Deutschlands Energiesystem 2026, Erneuerbare auf Rekord, Preise weiter hoch
Drei Jahre nach dem letzten Atomausstieg und fast vier Jahre nach dem Stopp russischer Pipeline-Lieferungen lässt sich nüchtern bilanzieren: Die Versorgung ist stabil geblieben, der Anteil erneuerbarer Energien am Strommix hat die 55-Prozent-Marke geknackt, und gleichzeitig zahlen energieintensive Industrien hierzulande weiter mehr für Strom als ihre Wettbewerber in den USA, Frankreich oder China. Diese Seite trägt die Energiezahlen Deutschlands 2026 zusammen, mit Quelle, Stand und Einordnung.
Diese Seite ist die Dachseite. Sie führt die Zahlen des gesamten Energiesystems zusammen. Jedes Thema hat zusätzlich eine eigene Seite, auf der es zu Ende erzählt wird.
Strommix, Erneuerbare über 55 Prozent
Nach Daten des Umweltbundesamtes (AGEE-Stat, Bericht März 2026) lag der Anteil erneuerbarer Energien am deutschen Bruttostromverbrauch 2025 bei 55,1 Prozent, ein Plus gegenüber 54,4 Prozent in 2024. Bei der reinen Nettostromerzeugung (ohne Eigenverbrauch der Kraftwerke) kommt das Fraunhofer ISE sogar auf rund 55,9 Prozent. Insgesamt erzeugten die Erneuerbaren 2025 rund 290 Terawattstunden Strom, ein neuer Rekord. Windkraft an Land und auf See lieferte zusammen rund 134 TWh, die Photovoltaik 91,6 TWh (+21 % zum Vorjahr), dahinter Biomasse und Wasserkraft. Seit dem Jahr 2000, als der EE-Anteil bei rund 6 Prozent lag, hat er sich fast verzehnfacht.
Das politische Ziel der Bundesregierung lautet 80 Prozent EE-Anteil bis 2030. Aktuelle Trendfortschreibungen mehrerer Forschungsinstitute (Fraunhofer ISE, DIW, Agora Energiewende) gehen davon aus, dass dieses Ziel ohne weitere Beschleunigung nicht ganz erreicht wird, ein Wert um 70 bis 75 Prozent gilt als realistischer Korridor. Beschleunigung heißt hier konkret: schnellere Genehmigungen, mehr Flächen für Windenergie an Land, mehr Photovoltaik-Ausschreibungen und vor allem Netzausbau.
Industriestrompreis, die 20-Jahres-Geschichte und der harte Schnitt 2026
Kein anderes Thema in der deutschen Wirtschaftsdebatte ist so emotional aufgeladen wie der Strompreis, und kaum eines wird so oberflächlich erklärt. Dieser Abschnitt erzählt die ganze Geschichte: 20 Jahre Industriestrompreis im internationalen Vergleich, chronologisch, mit allen Daten, Quellen und der unbequemen Frage, was wir wirklich wollen.
Der Industriestrompreis ist 2026 deutlich gefallen, durch sinkende Großhandelspreise, mehr Erneuerbare und den Wegfall der EEG-Umlage. Deutschland liegt jetzt nahe am EU-Schnitt.
Trotz der Senkung zahlen Unternehmen in den USA und China weiterhin nur rund die Hälfte. Für energieintensive Industrien bleibt der Standortnachteil relevant, die 5-ct-Subvention soll genau dort gegensteuern.
2006, 2011
Mitte der 2000er Jahre liegt der deutsche Industriestrompreis bei rund 10 bis 13 Cent pro Kilowattstunde, nahe am EU-Durchschnitt, deutlich teurer als die USA (etwa 6 ct), aber wettbewerbsfähig. Russisches Pipeline-Gas ist billig, die Atomkraft liefert grundlastfähigen Strom, die EEG-Umlage ist mit unter 2 ct/kWh noch kein großer Faktor. Frankreich und China unterbieten Deutschland zwar deutlich, aber der Abstand wird noch von Lohn-, Logistik- und Qualitätsvorteilen ausgeglichen.
Schon 2000 hat die rot-grüne Bundesregierung den ersten Atomausstieg beschlossen. Vom 2010er Atomausstiegs-Moratorium ist noch nichts zu spüren. Es ist die letzte Phase, in der „Energie“ in Deutschland kein Top-Politik-Thema ist.
2011, 2022
Im März 2011 explodieren die Reaktoren in Fukushima. Wenige Tage später beschließt Bundeskanzlerin Merkel das Atom-Moratorium, acht Kernkraftwerke gehen sofort vom Netz, der Rest soll bis 2022 folgen. Die EEG-Umlage steigt parallel: Von 1,3 ct/kWh (2009) auf 6,9 ct/kWh (2017), bevor sie politisch gedeckelt und 2022 ganz abgeschafft wird. Industriestrom-Preise klettern Jahr für Jahr: 2014 sind es schon rund 15 ct, 2018 rund 16 ct, 2021 dann 19,5 ct.
Dann kommt der 24. Februar 2022. Der russische Überfall auf die Ukraine, der gestoppte Gas-Fluss aus Nord Stream, der Merit-Order-Effekt am Strommarkt, und der Industriestrompreis schießt auf rund 28 ct/kWh im Jahresschnitt. Das ist nicht nur teuer, das ist ruinös für energieintensive Branchen. Aluminium, Glas, Papier, Chemie melden im Sommer 2022 reihenweise Produktionsdrosselungen. Die Strompreis-Krise ist real, sie ist akut, sie ist nicht eingebildet.
2022, 2026
2023 gehen die letzten drei Atomkraftwerke vom Netz. Die befürchtete Strom-Lücke bleibt aus, die Spotmarkt-Preise fallen schon im Lauf des Jahres deutlich. 2024 liegt der durchschnittliche Industriestrompreis laut BDEW bei rund 17,0 ct/kWh, ein Rückgang um 30 % gegenüber dem Krisenjahr 2023 (24,5 ct). 2025 sinkt er weiter auf etwa 16 ct, immer noch hoch im internationalen Vergleich, aber wieder im Rahmen. Der Börsenstrompreis selbst ist 2025 im Jahresschnitt unter 9 ct/kWh gefallen; was die Endkunden zahlen, hängt vor allem an Steuern, Umlagen und Netzentgelten.
Anfang 2026 zieht die schwarz-rote Koalition unter Kanzler Friedrich Merz den harten Schnitt: Stromsteuer-Senkung auf das EU-Mindestmaß für das produzierende Gewerbe, plus Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten, plus ein neuer Industriestrompreis von 5 Cent pro Kilowattstunde als Zielwert, gedeckelt auf maximal 50 % des Jahresverbrauchs, befristet auf drei Jahre (2026–2028), gedacht für rund 2.000 besonders stromintensive Betriebe der KUEBLL-Liste (Chemie, Stahl, Metall, Halbleiter u. a.). Finanziert über den Klima- und Transformationsfonds mit rund 1,5 Mrd. Euro pro Jahr. Damit rückt Deutschland erstmals seit zehn Jahren in die Nähe der französischen und US-amerikanischen Preise, aber nur für einen Teil der Wirtschaft. Privatkunden bleiben außen vor.
Wie der 5-Cent-Industriestrompreis entstand, die politische Geschichte
Die Idee entstand nicht aus heiterem Himmel, sondern war eine direkte Reaktion auf die Energiekrise 2022. Der Gaspreis explodierte nach dem russischen Angriff auf die Ukraine, der Börsenstrompreis schoss auf über 40 ct/kWh. Besonders die energieintensiven Branchen, Stahl, Chemie, Metall, Glas, Papier, gerieten massiv unter Druck: Produktionsdrosselungen, Abwanderungsdrohungen. BASF sprach offen über Standortverlagerungen. Die Angst vor einer Deindustrialisierung wurde zum großen politischen Thema.
Mai 2023, der Vorschlag: Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) legt in der Ampel-Koalition (SPD–Grüne–FDP) den „Brückenstrompreis“ vor, zunächst 6 ct/kWh, später auf 5 ct herunterverhandelt. Die Subvention sollte als Brücke dienen, bis der Ausbau der Erneuerbaren und Stromnetze die Preise langfristig senkt. Finanzierung über den Klima- und Transformationsfonds (KTF).
Koalitionsstreit: Grüne und Teile der SPD waren dafür („überlebenswichtig für den Standort“). FDP und Kanzler Scholz hatten Bedenken wegen der Kosten (mehrere Milliarden Euro pro Jahr), EU-Beihilferecht und der Gefahr dauerhafter Subventionen. Die Opposition (CDU/CSU) warf zunächst „Subventionitis“ vor. Trotz monatelanger Debatten und heftigem Industrie-Lobbying kam es unter der Ampel nicht zur Umsetzung, nur die auslaufende Strom- und Gaspreisbremse und kleinere Netzentgelt-Entlastungen.
2025, der Durchbruch: Nach der Bundestagswahl bilden CDU/CSU und SPD eine Koalition unter Kanzler Friedrich Merz. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) kündigt im November 2025 an: Der Industriestrompreis kommt zum 1. Januar 2026. Im Koalitionsausschuss einigen sich Union und SPD auf die Details:
- ▸ 5 ct/kWh für max. 50 % des Jahresverbrauchs
- ▸ Ca. 2.000 besonders stromintensive Betriebe (KUEBLL-Liste: Chemie, Stahl, Metall, Halbleiter u. a.)
