasserstoff. Dumm nur, dass sich eine Industrienation nicht mit politischen Versprechen betreiben lässt. Eine einfache Rechnung zeigt, wie gewaltig die Lücke zwischen den ehrgeizigen Ausbauzielen und der tatsächlichen Stromversorgung ist.

Nach aktuellen Daten des Fraunhofer-Portals Energy-Charts verfügt Deutschland über Batteriespeicher mit einer Kapazität von rund 34,85 Gigawattstunden. Das klingt zunächst beeindruckend. Schließlich wurden mittlerweile Millionen private und gewerbliche Speicher installiert, dazu kommen immer mehr Großbatterien. Doch was bedeuten diese Zahlen für ein Land mit rund 83 Millionen Einwohnern und einer energiehungrigen Industrie?

37 Minuten – und der Strom wäre rechnerisch aufgebraucht

Der europäische Netzbetreiberverband ENTSO-E rechnet für Deutschland 2026 mit einem Nettostromverbrauch von knapp 500 Terawattstunden. Pro Stunde sind das durchschnittlich knapp 57 Gigawattstunden. Würde man nun sämtliche deutschen Batteriespeicher vollständig aufladen, wäre diese Strommenge rechnerisch nach gerade einmal 37 Minuten verbraucht. Dabei ist die Rechnung sogar noch großzügig. Denn die Speicher könnten gar nicht genügend Leistung abgeben, um ganz Deutschland gleichzeitig zu versorgen. Ihre gesamte Entladeleistung beträgt lediglich rund 22 Gigawatt. Außerdem steckt ein Großteil der Kapazität in privaten Heimspeichern.

Es geht also nicht darum, dass Deutschland tatsächlich nach 37 Minuten im Dunkeln säße. Dafür gibt es schließlich noch Kohle-, Gas- und Wasserkraftwerke, Pumpspeicher und die europäischen Nachbarländer. Die Rechnung zeigt vielmehr, wie weit die vorhandenen Batterien davon entfernt sind, auch nur eine längere Versorgungslücke aus eigener Kraft zu überbrücken. Für zwölf Stunden des durchschnittlichen deutschen Stromverbrauchs wären rund 684 Gigawattstunden erforderlich. Für einen ganzen Tag etwa 1.367 Gigawattstunden. Drei Tage würden bereits mehr als vier Terawattstunden verschlingen. Das sind Strommengen, bei denen die heutigen deutschen Batteriespeicher kaum mehr als ein Tropfen auf den heißen Stein sind.

Selbst wenn bei einer Dunkelflaute nur 20 Gigawatt fehlen würden, wären nach zwölf Stunden bereits 240 Gigawattstunden verbraucht. Das ist fast das Siebenfache der gesamten derzeit installierten Batteriekapazität. Bei zwei Tagen wären es schon 960 Gigawattstunden. Und irgendwoher müsste auch noch der Strom kommen, um die Batterien anschließend wieder aufzuladen.

Selbst alle stationären Batterien der Welt reichen nicht für zwölf Stunden

Ein Vergleich macht die Größenordnung noch deutlicher. Die Internationale Energieagentur (IEA) bezifferte in ihrem Bericht Energy Technology Perspectives 2026 die gesamte weltweit installierte stationäre Batteriekapazität Ende 2025 auf rund 625 Gigawattstunden. Das bedeutet: Selbst wenn Deutschland sämtliche damals weltweit vorhandenen stationären Batterien für sich beanspruchen könnte, würde der gespeicherte Strom nicht einmal für zwölf Stunden des durchschnittlichen deutschen Verbrauchs reichen. Und das bei einem internationalen Batteriemarkt, der in den vergangenen Jahren bereits kräftig gewachsen ist.