- ▸ Kriterien: Stromkosten mind. 14 % der Bruttowertschöpfung, internationaler Wettbewerb
- ▸ Befristet 2026–2028, Kosten ca. 1,5 Mrd. €/Jahr aus dem Bundeshaushalt
- ▸ EU-Kommission genehmigt die Maßnahme Mitte Januar 2026
- ▸ Unternehmen müssen mind. 50 % der Einsparungen in Dekarbonisierung reinvestieren
Zusätzlich gibt es dauerhafte Senkungen der Stromsteuer für das produzierende Gewerbe auf das EU-Minimum sowie Zuschüsse zu den Netzentgelten, das entlastet auch den Mittelstand.
Kritik bleibt: Die Industrie findet den Effekt bei manchen Betrieben geringer als erhofft („nicht wirklich 5 ct effektiv“). Umweltschützer sehen Subventionen für fossile Branchen kritisch. Haushaltspolitiker warnen vor den Kosten. Und Privatkunden bleiben komplett außen vor. Dennoch: Der 5-Cent-Preis ist ein typisches Beispiel für energiepolitische Notfallpolitik, die über einen Regierungswechsel hinweg weiterlebt, vom Habeck-Vorschlag 2023 bis zur schwarz-roten Umsetzung 2026. Er soll Zeit kaufen, bis der grüne Strom wirklich günstig und reichlich da ist.
| Land | 2006 | 2022 (Schock) | 2024/25 | 2026 (Stand bzw. Ziel) |
|---|---|---|---|---|
| Deutschland | 10,0 ct | 28,0 ct | 15,8 ct | 5 ct* |
| EU-Durchschnitt | 9,0 ct | 22,0 ct | 17,0 ct | 17,0 ct |
| USA | 5,6 ct | 8,4 ct | 8,2 ct | 8,5 ct |
| Frankreich | 5,5 ct | 13,0 ct | 10,5 ct | 12,0 ct |
| China | 6,0 ct | 9,5 ct | 9,0 ct | 9,0 ct |
* Subventionierter Zielwert für max. 50 % des Verbrauchs von ca. 2.000 besonders stromintensiven Betrieben (KUEBLL-Liste). Befristet 2026–2028, nicht für Privatkunden. Alle übrigen Werte: Durchschnittspreise mittlerer Industriekunden (BDEW/Eurostat). Deutschland-Wert in der Spalte 2024/25: 15,8 ct/kWh nach BDEW-Strompreisanalyse 2025 (mittlere Industrie, 20–70 Mio. kWh/a); die übrigen Länder zeigen den zuletzt verfügbaren Eurostat-Stand.
Die unbequeme Wahrheit
An dieser Stelle gehört ein Satz hin, der in der Strompreis-Debatte fast nie ausgesprochen wird: Unser Strom ist nicht nur teurer, weil etwas schiefgelaufen ist. Er ist auch teurer, weil wir uns als Land für etwas entschieden haben. Wir haben uns verpflichtet, aus Kohle, Öl und Gas auszusteigen, nicht aus Ideologie, sondern weil ihre Verbrennung das Weltklima messbar zerstört. Das ist Physik, nicht Meinung. Eine Tonne CO₂, einmal in die Atmosphäre entlassen, bleibt dort rund tausend Jahre wirksam. Tausend.
Wer in dieser Lage sagt: „Strom ist zu teuer, wir müssen zurück zu billigem Gas und billigem Öl“, sagt im Klartext etwas Anderes. Er sagt: Mir ist die Atmosphäre egal. Mir sind die nächsten dreißig Generationen egal. Das mag eine Position sein, die man vertreten kann. Aber dann sollten wir das wenigstens beim Namen nennen, statt es als Wirtschaftspolitik zu tarnen. KIPODE schreibt es deshalb hier so klar auf: Der höhere Strompreis in Deutschland ist zum Teil schlechte Politik, falscher Atomausstiegs-Zeitpunkt, zu langsamer Netzausbau, zu teure Gas-Abhängigkeit, und zum Teil der Preis dafür, dass wir die Erde noch für unsere Kinder bewohnbar halten wollen.
Das heißt nicht, dass jede Strompreis-Erhöhung gut ist. Es heißt auch nicht, dass die Industrie-Sorgen falsch sind, sie sind real, und der Industriestrompreis 2026 ist eine richtige Antwort darauf. Es heißt nur: Die ehrliche Debatte beginnt damit, beide Seiten der Rechnung gleichzeitig zu sehen. Strom muss günstig und sauber werden. Beides. Nicht entweder-oder.
Vier Farben, vier Welten
Wenn Politik und Industrie von der „Wasserstoff-Wirtschaft“ sprechen, klingt das zunächst nach Klimaschutz. Es lohnt sich aber, genauer hinzusehen: Wasserstoff ist nicht per se sauber. Wie er hergestellt wird, entscheidet alles.
Drei Beispiele aus der Realwirtschaft
Deutschland zahlt 10–14 ct/kWh für Industriestrom, die USA und China liegen bei rund 8 ct/kWh. Diese Lücke trifft Chemie, Stahl und Aluminium besonders hart. Drei Fälle zeigen, was das konkret bedeutet:
BASF investiert in Ludwigshafen weiter (1,5–2 Mrd. €/Jahr bis 2028), spart aber parallel 2,1 Mrd. € an deutschen Kosten. Der neue Standort Zhanjiang ist seit März 2026 voll in Betrieb, 10 Mrd. €, das größte Auslandsinvestment der Konzerngeschichte. Der Vorstand nennt „hohe Energiekosten“ ausdrücklich als Treiber.
Der Stahl-Konzern hatte zugesagt, in Bremen und Eisenhüttenstadt seine Hochöfen durch wasserstoffbasierte Direktreduktion zu ersetzen. Bund und Länder hatten 1,3 Mrd. € Förderung zugesagt. Im Juni 2025 kippte der Konzern die Pläne komplett, Begründung: Grüner Wasserstoff zu teuer, Strom zu teuer, Wirtschaftlichkeit nicht gegeben. Die Werke laufen fossil weiter.
Aluminium ist die strom-intensivste Industrie überhaupt, rund ein Drittel der Produktionskosten ist Strom. Trimet, Deutschlands größter Alu-Hersteller, hat 2022–2024 bis zu zwei Drittel seiner Öfen heruntergefahren. Seit Mitte 2025 läuft die Produktion teilweise wieder, dank gesunkener Preise. Trimet mahnt weiterhin einen verlässlichen Industriestrompreis an.
30–40 % der Industrieunternehmen verlagern laut DIHK-Umfragen Investitionen ins Ausland oder drosseln in Deutschland. Neben Chemie, Stahl und Aluminium sind auch Glas, Papier und Zement betroffen. Die Bundesregierung hat im April 2026 einen befristeten Industriestrompreis von ca. 5 ct/kWh für rund 9.500 besonders strom- und handelsintensive Betriebe durchgesetzt (EU-Genehmigung 16.04.2026, 3,8 Mrd. € aus dem KTF, befristet 2026–2028). Ob das reicht, um weitere Investitionsverlagerungen zu stoppen, wird sich zeigen.
Wie Strompreis-Reformen konkret bei einem deutschen Weltmarktführer ankommen, zeigt das Beispiel des Schaeffler-Comebacks → Themenseite Humanoide Roboter.
Warum der Strompreis ohne massive Batteriespeicher und bidirektionale Elektroautos (Vehicle-to-Grid) nie wirklich stabil sein wird → direkt im nächsten Abschnitt. Kurzfassung: Die Dunkelflaute ist nicht das Problem, das fehlende Speichermanagement ist es. Und die größte ungenutzte Batterie steht heute schon in jeder Garage.
Dunkelflaute, Speicher & V2G, die fehlende Hälfte der Energiewende
Über die Hälfte erneuerbarer Strom klingt nach Erfolg, bis der Wind aufhört und die Sonne untergeht. Am 12. Dezember 2024 kostete die Kilowattstunde an der Strombörse zeitweise das Zwölffache des Jahresdurchschnitts. Die Frage ist nicht ob Dunkelflauten kommen, sondern wie Deutschland sie überbrückt, und was das kostet.
Was eine Dunkelflaute ist, und warum sie nicht verschwindet
Eine Dunkelflaute ist eine Phase, in der Wind- und Solaranlagen gleichzeitig kaum Strom liefern, typischerweise zwischen November und Februar, wenn Hochdruckgebiete über Mitteleuropa liegen: wenig Wind, kurze Tage, oft Nebel. Je höher der Anteil von Wind und Solar am Strommix steigt, desto kritischer werden diese Phasen, denn die Grundlast, die früher Atom und Kohle lieferten, muss künftig aus Speichern und flexiblen Kraftwerken kommen.
Seit Oktober 2025 gibt es dafür erstmals eine amtliche Arbeitsdefinition. In ihrer gemeinsamen Untersuchung der Preisspitzen mit dem Bundeskartellamt bezeichnet die Bundesnetzagentur als Dunkelflaute Situationen, in denen die Erzeugungsleistung der Wind- und Photovoltaikanlagen über mindestens 48 Stunden durchgehend unter 15 Prozent ihrer installierten Leistung bleibt. Das ist eine Untersuchungsdefinition einer Behörde, keine Legaldefinition und keine technische Norm. Wer Ereigniszahlen vergleicht, muss die zugrunde gelegte Schwelle mitnennen, sonst sind die Zahlen nicht vergleichbar. Genau daran scheitern die meisten kursierenden Angaben.
An dieser Stelle stand zuvor, Wind und Solar seien im November 2024 zeitweise auf 100 Megawatt bei 66 Gigawatt Bedarf gefallen, im Dezember habe tagelang eine 30-Prozent-Lücke geklafft und im Januar 2025 habe es drei Dunkelflauten hintereinander gegeben. Keine dieser drei Angaben ließ sich an einer Primärquelle belegen. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht für die betroffenen Tage keine aggregierten Gigawatt-Werte. Was belegbar ist, steht in den folgenden Absätzen und stammt aus dem Rohdatensatz von SMARD und aus der Untersuchung der Bundesnetzagentur.
Die schwerste dokumentierte Dunkelflaute, in belegbaren Zahlen
Betroffen waren zwei Zeiträume: der 5. bis 7. November und der 11. bis 12. Dezember 2024. Auf diese beiden Fenster entfielen 34 der 35 Stunden, in denen der Day-Ahead-Preis über 300 Euro je Megawattstunde stieg. Das sind 35 von 1.464 Lieferstunden in beiden Monaten zusammen, also 2,4 Prozent.
In der teuersten Stunde des 12. Dezember lieferten nach den Rohdaten von SMARD die Windanlagen an Land 520 Megawattstunden, die auf See 823 und die Photovoltaik 27,75. Zusätzlich zu den 3,4 Gigawatt freier Marktkapazität standen laut Bundesnetzagentur etwa 12 bis 13 Gigawatt an Reserven und Regelenergie bereit. Die europäische Marktkopplung sorgte für Importe, die nach Einschätzung der Behörde noch extremere Preisspitzen verhindert haben.
Es kam zu keiner Versorgungsunterbrechung. Die Bundesnetzagentur schreibt wörtlich: „Die sichere Stromversorgung war zu jedem Zeitpunkt gewährleistet." Der Preisausschlag war real und historisch außergewöhnlich, er blieb aber ein Marktpreissignal und wurde kein Versorgungsereignis. Bestätigt wird das von der Versorgungsqualität: Im Jahr der schwersten dokumentierten Dunkelflaute lag die durchschnittliche Unterbrechungsdauer unter der des Vorjahres und unter dem Zehnjahresmittel von 12,7 Minuten.
Das ist keine Entwarnung. Dieselbe Behörde beziffert den zusätzlich benötigten steuerbaren Kapazitätsbedarf bis 2035 auf bis zu 22,4 Gigawatt im Zielszenario und 35,5 Gigawatt bei verzögerter Energiewende. Beide Zahlen gehören zusammen genannt: Das System hat gehalten, und es braucht trotzdem Zubau. Wer nur eine der beiden nennt, betreibt Politik statt Bestandsaufnahme.
Und die Lage hat sich seither entspannt. Der Höchstpreis 2025 lag bei 583,40 Euro je Megawattstunde (20. Januar), im ersten Quartal 2026 bei 429,36 Euro (4. März). Über 300 Euro stiegen im ersten Quartal 2026 nur 12 von 8.640 Viertelstunden, ein Jahr zuvor waren es 60. Deutschland war in diesem Quartal erstmals seit Ende 2023 wieder Nettoexporteur von Strom.
Der Speicher-Status quo, drei Technologien, drei Zeitskalen
Pumpspeicher
Deutschlands älteste und zuverlässigste Speichertechnologie. 30+ Anlagen, vor allem in Thüringen, Sachsen, Baden-Württemberg. Extrem schnelle Regelleistung (Sekunden). Problem: Kein Ausbau möglich, Topografie und Naturschutz setzen enge Grenzen.
Batteriespeicher (BESS)
Der BSW-Solar nennt für Juni 2026 rund 30 GWh Gesamtkapazität, davon etwa 6 GWh Großspeicher. Von Januar bis Mai 2026 kamen rund 225.000 Speicher mit 3,4 GWh hinzu, rund 70 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum. Bei den Großspeichern hat sich der Zubau mit 1,5 GWh gegenüber 0,3 GWh mehr als vervierfacht. Die Bundesnetzagentur zählte im Marktstammdatenregister zum 15.10.2025 erst 2,4 GW und 3,2 GWh Großspeicher, hat aber einen Meldeverzug.
Vehicle-to-Grid (V2G)
Die größte ungenutzte Batterie steht in der Garage, und sie bleibt vorerst ungenutzt. Zum 28. Juli 2026 lässt sich in Deutschland bei keinem Hersteller ein Fahrzeug kaufen, das Strom ins öffentliche Netz zurückspeist. Angeboten werden Wartelisten. Gelöst ist die Stromsteuerfrage, terminiert die Kommunikationsnorm, offen der Netzentgeltteil, unfertig die Zählerinfrastruktur.
Wie viel Speicher fehlt, die ehrliche Rechnung
Die folgende Gegenüberstellung ist keine Angabe einer Behörde, sondern eine Einordnung dieser Seite aus belegten Einzelwerten. Sie soll nur eine Größenordnung sichtbar machen.
Was steht: rund 10 GW Pumpspeicher mit etwa 40 GWh, dazu nach Branchenangaben rund 30 GWh Batteriespeicher. Davon entfallen nach Branchenangaben etwa 6 GWh auf Großspeicher und knapp 20 GWh auf Heimspeicher in rund 2,3 Millionen Anlagen; der Rest verteilt sich auf Gewerbespeicher, für die keine Primärquelle eine Kapazität ausweist. Was eine mehrtägige Flaute bräuchte: Bei einer Last in der Größenordnung von 60 GW wäre allein ein Tag ohne jede andere Erzeugung ein Vielfaches des gesamten heutigen Speicherbestands. Woraus die Lücke tatsächlich gedeckt wird: aus steuerbaren Kraftwerken, Reserven und Importen. Genau das hat sich im Dezember 2024 gezeigt, als von rund 105,5 GW steuerbarer Leistung in der teuersten Stunde noch 3,4 GW frei waren.
Die Schlussfolgerung daraus ist unbequem für beide Seiten der Debatte: Batterien lösen die Dunkelflaute nicht, sie sind für Stunden und Tagesgänge gebaut, nicht für Tage. Und der Speicherzubau ist trotzdem kein Nebenschauplatz, weil er genau die Stunden abfängt, in denen die Preisspitzen entstehen. Für mehrtägige Flauten braucht es zusätzlich steuerbare Kraftwerke, europäische Kuppelleitungen, abschaltbare Lasten und langfristig saisonale Speicher.
Die 226-Gigawatt-Zahl, und warum sie fast nichts bedeutet
Eine Zahl geistert durch die Berichterstattung und wird regelmäßig als Ausbauperspektive verkauft: Ende 2024 lagen den vier Übertragungsnetzbetreibern rund 650 Anschlussanfragen für Großbatteriespeicher mit zusammen 226 Gigawatt vor. Dem stehen 2,4 Gigawatt tatsächlich in Betrieb gegenüber.
Die Bundesnetzagentur erklärt in derselben Veröffentlichung selbst, warum die Zahl so hoch ist. Batteriespeicher müssen wegen ihrer Doppelrolle Anschlusskapazität sowohl für die Bezugs- als auch für die Erzeugungsseite beantragen, und die Verfahrenslage war bis zur Änderung der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung uneinheitlich. Anfragen sind weder Projekte noch Zusagen, und sie kosten den Antragsteller bislang wenig. Deshalb hält die Behörde Realisierungskautionen ausdrücklich für zulässig, um Anträge ohne Realisierungswahrscheinlichkeit auszufiltern; als Referenz nennt sie 1.000 Euro je Megawatt aus der Verordnung und hält 1.500 Euro je Megawatt für jedenfalls nicht unangemessen. Wer die 226 Gigawatt als kommenden Zubau darstellt, liest eine Warteschlange als Bauplan.
Was als realistisch gilt, liegt weit darunter: Bis 2029 gelten rund 15 GWh zusätzlicher Großspeicherkapazität als vergleichsweise gesichert, weitere rund 58 GWh sind in Planung, aber mit erheblichen Unsicherheiten behaftet. Das ist eine Analyse des Beratungshauses Enervis, keine Behördenzahl, und so ist sie auch zu lesen.
Baukostenzuschuss: Der Bundesgerichtshof hat am 15. Juli 2025 entschieden, dass er auch für netzgekoppelte Batteriespeicher rechtmäßig erhoben wird, und zwar in voller Höhe. Eine Ermäßigung allein wegen der Speicherfunktion gibt es nicht; maßgeblich ist die Entnahmeseite. Eine Minderung kommt nur bei einem flexiblen Netzanschluss in Betracht, und dann im Einzelfall.
Netzentgeltbefreiung: Paragraf 118 Absatz 6 des Energiewirtschaftsgesetzes befreit Speicher für 20 Jahre ab Inbetriebnahme, wenn diese innerhalb von 18 Jahren ab dem 4. August 2011 erfolgt. Ein Kalenderdatum für das Ende dieses Fensters steht im Gesetz nicht, die vielfach genannte Jahreszahl 2029 ist eine Ableitung. Die Branche verweist auf Diskussionen über ein Ende der Befreiung und sogar über eine rückwirkende Rücknahme; eine beschlossene Änderung gibt es zum Stand dieser Seite nicht.
Mischspeicher: Zwei neue Abrechnungsoptionen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes sind beschlossen, aber noch nicht nutzbar. Sie setzen eine Festlegung der Bundesnetzagentur voraus, deren Verfahren im Juli 2025 eröffnet wurde und für das zum 28. Juli 2026 keine Endfassung vorliegt. Die Pauschaloption bräuchte zusätzlich eine beihilferechtliche Genehmigung.