Natürlich wird niemand ernsthaft versuchen, Deutschlands gesamte Stromversorgung ausschließlich mit Batterien abzusichern. Doch genau deshalb ist die Frage nach den Alternativen so wichtig. Wind und Sonne liefern nun einmal nicht zuverlässig zu jeder Tages- und Nachtzeit. Die fehlenden Strommengen müssen also anderswo produziert oder gespeichert werden. Und genau das wird teuer. Batteriespeicher sind hervorragend geeignet, um kurzfristige Schwankungen auszugleichen oder überschüssigen Solarstrom vom Mittag in die Abendstunden zu verschieben. Eine mehrtägige Dunkelflaute ist allerdings eine andere Hausnummer. Ist der Speicher leer, hilft auch das schönste Ausbauziel nicht weiter.

200 Gigawatt Leistung installiert – aber der Wind will nicht wehen

Dabei mangelt es Deutschland wahrlich nicht an Windrädern und Solaranlagen. Rund 83 Gigawatt Windkraftleistung und mehr als 120 Gigawatt Photovoltaikleistung auf der Wechselstromseite sind inzwischen installiert. Zusammen also mehr als 200 Gigawatt. Das ist ein Vielfaches dessen, was Deutschland im Durchschnitt an Strom benötigt. Nur hat die Sache einen Haken: Installierte Leistung bedeutet nicht, dass diese auch tatsächlich zur Verfügung steht. Am 9. November konnte man wieder einmal beobachten, was das in der Praxis bedeutet. Der deutsche Börsenstrompreis schoss zeitweise auf mehr als 653 Euro pro Megawattstunde. Zur abendlichen Preisspitze wurden gerade einmal rund 3,4 Gigawatt Windstrom prognostiziert. Kohle- und Gaskraftwerke mussten dagegen zusammen fast 33 Gigawatt liefern.

Da helfen auch noch so viele schöne Grafiken über den Ausbau der Erneuerbaren wenig. Die Sonne liefert nachts keinen Strom und eine Windkraftanlage produziert bei Windstille kaum etwas. Auch zusätzliche Windräder können dieses grundsätzliche Problem nicht beseitigen. Man kann eben nicht einfach mehr Wind bestellen, nur weil Berlin seine Ausbauziele erhöhen möchte. Trotzdem hat Deutschland seine Kernkraftwerke abgeschaltet und will spätestens 2038 auch aus der Kohleverstromung aussteigen. Unter Angela Merkel wurde der beschleunigte Atomausstieg beschlossen, unter der Ampel gingen die letzten drei Reaktoren vom Netz. Nun soll das Land immer stärker von Wind und Sonne versorgt werden. Nur müssen für die Stunden und Tage ohne ausreichende Erzeugung trotzdem Kraftwerke bereitstehen.

Dass diese Absicherung keine Kleinigkeit ist, räumt selbst die Bundesnetzagentur ein. In ihrem Versorgungssicherheitsmonitoring vom September 2025 ging sie davon aus, dass Deutschland bis 2035 bis zu 22,4 Gigawatt zusätzliche steuerbare Kraftwerks- und andere gesicherte Leistung benötigt. Sollte der Umbau langsamer vorankommen und der Stromverbrauch weniger flexibel werden, könnten es sogar 35,5 Gigawatt sein.

Zwölf Milliarden Euro für die Absicherung – und die nächste Runde läuft schon

Damit wird die Energiewende für die Stromkunden und Unternehmen zur nächsten Kostenfrage. Denn Kraftwerke kosten auch dann Geld, wenn sie nur einspringen sollen, sobald Wind und Sonne nicht mehr genügend liefern. Sie müssen gebaut, gewartet, betrieben und betriebsbereit gehalten werden. Anfang November gab die Bundesnetzagentur die Ergebnisse der ersten Ausschreibung für zusätzliche gesicherte Leistung bekannt. Elf Projekte erhielten Zuschläge über insgesamt rund 5.160 Megawatt. Der durchschnittliche Vergütungssatz liegt bei 155.296 Euro je Megawatt und Jahr. Das ergibt rund 800 Millionen Euro jährlich. Über die vorgesehenen 15 Jahre summieren sich die zugesagten Kapazitätsvergütungen rechnerisch auf etwa zwölf Milliarden Euro. Wohlgemerkt für die Bereitstellung der Leistung. Die tatsächlich erzeugte Elektrizität wird gesondert am Strommarkt verkauft. Rückzahlungen aus hohen Markterlösen können die späteren Nettokosten allerdings verringern.