Das heißt: Selbst bei maximalem Batterie-Ausbau wird die Dunkelflaute nie allein durch Batterien gelöst. Für Stunden und Intraday-Schwankungen sind Batterien perfekt, schnell, effizient, skalierbar. Für mehrtägige Flauten braucht es zusätzlich: Wasserstoff-Gaskraftwerke (H₂-ready), europäische Strom-Interkonnektoren, Demand-Response-Programme und, langfristig, saisonale Speicher wie Kavernenspeicher für Wasserstoff.
V2G, warum das E-Auto der unterschätzte Gamechanger ist
Das Potenzial ist groß, das Fahrzeug ist der einzige Speicher, den Millionen Haushalte ohnehin kaufen. Nur ist die Hürde nicht gefallen. An dieser Stelle stand bis zum 28. Juli 2026, seit dem 1. Januar 2026 würden zurückgespeiste Kilowattstunden nicht mehr doppelt mit Netzentgelten belastet. Diese Aussage kursiert breit in Fachblogs und Presse, sie ließ sich am Gesetzeswortlaut aber nicht nachweisen und ist deshalb gestrichen. Die Lage ist unübersichtlicher, und sie zerfällt in vier Bausteine.
Gelöst: die Stromsteuer
Seit der Änderung des Stromsteuergesetzes vom 22. Dezember 2025 gilt nach Paragraf 5a Absatz 3: Wer beim bidirektionalen Laden Strom aus dem Fahrzeugspeicher an einen Ladepunkt abgibt, gilt insoweit nicht als Versorger. Wichtig ist der zweite Satz derselben Norm: Steuerfrei ist nur der Strom, der unmittelbar am Ort des Ladepunkts ohne Nutzung des allgemeinen Versorgungsnetzes verbraucht wird. Das deckt das Laden ins eigene Haus, nicht die Einspeisung ins Netz.
Terminiert: die Kommunikationsnorm
Bidirektionales Laden ist erst im Normteil ISO 15118-20 geregelt, der Vorgänger kannte es nicht. Verbindlich wird er über die Delegierte Verordnung (EU) 2025/656 zum 1. Januar 2027, und zwar für öffentliche und private Ladepunkte. Häufiger Fehler: Die Frist steht nicht in der AFIR-Grundverordnung selbst, dort kommt die Ziffer 15118 kein einziges Mal vor.
Offen: die Netzentgelte
Das Energiewirtschaftsgesetz kennt mobile Speicher schlicht nicht. Paragraf 14a und die zugehörige Festlegung der Bundesnetzagentur regeln ausdrücklich nur Verbrauchseinrichtungen und Entnahmeleistungen; die Wörter Rückspeisung und bidirektional kommen dort nicht vor. Die Netzentgeltbefreiung für Speicher in Paragraf 118 Absatz 6 verlangt zudem eine Rückspeisung in dasselbe Netz, was ein fahrendes Auto systematisch nicht garantieren kann.
Unfertig: der Zähler
Zum gesetzlichen Stichtag 31. Dezember 2025 waren 23,3 Prozent der Pflichteinbaufälle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet, also 1.095.715 von 4.709.487. Auf alle Messstellen gerechnet sind es 5,5 Prozent. Die nächste gesetzliche Stufe ist 90 Prozent, und sie greift erst Ende 2032.
Was daraus folgt: Serienmäßig verfügbar ist in Deutschland das Laden externer Geräte aus dem Fahrzeug, bei vielen Herstellern. Das Laden ins eigene Haus bieten die Marken des Volkswagen-Konzerns und Ford an, jeweils nur mit einer freigegebenen Gleichstrom-Wallbox. Die Einspeisung ins öffentliche Netz ist angekündigt, aber nicht kaufbar. Mercedes-Benz führt eine Warteliste und bezeichnet das Produkt selbst als in der finalen Entwicklungsphase, ohne Marktstartdatum. Ford hat es für den Sommer 2026 angekündigt.
Zwei Angaben, die hier zuvor standen, sind falsch und ersatzlos gestrichen: Hyundai, Kia und BYD liefern in Deutschland keine Fahrzeuge mit Netzeinspeisung. Hyundai schreibt auf der eigenen Seite, das sei hierzulande noch nicht flächendeckend verfügbar. Und die Angabe, alle großen Hersteller lieferten ab 2026 netzfähige Modelle, trifft zum Stand dieser Seite auf keinen einzigen zu.
Auf diese Seite gehörte seit Längerem der Nachtrag, welchen Cent-Satz je Kilowattstunde Mercedes für zurückgespeisten Strom zahlt. Die Antwort lautet: Diesen Satz gibt es nicht, und es wird ihn in dieser Form voraussichtlich nie geben.
Mercedes vergütet nicht die eingespeiste Kilowattstunde, sondern die Ansteckzeit. Für jede Stunde, in der das Fahrzeug im bidirektionalen Modus angeschlossen ist, gibt es einen Bonuspunkt; die Punkte werden monatlich über die Stromrechnung verrechnet. Der Hersteller schreibt ausdrücklich, die Entlohnung erfolge dafür, dass das Fahrzeug angeschlossen und verfügbar sei, auf Basis der eingesteckten Zeit und unabhängig von der tatsächlichen Entwicklung am Strommarkt. Ein Betrag in Euro oder Cent steht auf der Angebotsseite nirgends, zugesagt ist nur, dass Strompreis und Gutschriftwert zwölf Monate fest bleiben.
Dasselbe Modell liegt der viel zitierten Angabe „bis zu 720 Euro im ersten Jahr" der Volkswagen-Tochter Elli zugrunde. Auch das ist ein Ansteckbonus, der nach Ellis eigener Beschreibung sogar dann anfällt, wenn die Batterie gar nicht entladen wird. Wer diese Beträge als Einspeisevergütung liest, rechnet mit einer Größe, die nicht gemessen wird.
Das größte belegte echte Netzeinspeise-Feld in Deutschland umfasste 50 BMW i3 im Projekt Bidirektionales Lademanagement und lief 2022 aus. Die Netzsimulation daraus ist der interessanteste Befund: Über 1.206 Niederspannungsnetze gerechnet hätten bis 2040 ohne bidirektionales Laden 43 Prozent der Netze Ausbaubedarf, bei reiner Börsenvermarktung sogar 71 Prozent, bei netzdienlicher Steuerung dagegen nur 32 bis 37 Prozent. Falsch gesteuert macht V2G das Netzproblem also größer, nicht kleiner.
Amprion hat 2022 mit acht Fahrzeugen nachgewiesen, dass Regelleistung aus E-Autos in einer deutschen Regelzone erbracht werden kann, ohne die Nutzbarkeit des Fahrzeugs einzuschränken. Das ist bis heute der einzige belegte Präqualifikationsnachweis dieser Art. Die großen laufenden Feldtests der Netzbetreiber sind dagegen unidirektional: Im nordhessischen Projekt Heav-E mit knapp siebzig Teilnehmern wurde nur gesteuert geladen, nicht zurückgespeist, und derselbe Zuschnitt gilt für den im März 2026 gestarteten Feldtest LadeFlexBW.
Volkswagen bietet bidirektionales Laden bisher nur bei ID-Modellen mit großem 77-kWh-Akku an (ID.4, ID.5, ID.7, ID.Buzz ab Software 3.5). Der angekündigte Volkswagen ID.2all (ab 2026, unter 25.000 €) und der noch günstigere ID.Every1 (ab 2027, ca. 20.000 €, nur 38-kWh-LFP-Batterie) werden V2G voraussichtlich nicht serienmäßig unterstützen, die Hardware (DC-Wechselrichter) ist in der Einstiegsklasse zu teuer. VW schafft es also nicht, sein Versprechen „E-Auto für jedermann" mit V2G-Fähigkeit zu verbinden, genau die Autos, die massenhaft in deutschen Garagen stehen werden, bleiben passive Verbraucher statt aktive Netzspeicher.
Nachtrag vom 28. Juli 2026: Hier stand zuvor, BMW integriere die Bidirektionalität mit der Neuen Klasse ab Werk in die gesamte Plattform und zeige damit, wie es geht. Belegbar ist das nicht. Der iX3 der Neuen Klasse taucht in der Nachfolge-Förderung des Projekts Bidirektionales Lademanagement auf, also in einem Pilotvorhaben mit einer zweistelligen Zahl gesuchter Teilnehmer, nicht als Serienangebot. Auch die Aussage über die Einstiegsmodelle des Volkswagen-Konzerns beruht auf Ankündigungen, nicht auf Herstellerangaben zum Serienstand. Beide Punkte bleiben hier stehen, aber als das, was sie sind: Erwartung, nicht Befund.
Zusätzlich braucht V2G eine bidirektionale Wallbox (z. B. Hager, Wallbox Quasar), eine normale Schuko-Steckdose reicht nicht.
Welche Autos können bidirektional laden?, Übersicht 2026
| Hersteller | Modelle | Externe Geräte | Eigenes Haus | Öffentl. Netz | Stand und Einschränkung |
|---|---|---|---|---|---|
| Volkswagen | ID-Modelle ab 77 kWh (ab Software 3.5) | ✓ | ✓ | ✗ | Haus-Laden nur mit freigegebener Gleichstrom-Wallbox. Für die Netzeinspeisung sammelt die Konzerntochter Elli lediglich Anmeldungen |
| Cupra | Raval · Born · Tavascan | ✓ | ✓ | ✗ | Gleiche Konzernplattform wie Volkswagen, gleiche Wallbox-Bedingung |
| Škoda | Epiq (ab Selection) | ✓ | ✓ | ✗ | Laut Modellseite des Herstellers verfügbar |
| Ford | Explorer · Capri (Extended Range) | – | ✓ | ◐ | Haus-Laden seit Januar 2025 mit Hauskraftwerk und passender Wallbox. Netzeinspeisung für Sommer 2026 angekündigt, ein Livegang ist nicht bestätigt |
| Mercedes-Benz | GLC (vollelektrisch) | – | ✗ | ◐ | Warteliste. Der Hersteller nennt das Produkt in finaler Entwicklungsphase und schreibt ausdrücklich, das Laden ins eigene Haus werde in der ersten Ausbaustufe noch nicht unterstützt |
| Hyundai | INSTER · IONIQ 5 · IONIQ 6 · IONIQ 9 · KONA Elektro | ✓ | ✗ | ✗ | Hyundai schreibt selbst, Haus- und Netzladen seien in Deutschland noch nicht flächendeckend verfügbar |
| Kia | EV2 · EV3 · EV4 · EV9 | ✓ | ◐ | ✗ | Nur Hardware-Vorbereitung. Angaben aus der Pressemappe, nicht direkt am Serienfahrzeug gegengeprüft |
| Nissan | LEAF (3. Generation) | ✓ | ✗ | ✗ | Haus-Laden nur in ausgewählten Märkten wie Japan, nicht in Deutschland |
| Tesla | Powershare | – | – | ✗ | An den Cybertruck gebunden, der in Deutschland nicht verkauft wird |
| Volvo / Polestar | EX90 · Polestar 3 | – | ✗ | ✗ | Angebote bestehen nur in den USA beziehungsweise als Pilot in Schweden, nicht für Deutschland |
| Renault / Mobilize | R5 | – | – | ✗ | Kommerzielle Netzeinspeisung seit Oktober 2024, aber ausschließlich in Frankreich |
✓ = in Deutschland verfügbar · ◐ = angekündigt, aber nicht kaufbar · ✗ = nicht verfügbar · – = vom Hersteller nicht ausgewiesen. „Externe Geräte" meint das Laden eines Verbrauchers aus dem Fahrzeug, „Eigenes Haus" die Versorgung des Hausnetzes, „Öffentliches Netz" die tatsächliche Einspeisung. Stand: 28. Juli 2026. In jedem Fall wird zusätzlich eine bidirektionale Wallbox gebraucht, eine gewöhnliche Steckdose reicht nicht.
Der zweite Engpass neben den Fahrzeugen ist die Infrastruktur, und er ist der zähere. Ohne intelligentes Messsystem gibt es kein dynamisches Einspeisen, kein automatisches Laden bei negativen Strompreisen und kein Rückspeisen ins Netz. Zum gesetzlichen Stichtag 31. Dezember 2025 waren erst 23,3 Prozent der Pflichteinbaufälle ausgerüstet, gerechnet auf alle Messstellen 5,5 Prozent. Die nächste gesetzliche Stufe verlangt 90 Prozent, und sie greift erst Ende 2032. Der Einbau der Zähler ist damit die stille Voraussetzung für die gesamte Speicherwende, und er ist zugleich der Terminplan, an dem alles andere hängt.
Welche Fabriken die Batteriezellen für diese Speicher produzieren, PowerCo, CATL, Tesla, Lyten, und warum Deutschlands eigene Zellfertigung noch fragil ist: → Themenseite Batteriezellen.
Atomausstieg und Atommüll, die Bilanz nach drei Jahren
Am 15. April 2023 gingen die letzten drei Atomkraftwerke (Isar 2, Emsland, Neckarwestheim 2) vom Netz. Die Sorge, danach werde es zu Stromknappheit, Stromausfällen oder einem Rückfall in die Kohleverstromung kommen, hat sich in dieser Schärfe nicht bewahrheitet. Deutschland war 2024 und 2025 in der Jahresbilanz Nettostromimporteur, die Importe ersetzten die wegfallende Atomleistung, ohne dass die Bundesnetzagentur Versorgungsengpässe meldete. Die Versorgungsqualität blieb auf Rekordniveau, mit 11,68 Minuten mittlerer Unterbrechungsdauer je Kunde im Jahr 2024.
Gleichzeitig stieg der Anteil von Erdgas und Steinkohle am Strommix in einzelnen Monaten temporär an, vor allem dann, wenn Wind und Sonne zu wenig lieferten. Klimabilanztechnisch ist das ein Rückschritt gegenüber den Atomjahren, weil Atomstrom CO₂-arm produziert wird. Befürworter und Gegner des Atomausstiegs streiten genau über diese Bilanz: Die einen betonen die fehlende CO₂-arme Grundlast, die anderen verweisen auf die ungelöste Endlagerfrage und die hohen Kosten neuer Reaktoren.
Der Müll bleibt. Er steht an 16 Standorten in rund 1.610 Castor-Behältern oberirdisch, dreizehn dieser Lager betreibt der Bund über die BGZ. Die erste Betriebsgenehmigung läuft 2034 aus, ein Endlager gibt es frühestens in den 2040er Jahren. Und in der Schachtanlage Asse II zeigt sich, was passiert, wenn man das Problem für erledigt erklärt: 125.787 Fässer in einem Bergwerk, in das seit 1988 täglich Wasser eindringt, mit einer Rückholung, die seit April 2026 kein Datum mehr hat.
Die vollständige Rechnung zu den Stromkosten, die Einordnung Finnlands, alle 16 Zwischenlager mit Behälterzahlen und Genehmigungsfristen, der Stand der Endlagersuche, der Fall Asse II und die Idee der Transmutation stehen auf der eigenen Themenseite: → Atomkraft Deutschland 2026.
Erdgas, die Norwegen-LNG-Achse
Vor 2022 stammten rund 55 Prozent der deutschen Gasimporte aus Russland. Diese Quelle ist faktisch auf Null geschrumpft. Deutschland hat seine Gasversorgung in Rekordzeit umgebaut, weg vom einzelnen Lieferanten, hin zu einem diversifizierten System aus Pipeline und Flüssiggas. Die Gesamtimporte lagen 2025 bei 1.031 TWh, 19 Prozent mehr als 2024 (864 TWh). Trotzdem liegt der Verbrauch immer noch 13,5 Prozent unter dem Durchschnitt der Jahre 2018 bis 2021. Industrie und Haushalte sparen dauerhaft.
Woher kommt das deutsche Erdgas?, Importanteile 2025
Norwegen liefert 44 Prozent, mit Abstand der wichtigste Partner. Das Gas kommt per Pipeline direkt nach Emden und Dornum. Die Niederlande (24 %) und Belgien (21 %) leiten einen Großteil davon als Transit weiter, vor allem LNG, das in Rotterdam und Zeebrugge angelandet wird.
Die vier deutschen LNG-Terminals
Die innerhalb von Monaten gebauten Flüssiggas-Terminals haben 2025 insgesamt 106 TWh eingespeist, das sind 10,3 Prozent aller Importe (Vorjahr: 69 TWh / 8 %). Die Aufschlüsselung:
Die DET-Terminals (Wilhelmshaven + Brunsbüttel) erreichten 2025 eine Auslastung von 65 Prozent, zehn Prozentpunkte über dem europäischen Mittel. Gelegentliche Unterbrechungen (z.B. Eis im Mukran-Hafen im Februar 2026) wurden schnell behoben.
Speicher: Wie voll sind Deutschlands Gasspeicher?
Aktuell stehen die Speicher bei 23,8 Prozent, das liegt unter der gesetzlichen Februar-Schwelle von 30 Prozent, ist aber für April normal: Die Heizperiode ist vorbei, die Einspeicherung läuft bereits mit rund 627 GWh pro Tag netto. Die Heizperioden 2024/25 und 2025/26 begannen jeweils mit Füllständen über 90 Prozent, das gesetzliche Mindestziel wurde deutlich übertroffen.
Seit dem 1. Juli 2025 gilt die Frühwarnstufe des Notfallplans Gas, herabgestuft von der Alarmstufe. Das signalisiert: Die Lage hat sich entspannt, aber die Aufmerksamkeit bleibt. Die Bundesnetzagentur sieht die Versorgung als gesichert an, starke Pipeline- und LNG-Zuflüsse plus enge Einbindung ins europäische Netz reichen aus.
Gaspreis: Von 10 auf 340 und zurück, die Achterbahn der letzten Jahre
Vor der Krise lag der Großhandelspreis bei 10 bis 23 Euro pro Megawattstunde. Im August 2022 explodierte er auf über 340 Euro, mehr als das 30-Fache. Seitdem hat sich der Markt normalisiert, aber das Vor-Krisen-Niveau ist nicht zurückgekehrt: 2024 und 2025 pendelten die Preise um 33 bis 35 Euro. Im Frühjahr 2026 zog der Preis erneut an, auf rund 44 Euro pro Megawattstunde.
Der Preisanstieg im Frühjahr 2026 hat einen konkreten Auslöser: Spannungen rund um die Straße von Hormuz haben die LNG-Exporte aus dem Persischen Golf zeitweise praktisch zum Stillstand gebracht, das betrifft rund ein Fünftel des globalen LNG-Angebots. Europa muss die Speicher vor dem Winter wieder füllen, und die Konkurrenz um verfügbare LNG-Ladungen treibt den Preis. Das Risiko hat sich verschoben: Statt eines einzelnen Pipeline-Lieferanten (Russland) sind es jetzt globale LNG-Märkte und geopolitische Spannungen, die den Preis bestimmen.