Und wer darf sich über die Zuschläge freuen? Nach Angaben des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft (bne) entfallen mehr als 99 Prozent der vergebenen Leistung auf die beiden Energiekonzerne LEAG und RWE. Ausgerechnet jene Unternehmen also, deren bisheriges Geschäft eng mit der konventionellen Stromerzeugung verbunden ist. Die LEAG plant unter anderem neue Gaskraftwerke an den bisherigen Braunkohlestandorten Jänschwalde und Boxberg. Auch RWE setzt auf neue, wasserstofffähige Gaskraftwerke. Erst wird die konventionelle Stromerzeugung politisch zurückgedrängt, anschließend erhalten Kraftwerksbetreiber langfristige Vergütungen für neue Anlagen, die bei ausbleibendem Wind und Sonnenschein einspringen sollen. Eine interessante Art, die Energieversorgung umzubauen.

Selbst der bne, der sich ausdrücklich für den Ausbau erneuerbarer Energien einsetzt, kritisiert die Kosten und die Konzentration der Zuschläge auf wenige große Anbieter. Der Verband rechnet allein für diese erste Runde mit zusätzlichen Kosten von rund 0,16 Cent je Kilowattstunde, wenn man den jährlichen deutschen Stromverbrauch mit 500 Terawattstunden ansetzt. Und das ist nur der Anfang. Zusätzlich zu den Wind- und Solaranlagen müssen die Stromnetze ausgebaut, Batteriespeicher installiert und Kraftwerksreserven finanziert werden. Für Haushalte und Industrie zählt schließlich nicht allein, wie billig ein Windrad bei kräftigem Wind produzieren kann. Sie brauchen Strom auch dann, wenn das Wetter nicht mitspielt. Eine Fabrik kann ihre Maschinen schlecht jedes Mal abschalten, wenn die Windräder stillstehen.

Deutschland verlässt sich auf die Nachbarn – die haben aber auch einen Strombedarf

Als weitere Absicherung dient der europäische Stromverbund. Fehlt hierzulande Strom, wird er eben importiert. Frankreich verfügt über Kernkraftwerke, Polen weiterhin über erhebliche Kohlekraftwerkskapazitäten. Auch Tschechien kann mit seinen konventionellen Kraftwerken aushelfen. Nur haben diese Länder ihre Anlagen nicht gebaut, um Deutschland unbegrenzt mit Strom zu versorgen. Sie müssen schließlich ihre eigenen Haushalte und Unternehmen beliefern. Und wenn sich eine großflächige Dunkelflaute über Mitteleuropa legt, brauchen womöglich mehrere Staaten gleichzeitig zusätzliche Strommengen. Dann wird aus der angeblich so komfortablen Importlösung schnell eine teure Angelegenheit.

Die Stromleitungen allein lösen dieses Problem jedenfalls nicht. Man kann noch so viele Leitungen durch Europa ziehen – wenn auf beiden Seiten gleichzeitig Strom fehlt, lässt sich dieser Mangel nicht einfach ignorieren. Während die Politik weiter den Ausbau von Windkraft und Solaranlagen vorantreibt, läuft bereits die nächste Ausschreibung für gesicherte Leistung. Die Bundesnetzagentur hat für den 29. Dezember einen weiteren Gebotstermin angesetzt. Diesmal geht es um rund 3.840 Megawatt, wieder mit einer vorgesehenen Vergütungsdauer von 15 Jahren.