Gasversorgung: robust, aber teurer und verwundbarer
Die deutsche Gasversorgung ist diversifiziert und stabil. Die Abhängigkeit von Russland ist Geschichte. Vier LNG-Terminals, ein starker Pipeline-Partner (Norwegen) und die Einbindung ins europäische Netz sichern die Versorgung, auch im saisonalen Tiefstand. Der Verbrauch ist dauerhaft rückläufig: 2025 wurden 13,5 Prozent weniger Gas verbraucht als im Durchschnitt 2018 bis 2021. Das entlastet zusätzlich.
Die Rechnung: Die Versorgung ist gesichert, nur teurer als vor der Krise und anfälliger für geopolitische Schwankungen. Deutschland zahlt den Preis der Diversifizierung: mehr Sicherheit, aber weniger Berechenbarkeit.
Netzausbau, der eigentliche Engpass
Das größte ungelöste Problem der deutschen Energiewende heißt nicht Windräder, nicht Solarpanels und auch nicht Speicher, es heißt Netz. Damit der Windstrom aus Norddeutschland zu den Industriestandorten in Bayern, Baden-Württemberg und Nordrhein-Westfalen kommt, braucht es leistungsstarke Übertragungsleitungen. Die wichtigsten davon sind die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungskorridore SuedLink (rund 700 km, von Schleswig-Holstein nach Bayern und Baden-Württemberg) und SuedOstLink (rund 540 km, von Sachsen-Anhalt nach Bayern).
Beide Projekte waren ursprünglich für 2022 geplant. Aktueller Zeitplan: Inbetriebnahme bis Ende 2028. Die Verzögerung kostet jedes Jahr Milliarden, durch sogenannte Redispatch-Maßnahmen, also kurzfristige Eingriffe der Netzbetreiber, um Engpässe auszugleichen. 2024 lagen diese Kosten laut Bundesnetzagentur bei rund 3,2 Mrd. Euro.
So hoch schätzen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber den Investitionsbedarf in das Stromnetz bis 2045, über alle Spannungsebenen, inklusive Smart-Meter-Roll-out und Digitalisierung. Eine Summe, die in den Strompreis der nächsten zwei Jahrzehnte einfließen wird.
Zum Engpass gehört seit 2026 eine neue Verbrauchergruppe. Rechenzentren für künstliche Intelligenz ziehen ihren Strom nicht gleichmäßig, sondern in Sprüngen im Sekundentakt. Die amerikanische Netzaufsicht hat deshalb am 4. Mai 2026 ihre höchste Warnstufe gezogen; das deutsche Reifegradverfahren regelt seit dem 1. April 2026 nur die Warteschlange am Netzanschluss, nicht das Verhalten der Anlage im Betrieb. Die Einzelheiten stehen in Beitrag 54 des KI-Radars.
Erneuerbare Energien im Detail, Chancen und Grenzen jeder Technologie
Rund 56 Prozent des deutschen Stroms kamen 2025 aus erneuerbaren Quellen (Fraunhofer ISE: 55,9 % öffentliche Nettostromerzeugung; je nach Berechnungsmethode bis 58,8 %), drittes Jahr in Folge mit erneuerbarer Mehrheit, rund 210 GW installierte Leistung. Hinter dieser Zahl stecken sechs Technologien mit komplett unterschiedlichen Profilen: Stärken, Schwächen, Kosten, Potenzial. Wer die Energiewende versteht, muss alle kennen.
Über 29.000 Windräder, größte Einzelquelle im deutschen Strommix. 2025 kamen 4,6 GW Neuzubau hinzu, aber das Ziel 2030 (115 GW) erfordert 9,4 GW pro Jahr.
Nord- und Ostsee als Kraftwerk, mehr Volllaststunden, gleichmäßigere Einspeisung als an Land. Ziel 2030: 30 GW. Flaschenhals: Netzanschluss und Trassenausbau.
2025: 16,4 GW Neuzubau, Rekord. 1,2 Mio. Balkonkraftwerke. Günstigste neue Erzeugungsquelle Deutschlands. Im Winter und nachts jedoch null Ertrag.
45 Tiefenanlagen in Betrieb, 96 % der Kapazität in Bayern. Wetterunabhängig, rund um die Uhr, CO₂-frei. Vor allem Fernwärme, der unterschätzte Baustein der Wärmewende.
Einzige Erneuerbare, die auf Abruf läuft, systemrelevanter Regelenergie-Puffer. Kein Zubau mehr geplant, da Flächenkonkurrenz mit Lebensmitteln politisch nicht lösbar.
Älteste und stabilste Quelle, aber kaum noch ausbaubar. 2025 wenig Regen (−27 % vs. 2024), daher unterdurchschnittliche Erzeugung. Pumpspeicher (Goldisthal, 1.060 MW) als Puffer.
Jede dieser Technologien einzeln, mit Ausbauzielen, Kosten und den sechs Geothermieanlagen der Stadtwerke München: → Themenseite Erneuerbare Energien. Solar allein, von Zubauzahlen über Balkonkraftwerke bis zur verlorenen Modulindustrie: → Themenseite Solar.
Wärmewende, der vergessene Sektor
Während über Strom täglich diskutiert wird, ist der Wärmesektor das eigentliche Klima-Problem Deutschlands: Rund 75 % des Endenergieverbrauchs in Wohngebäuden entfallen auf Raumwärme und Warmwasser, und nur ein Bruchteil kommt aus erneuerbaren Quellen. Rund jede zweite Wohnung in Deutschland wird noch mit Erdgas geheizt, weitere knapp 25 % mit Heizöl. Die Abhängigkeit von fossiler Wärme ist strukturell größer als die vom fossilen Strom.
Das Gebäudeenergiegesetz (GEG, umgangssprachlich „Heizungsgesetz") schreibt seit 2024 vor, dass neu eingebaute Heizungen schrittweise zu mindestens 65 % mit erneuerbaren Energien betrieben werden müssen, in der Praxis über Wärmepumpen, Fernwärme oder Holzpellets. Der politische Streit um das Gesetz 2023 hat das Vertrauen der Verbraucher beschädigt. Der Wärmepumpenabsatz brach 2023 ein, erholt sich seitdem, liegt aber noch unter den ursprünglichen Hochlaufzielen.
Absatzzahlen, Förderhöhen nach der BEG-Reform und die Kosten im Vergleich zur Gasheizung: → Themenseite Wärmepumpe.
Die drei Säulen der Wärmewende sind Wärmepumpen (für Einzelgebäude), Fernwärme (für dichte Gebiete, zunehmend aus Geothermie und Großwärmepumpen) und Gebäudedämmung (senkt Bedarf, wirkt unabhängig von der Heizquelle). Alle drei brauchen Tempo, und politische Stabilität.
Wasserstoff, die noch leere Verheißung
Grüner Wasserstoff gilt als Schlüssel für die Dekarbonisierung der Schwerindustrie, Stahl, Chemie, Zement, und für Teile des Schwerverkehrs und der Schifffahrt. Diese Industrien können nicht direkt elektrifiziert werden; Wasserstoff als Energieträger und Reduktionsmittel ist ihre einzige CO₂-freie Option.
Die Bundesregierung hat eine Wasserstoffstrategie mit über 9 Mrd. Euro Förderung aufgelegt und den Aufbau eines 9.700 km langen Wasserstoff-Kernnetzes bis 2032 beschlossen. Das klingt ambitioniert, und ist es auch. Der reale Hochlauf 2025 ist deutlich verzögert:
- Elektrolysekapazität, Deutschland wollte bis 2030 mindestens 10 GW grüne Elektrolyse haben. Aktuell ist ein kleiner Bruchteil in Betrieb.
- Stahlunternehmen, Salzgitter, ThyssenKrupp Steel und ArcelorMittal haben Investitionen in H₂-basierte Direktreduktion angekündigt, einige davon aber wegen unklarer Wirtschaftlichkeit verschoben.
- Import statt Produktion, Grüner Wasserstoff aus Deutschland wird teurer als Importe aus Nordafrika, Australien oder Chile. Die Importstrategie ist realistischer als die Eigenproduktion.
Wasserstoff wird kommen, aber als Nischenanwendung für Industrieprozesse, nicht als allgemeiner Energieträger. Die Hoffnung, H₂ werde auch Heizungen und Autos dekarbonisieren, gilt unter Fachleuten als überholt.
Brandenburg eSAF: 350 Millionen Euro Förderbescheid für Schwedt übergeben
Die Logos auf der Grafik kurz erklärt
Concrete Chemicals GmbH ist die eigens gegründete Projekt- und Betreibergesellschaft, über die alle Verträge, Förderbescheide und Genehmigungen laufen. Gesellschafter sind ENERTRAG SE (Sitz Brandenburg, eigene Projektpipeline von über 35 GW Wind und Solar in neun Ländern, sogenanntes Verbundkraftwerk-Konzept aus Wind, Solar, Speicher und Elektrolyse) und Zaffra, ein Joint Venture von Sasol (Südafrika) und Topsoe (Dänemark), das die Power-to-Liquid-Technologie liefert: den eRWGS-Reaktor von Topsoe zur Umwandlung von CO₂ und H₂ in Synthesegas, dazu die Fischer-Tropsch-Synthese von Sasol für den eigentlichen Kraftstoff.
Weitere Firmen auf der Grafik (etwa LEIPA als Lieferant des biogenen CO₂ aus der benachbarten Papierfabrik oder die Pipeline-Anbindung zum Flughafen BER) sind Zulieferer und Kooperationspartner, aber keine Gesellschafter des Joint Ventures. Deshalb stehen sie kleiner.
Am 11. Mai 2026 haben Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) und Brandenburgs Ministerpräsident Dietmar Woidke (SPD) in Schwedt einen Förderbescheid über 350 Millionen Euro für das Projekt Brandenburg eSAF überreicht. Die Anlage entsteht auf dem Gelände der PCK-Raffinerie Schwedt, die nach dem Stopp russischer Rohölzufuhr ohnehin im Umbau steckt.
Geplant ist die nach Betreiberangaben größte deutsche Produktionsanlage für synthetisches Flugbenzin (eSAF, „electricity-based Sustainable Aviation Fuel"). Ab 2030 sollen jährlich mehr als 30.000 Tonnen eSAF und rund 7.000 Tonnen e-Naphtha entstehen, hergestellt aus grünem Wasserstoff und biogenem CO₂. Damit deckt allein dieses Werk laut Concrete Chemicals etwa ein Viertel der nationalen eSAF-Quote ab, die sich aus der EU-Verordnung ReFuelEU Aviation ergibt.
Was an dem Projekt energiepolitisch zählt
Grüner H₂ aus Brandenburg, CO₂ aus dem Nachbarwerk
Der Wasserstoff stammt aus ENERTRAG-Wind- und Solarparks und soll teils über eine eigene Elektrolyse am Standort, teils über den geplanten Anschluss an die Gascade-H₂-Pipeline „FLOW" bereitgestellt werden. Das biogene CO₂ kommt aus der Papierfabrik LEIPA in Schwedt, eine Pipeline-Anbindung zum Flughafen BER ist vorgesehen. Damit bleibt der Wertschöpfungskreis weitgehend in der Region.
Über 90 Prozent weniger Lebenszyklus-Emissionen
Im Vergleich zu fossilem Kerosin spart eSAF aus grünem Wasserstoff laut Konsortium mehr als 90 Prozent CO₂ über den gesamten Lebenszyklus. Voraussetzung: tatsächlich erneuerbarer Strom für die Elektrolyse, biogene CO₂-Quelle.
150 Dauerstellen, bis zu 1.500 im Bau
Für eine strukturschwache Region wie die Uckermark ist das eine relevante Größenordnung. Die Stellen ergänzen die klassische Raffinerie, ersetzen sie aber nicht. Lokal bleibt die Sorge um die fossilen Bestandsjobs.
Rund 25 Prozent der deutschen eSAF-Quote 2030
ReFuelEU Aviation schreibt ab 2030 eine eSAF-Quote von 1,2 Prozent für Flugkraftstoffe vor, ansteigend bis 35 Prozent in 2050. Ein einzelnes Werk, das ein Viertel der deutschen Quote abdeckt, ist im europäischen Vergleich groß.
„Brandenburg eSAF verbindet, was zusammengehört: erneuerbare Energie aus der Region, industrielle Tradition in Schwedt und den klaren politischen Willen von Bund und Land."
Gunar Hering, Vorstandsvorsitzender ENERTRAG, am 11. Mai 2026 in Schwedt
Einordnung
Ohne die hohe Förderquote von rund 70 Prozent wäre das Werk nicht wirtschaftlich. eSAF kostet aktuell das Drei- bis Sechsfache von fossilem Kerosin, der CO₂-Aufschlag auf Flugtickets allein deckt das nicht. Genau deshalb stützt die EU den Hochlauf über ReFuelEU Aviation politisch. Die Anlage in Schwedt ist außerdem auf eine Final Investment Decision Ende 2027 angewiesen, und die EU-Kommission muss die Beihilfe nach dem Klima-, Umwelt- und Energierahmen (CEEAG) noch final genehmigen.
Am Gesamtbefund weiter oben ändert der Bescheid nichts: Die nationale Wasserstoffstrategie liegt 2025 deutlich hinter Plan. Konkrete Anlagen entstehen bisher dort, wo hohe Zahlungsbereitschaft auf eine harte EU-Quotenpflicht trifft, also in der Luftfahrt und in Teilen der Spezialchemie.
Was Deutschland gut macht, die echten Erfolge
Die Schwächen des deutschen Energiesystems sind oben durchdekliniert. Daneben gibt es harte, belegbare Stärken, die in der öffentlichen Debatte selten dieselbe Aufmerksamkeit bekommen. Sechs Punkte, jeweils mit Quelle und aktuellem Stand.
SAIDI 11,7 Minuten pro Kunde und Jahr
Die durchschnittliche ungeplante Stromausfallzeit pro Kunde lag 2024 nach Auswertung der Bundesnetzagentur (SAIDI EnWG) bei 11,7 Minuten. Damit zählt Deutschland erneut zu den drei zuverlässigsten Stromnetzen der EU. Zum Vergleich: In den USA liegt der vergleichbare Wert je nach Bundesstaat zwischen rund 60 und über 600 Minuten pro Jahr (EIA, Auswertung 2024).
Neue Erneuerbare unter 5 ct/kWh
Laut Fraunhofer ISE (Stromgestehungskosten-Studie 2024, weiter gültig) liegen die Vollkosten neuer Onshore-Wind- und Freiflächen-Solaranlagen in guten Lagen unter 5 Cent pro Kilowattstunde. Neue Kohle- und Gaskraftwerke kommen inklusive CO₂-Preis auf mehr als 15 Cent. Auf Erzeugungsseite ist Erneuerbar damit nicht das teure, sondern das günstige Segment.
Wind, Wechselrichter und Netztechnik weltweit
Die deutschen Windanlagenhersteller Siemens Gamesa, Nordex und Enercon decken über 90 Prozent der heimischen Neuinstallationen und sind in Europa und Asien stark vertreten. SMA Solar war im ersten Halbjahr 2025 nach Wood Mackenzie der drittgrößte Wechselrichter-Hersteller der Welt und der größte außerhalb Chinas. Hochspannungs- und Schaltanlagen-Technik von Siemens Energy steckt in Übertragungsnetzen auf jedem Kontinent.
Pumpspeicher 6,3 GW, Batteriespeicher im Rekordzubau
Deutschland verfügt über rund 6,3 GW installierte Pumpspeicherleistung, eine der höchsten Kapazitäten in Europa. 2025 wurden nach Branchenangaben (BVES, BSW Solar) mehr Batteriespeicher zugebaut als in jedem Vorjahr, getrieben durch Heimspeicher und Großspeicher-Projekte. Virtuelle Kraftwerke laufen produktiv im Markt: Next Kraftwerke vermarktet über 14.000 dezentrale Anlagen, sonnen bündelt Zehntausende Heimspeicher zu einem virtuellen Schwarmkraftwerk.
Russischer Ausfall 2022 in einem Jahr ersetzt
Vor dem 24. Februar 2022 stammten rund 55 Prozent des deutschen Gasimports aus Russland. Innerhalb eines Jahres wurde diese Menge durch zusätzliche Pipeline-Lieferungen aus Norwegen und LNG-Importe ersetzt, die LNG-Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel und Mukran kamen früher in Betrieb als ursprünglich für möglich gehalten. Die Speicherstände lagen 2023, 2024 und 2025 zu Beginn der Heizperiode jeweils über 90 Prozent.
290 TWh aus Erneuerbaren, 55,1 Prozent Anteil
Erneuerbare lieferten 2025 rund 290 TWh und damit so viel wie nie zuvor (UBA/AGEE-Stat, März 2026). Die Photovoltaik legte gegenüber dem Vorjahr um 21 Prozent zu. Der Bruttostromverbrauch stieg trotz Wirtschaftserholung nur moderat, der Erneuerbaren-Anteil knackte erstmals die 55-Prozent-Marke. Das ist keine Marketingzahl, sondern Resultat von 25 Jahren EEG, Anlagenbau und Netzbetrieb.
Diese Erfolge entlasten weder die Politik noch die Branche von den Misserfolgen im nächsten Abschnitt. Beides ist gleichzeitig wahr.
Was schiefgelaufen ist, die Misserfolge
Eine ehrliche Bilanz nennt auch die Fehlentscheidungen und verpassten Chancen. Sie zu kennen ist kein Pessimismus, es ist Voraussetzung dafür, sie nicht zu wiederholen.
Die DIHK-Studie „Neue Wege für die Energiewende" (April 2026) rechnet bei unverändert hohem Tempo und bestehender Kostenstruktur mit Energiesystemkosten von bis zu 5,4 Billionen Euro bis 2050, Netzausbau, Speicher, Wasserstoff-Infrastruktur, Sanierung, Gebäudewärme zusammen. Zum Vergleich: das ist mehr als das Bundeshaushalt-Volumen von 12 Jahren. Die DIHK-Forderung: technologieoffener, marktwirtschaftlich finanzierter Pfad statt zentral geplanter Detail-Subventionen. Die Politik diskutiert die Zahl, ob sie realistisch oder strategisch überzeichnet ist, hängt stark von der Annahme über CO₂-Preis und globalen Energiekosten ab.
Solarindustrie an China verloren
Deutschland erfand das moderne Solarnetz (EEG 2000) und verlor die gesamte Modulproduktion innerhalb eines Jahrzehnts an subventionierte chinesische Konkurrenz. Q-Cells, SolarWorld, Conergy, alles weg. Heute importiert Deutschland Solarmodule aus dem Land, das von deutschen Pionieren lernte. Eine der teuersten industriepolitischen Niederlagen der Nachkriegszeit.