Die erste Ausschreibung bringt rechnerisch zwölf Milliarden Euro an Kapazitätsvergütungen mit sich. Die nächste steht bevor. Deutschlands Kernkraftwerke sind abgeschaltet, der Kohleausstieg bleibt politisches Ziel. Und nun sollen neue Gaskraftwerke sowie weitere Reservekapazitäten gewährleisten, dass die Stromversorgung auch während einer längeren Dunkelflaute funktioniert. Wind und Sonne schicken bekanntlich keine Rechnung. Die Kraftwerke, die einspringen müssen, wenn beide ausfallen, allerdings schon.

Erst Milliarden für Windräder ausgeben, dann Millionen für Gaskraftwerke bezahlen, weil der Wind nicht weht. In Großbritannien zeigt sich wieder einmal, wie teuer die grüne Energiewende tatsächlich werden kann. Während die Politik weiter auf wetterabhängige Stromerzeugung setzt, dürfen die Bürger für deren Absicherung bezahlen.

Die britische Energiewende produziert den nächsten teuren Irrsinn für Bürger und Unternehmen. Weil die Windräder kaum noch Strom lieferten, musste der Netzbetreiber National Energy System Operator (NESO) am Montag, dem 9. November, teure Gaskraftwerke zur Absicherung der Versorgung heranziehen. Das Kraftwerk Langage bei Plymouth kassierte dabei laut den vom Telegraph ausgewerteten Markttransparenzdaten Vergütungen, die einem rechnerischen Stundenwert von rund 1,4 Millionen Pfund entsprachen. Zwischen 15:30 und 17:00 Uhr wurden für zusätzlichen Gasstrom zeitweise etwa 1.500 Pfund je Megawattstunde bezahlt – rund das Zehnfache des üblichen Preises. Auch die Kraftwerke Rye House und Seabank profitierten von den hohen Vergütungen. So sieht sie also aus, die angeblich günstige grüne Stromversorgung: Wenn die Windräder schlappmachen, klingeln bei den Betreibern konventioneller Kraftwerke die Kassen.

Die Zahlen zur britischen Stromerzeugung sind dabei überdeutlich. Am 2. November deckten Windkraftanlagen noch 30,5 Prozent der Stromversorgung ab. Am 8. November waren es nur noch 2,2 Prozent, am darauffolgenden Montag gerade einmal 3,5 Prozent. Stattdessen mussten Gaskraftwerke einspringen, die an beiden Tagen mehr als 60 Prozent des Stroms lieferten. Binnen weniger Tage wurde aus der grünen Stromversorgung wieder eine Angelegenheit für konventionelle Kraftwerke. Denn auch noch so viele Windräder können bei einer großflächigen Flaute nur das liefern, was die Windverhältnisse hergeben. An der Steckdose erwarten Bürger und Unternehmen allerdings weiterhin eine zuverlässige Stromversorgung – unabhängig vom Wetter.

Schon am Sonntagabend hatte NESO Alarm geschlagen. Für den Montagmorgen prognostizierte der Netzbetreiber eine Unterschreitung der gewünschten Sicherheitsreserve um 1.388 Megawatt und forderte zusätzliche Kapazitäten an. Im Laufe des Morgens entspannte sich die Lage, sodass die Warnmeldung um 9:11 Uhr zurückgenommen wurde. Die extrem teuren Gasstrom-Abrufe folgten am Nachmittag. Laut Telegraph wurden in diesem Jahr bereits sieben solcher Warnmeldungen ausgegeben, während es im gesamten Vorjahr nur eine gewesen war. Die konventionellen Kraftwerke bleiben damit ein unverzichtbarer Bestandteil der britischen Stromversorgung – nur werden sie im Zuge der grünen Transformation immer stärker in die Rolle kostspieliger Lückenfüller gedrängt.