Netzausbau um 6+ Jahre zu spät
SuedLink und SuedOstLink waren für 2022 geplant. Fertigstellung: voraussichtlich 2028 bis 2029. Die Folge: jährliche Redispatch-Kosten von über 3 Mrd. Euro, Strom, der im Norden erzeugt wird, aber nicht in den Süden kommt. Das Netz ist der Flaschenhals der Energiewende, und er war vermeidbar.
Heizungsgesetz-Debatte 2023
Das GEG 2023 war klimapolitisch notwendig. Die Kommunikation war katastrophal, überstürzte Einführung, späte Korrekturen, politischer Streit. Ergebnis: Wärmepumpenabsatz brach 2023 um 50 % ein, Vertrauen in die Energiewende beschädigt. Eine gute Maßnahme, die durch schlechtes Management zum Politikum wurde.
Atomausstieg mitten in der Energiekrise
April 2023: Die letzten drei AKW gingen vom Netz, mitten in der ersten Energiekrise seit 50 Jahren, mit leeren Gasspeichern und hohen Strompreisen. Technisch wäre ein Weiterbetrieb bis 2025 bis 2026 möglich gewesen. Die politische Entscheidung dagegen ist gut dokumentiert, ob sie richtig war, bleibt Gegenstand legitimer Debatte. Die Klimabilanz (CO₂-arme Grundlast) fehlte danach messbar.
Genehmigungsverfahren, jahrelang zu langsam
Ein Windrad in Deutschland braucht durchschnittlich 4 bis 6 Jahre vom Antrag bis zum Baubeginn, Klagen durch Anwohner und Naturschutzverbände inklusive. Das Wind-an-Land-Gesetz 2022 hat etwas Abhilfe geschaffen, aber der Genehmigungsstau von über 10.000 ausstehenden MW ist noch nicht abgebaut. Gleichzeitig gilt Deutschland als technologisch führend bei der Windkraft. Ein Paradoxon.
Wasserstoff-Hochlauf verfehlt
Die nationale Wasserstoffstrategie 2020 setzte Ziele, die 2025 weit verfehlt wurden. Elektrolysekapazität, Kernnetz, industrielle Abnahme, überall Rückstand. Ursache: Unsicherheit über Preise, fehlende Abnahmeverträge, Förderstruktur zu komplex. Das Potenzial ist real, die Umsetzung enttäuschend.
Häufig gestellte Fragen, Energie Deutschland 2026
Wie hoch ist der Anteil erneuerbarer Energien am Strommix in Deutschland?
Der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch liegt 2025 nach Daten des UBA (AGEE-Stat, März 2026) bei 55,1 Prozent. Insgesamt erzeugten Erneuerbare rund 290 TWh Strom, Wind 134 TWh, Photovoltaik 91,6 TWh, dahinter Biomasse und Wasserkraft.
Wie teuer ist Strom für die deutsche Industrie?
Industriestrompreise lagen 2025 in Deutschland je nach Größe und Sonderregelung zwischen rund 15 und 25 Cent pro Kilowattstunde. Im Vergleich zu USA, China und Frankreich ist Deutschland für stromintensive Industrie weiter teurer.
Wie viel Speicherkapazität hat Deutschland?
Nach Branchenangaben des BSW-Solar waren im Juni 2026 in Deutschland rund 30 GWh Batteriespeicher installiert, davon etwa 6 GWh Großspeicher. Dazu kommen rund 40 GWh in Pumpspeicherkraftwerken. Der Zubau beschleunigt sich deutlich: Von Januar bis Mai 2026 kamen rund 225.000 Speicher mit 3,4 GWh hinzu, rund 70 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum, bei den Großspeichern mehr als das Vierfache. Die Bundesnetzagentur zählte im Marktstammdatenregister zum 15. Oktober 2025 erst 2,4 GW und 3,2 GWh Großspeicher, hat aber einen Meldeverzug. Eine Beratungsanalyse von CAV Partners nennt für 2045 einen Bedarf von rund 600 GWh; das ist eine Schätzung, keine amtliche Zielgröße.
Hat der Atomausstieg zu Stromknappheit geführt?
Nein. Deutschland war 2024 in der Jahresbilanz Nettostromimporteur, die Versorgungssicherheit wurde laut Bundesnetzagentur in keinem Quartal gefährdet. Die Importe ersetzten die wegfallende Atomleistung ohne Engpässe.
Wie viel kostet die Energiewende den Staat?
Die EEG-Umlage wurde 2022 abgeschafft und wird seither aus dem Bundeshaushalt finanziert. 2024 lagen die staatlichen Förderungen für Erneuerbare bei rund 19 Mrd. Euro. Der Netzausbau wird mit rund 320 Mrd. Euro bis 2045 veranschlagt.
Woher bezieht Deutschland sein Erdgas seit dem Wegfall russischer Lieferungen?
Norwegen ist der wichtigste Pipeline-Lieferant. Hinzu kommen LNG-Importe über die Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel und Mukran sowie Bezüge über Belgien und die Niederlande. Speicherstände lagen 2025 zu Beginn der Heizperiode regelmäßig über 90 Prozent.
Wie weit ist der Netzausbau?
Von rund 14.000 km Übertragungsnetz im Bundesbedarfsplan war Ende 2025 deutlich weniger als die Hälfte fertiggestellt oder im Bau. Die HGÜ-Korridore SuedLink und SuedOstLink sollen bis Ende 2028 in Betrieb gehen, Jahre später als geplant.
Quellen
- Umweltbundesamt, Erneuerbare Energien in Zahlen: umweltbundesamt.de
- Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt, Untersuchung der Preisspitzen November und Dezember 2024 (Oktober 2025), Definition der Dunkelflaute und Kapazitätslage: bundesnetzagentur.de
- Bundesnetzagentur, FAQ Stromspeicher (Stand 10.12.2025): Marktstammdatenregister-Auswertung, 226 GW Anschlussanfragen, Baukostenzuschuss, § 118 Abs. 6 EnWG: bundesnetzagentur.de
- Bundesnetzagentur, Roll-out intelligenter Messsysteme, Quotenstand zum 31.12.2025: bundesnetzagentur.de
- Bundesnetzagentur, Versorgungsunterbrechungen Strom (SAIDI 2024): bundesnetzagentur.de
- BSW-Solar, Batteriespeicher-Zubau 2026 und Enervis-Analyse (22./23.06.2026): solarwirtschaft.de
- BVES, Branchenanalyse 2026 (08.05.2026), Heim- und Großspeicher: bves.de
- Delegierte Verordnung (EU) 2025/656 (ISO 15118-20 ab 01.01.2027): eur-lex.europa.eu
- Stromsteuergesetz § 5a Abs. 3 (bidirektionales Laden, Fassung vom 22.12.2025): gesetze-im-internet.de
- Energiewirtschaftsgesetz §§ 14a und 118 Abs. 6: gesetze-im-internet.de
- Forschungsstelle für Energiewirtschaft, Projekt Bidirektionales Lademanagement, Netzsimulation über 1.206 Niederspannungsnetze: ffe.de
- Amprion, Präqualifikation Sekundärregelleistung aus Elektrofahrzeugen (22.09.2022): amprion.net
- Mercedes-Benz, Angebotsseite MB.CHARGE Home Pro Intelligent (Vergütung nach Ansteckzeit): home-intelligent.mercedes-benz.com
- Bundesnetzagentur, Monitoringberichte und SMARD: smard.de
- AG Energiebilanzen e.V., Stromerzeugung: ag-energiebilanzen.de
- Fraunhofer ISE, Energy-Charts: energy-charts.info
- BMWK, Energiewende-Monitoring: bmwk.de
- Agora Energiewende, Jahresauswertungen: agora-energiewende.de
- ENERTRAG SE, Pressemitteilungen Brandenburg eSAF / Concrete Chemicals: enertrag.com
- BMWK, Förderbescheide industrielle Dekarbonisierung: bmwk.de
- EU-Verordnung ReFuelEU Aviation (2023/2405): eur-lex.europa.eu
- BASE, Zwischenlager und Atommüll-Mengen: base.bund.de
- BASE, Fachstellungnahme zur SPRIND-Umsetzungsstudie Transmutation (2025): base.bund.de
- BGE, Endlagersuche für hochradioaktive Abfälle: bge.de
- SPRIND, Validierungsauftrag beschleunigergetriebene Neutronenquelle: sprind.org
- Transmutex SA, Genf, Technologie START: transmutex.com
- SCK CEN, Forschungsreaktor MYRRHA (Belgien): sckcen.be
KI Nein danke! Oder doch?
Du nimmst heute einen 20-Jahres-Kredit fürs Haus auf, und gehst davon aus, dass dein Job so lange existiert. Tut er das?
Bis zu 99 % der heutigen Berufe werden sich radikal verändern oder ganz verschwinden. Nicht irgendwann, sondern in zwei klaren Schritten: Zuerst übernimmt die Software die Schreibtische, Buchhalter, Makler, Verwaltung. Dann kommen die Roboter für den Rest: Pflege, Handwerk, Logistik, Küche.
Dieses Buch ist kein Fachbuch und kein Horrorszenario. Es ist eine ehrliche Bestandsaufnahme, geschrieben für Menschen mit 40-Stunden-Woche, Pendlerstress und leerem Akku am Abend. 5 Kapitel, 260 Seiten.