Zu viel Wind kostet Unsummen – zu wenig Wind ebenso

Wie teuer dieses System inzwischen geworden ist, zeigen ausgerechnet die offiziellen Zahlen des britischen Netzbetreibers. Im Geschäftsjahr 2025/26 verschlang die Stabilisierung des Stromnetzes insgesamt 3,1 Milliarden Pfund, satte 16 Prozent mehr als im Vorjahr. Knapp eine halbe Milliarde Pfund davon floss allein an Windparkbetreiber, damit diese ihre Anlagen herunterfuhren. Der Grund: Netzengpässe verhinderten den Abtransport des produzierten Stroms. Insgesamt mussten 13 Prozent der potenziellen britischen Windstromerzeugung wegen solcher Engpässe abgeregelt werden. Dazu kommen weitere Kosten für Ersatzstrom, Netzstabilität und Reservekapazitäten. Der Netzbetreiber selbst räumt ein, dass der Strommarkt inzwischen mehr als doppelt so viele Ausgleichsmaßnahmen pro verbrauchter Stromeinheit benötigt wie noch 2018.

Das ist die teure Kehrseite der politisch forcierten Energiewende. Bei kräftigem Wind wird Strom produziert, der wegen fehlender Netzkapazitäten teilweise gar nicht genutzt werden kann. Die Betreiber werden für das Abregeln ihrer Anlagen entschädigt. Bleibt der Wind hingegen aus, muss zusätzlicher Strom aus konventionellen Kraftwerken beschafft werden – im Extremfall zu astronomischen Preisen. Die Ausbaukosten für Windkraftanlagen und Stromnetze kommen noch obendrauf. Von den vollmundigen Versprechen einer billigen grünen Energieversorgung ist bei solchen Rechnungen nicht mehr viel zu hören.

Dabei setzt die linke britische Regierung weiter auf ihren Klimawahn-Kurs. Erst am 4. November brachte sie die Energy Independence Bill ins Parlament, mit der neue Explorationslizenzen für bislang unerschlossene Öl- und Gasfelder abgeschafft werden sollen. Die Förderung aus bereits erschlossenen Gebieten bleibt möglich, auch angrenzende Vorkommen können unter bestimmten Bedingungen genutzt werden. Doch die Erschließung neuer, bislang nicht lizenzierter Fördergebiete soll dem politischen Klimadogma geopfert werden. Großbritannien bleibt auf Erdgas angewiesen, während die Regierung dessen zusätzliche heimische Erschließung ausbremsen will. Statt die eigene Versorgungssicherheit in den Mittelpunkt zu stellen, präsentiert Labour den Verzicht auf neue Explorationslizenzen als klimapolitische Führungsleistung.

Deutschland folgt demselben teuren Kurs

Auch Deutschland bekam die Windflaute am Montag zu spüren. Der Börsenstrompreis schoss am frühen Abend zeitweise auf 653,38 Euro je Megawattstunde. Kohle- und Gaskraftwerke mussten liefern, was Windräder und Solaranlagen nicht schafften. Report24 berichtete bereits darüber, wie die politisch-ideologisch herbeigeführte Abhängigkeit von wetterabhängigen Energiequellen bei Dunkelflaute zu heftigen Preissprüngen führt.

Ausgerechnet die schwarz-rote Bundesregierung will nun auch noch die Absicherung dieser wetterabhängigen Stromversorgung über zusätzliche Vergütungen finanzieren. Allein die erste Ausschreibung für neue Kraftwerkskapazitäten verursacht Förderverpflichtungen von rund zwölf Milliarden Euro über 15 Jahre. Diese sollen nach den bisherigen Plänen über eine zusätzliche Stromumlage finanziert werden. Damit werden die Bürger gleich mehrfach zur Kasse gebeten: erst als Steuerzahler für die Milliardenförderung von Wind- und Solarstrom, dann als Stromkunden für die Bereitstellung jener Kraftwerke, die bei Dunkelflaute einspringen müssen. Die britischen Millionenzahlungen zeigen, wie teuer die Beschaffung zusätzlichen Stroms obendrein werden kann. Für die grüne Transformation scheint in Berlin und London kein Preis zu hoch zu sein – solange ihn andere bezahlen.