Erneuerbare Energien Deutschland 2026, Wind, Solar, Geothermie, Biomasse, Wasserkraft

Zum dritten Mal in Folge kommt mehr als die Hälfte des deutschen Stroms aus erneuerbaren Quellen: 55,1 % des Bruttostromverbrauchs deckten 2025 Wind, Solar, Biomasse, Wasserkraft und Geothermie (UBA/AGEE-Stat, März 2026; 2024: 54,4 %). Hinter dieser Zahl steckt kein einzelnes Wundermittel, sondern ein Mix aus fünf sehr unterschiedlichen Technologien, jede mit eigenen Stärken, Schwächen und Regionen. Wind trägt die Hauptlast, Solar wächst am schnellsten, Geothermie hat das geringste Profil und das größte Potenzial. Diese Seite erklärt alle fünf, mit Zahlen, Quellen und dem Blick auf das, was noch fehlt.

Die Zahlen auf einen Blick, 55,1 % erneuerbarer Strom 2025

Deutschland hatte Ende 2025 rund 210 GW installierte erneuerbare Leistung, ein Plus von 11 % gegenüber dem Vorjahr. Die Bundesnetzagentur und das Fraunhofer ISE dokumentieren den Mix:

Fünf Technologien, wie jede ihren Teil trägt

Erneuerbare Energien ist kein monolithischer Block. Wind erzeugt Strom zuverlässig und in großen Mengen, aber nicht immer dann, wenn er gebraucht wird. Solar liefert im Sommer tagsüber Rekordmengen, nachts gar nichts. Biomasse läuft auf Abruf. Wasserkraft ist stabil, aber begrenzt ausbaubar. Geothermie ist nahezu unbekannt, und dabei einer der unterschätztesten Bausteine der Wärmewende.

Windkraft, Deutschlands stärkste Energiequelle

Windkraft macht rund 25 % des gesamten deutschen Bruttostromverbrauchs aus, mehr als jede andere Quelle. Onshore und Offshore zusammen erzeugten 2025 rund 134 TWh (107,2 onshore + 26,7 offshore) laut UBA AGEE-Stat (März 2026), bei einem Bruttostromverbrauch von rund 527 TWh. Das entspricht dem Jahresstromverbrauch von etwa 37 Millionen Haushalten.

Der Ausbau lief jahrelang schleppend: Abstandsregeln (in manchen Bundesländern 10-H-Regel: In Bayern muss ein Windrad das Zehnfache seiner Gesamthöhe, also Nabenhöhe plus Rotorradius, von einem Wohngebiet entfernt sein; seit 2023 gilt die Regel nur noch als Auffangregel, Art. 82 Abs. 5 BayBO nimmt sechs Fallgruppen aus und Art. 82b BayBO schließt sie in ausgewiesenen Windenergiegebieten ganz aus), langwierige Genehmigungsverfahren, Klagen von Anwohnern und Naturschutzverbänden. Das Wind-an-Land-Gesetz 2022 hat die Zügel gelockert: 2 % der Landesfläche müssen bis 2032 für Windkraft ausgewiesen werden. Seitdem läuft der Ausbau deutlich schneller.

Offshore ist das Wachstumsfeld: Die Nordsee hat Windgeschwindigkeiten von bis zu 10 m/s im Jahresmittel, deutlich mehr als an Land. Offshore-Windräder haben doppelt so viele Volllaststunden wie onshore. Der Netzanschluss ist der Flaschenhals: Hochspannungs-Gleichstromtrassen (HGÜ) von der Küste in den Süden sind im Bau, aber noch nicht fertig.

Solar, schnellstes Wachstum, saisonale Schwäche

Solar ist das Phänomen der deutschen Energiewende: 2025 kamen netto 17,3 GW neu hinzu und damit knapp unter dem Vorjahr mit 17,5 GW. Die Gesamtkapazität lag zum 31. Dezember 2025 bei 118 GW (Bundesnetzagentur, Marktstammdatenregister, Datenstand 13. August 2026). Die Pressemitteilung der Bundesnetzagentur vom 8. Januar 2026 nannte vorläufig 16,4 GW und 117 GW, das Umweltbundesamt im März 17,6 GW und fast 120 GW; der endgültige Registerstand liegt dazwischen. Solar ist heute günstiger als jede fossile Alternative. Ein Haushalt mit 10 kWp und Speicher erzeugt im Sommer seinen Strom selbst.

Die Schwäche: Im Winter liefert Solar kaum etwas, nachts gar nichts. Der 22. Dezember 2025 (kürzester Tag) erzeugte in Deutschland etwa 8 % des Jahreshöchstwerts an Solarstrom. Die Kombination Solar + Speicher + Wind ist daher kein Luxus, sondern systemnotwendig.

Vergessen wird selten erwähnt: Allein auf bestehenden Parkplätzen in Deutschland kartiert das Fraunhofer ISE ein technisches Potenzial von 59 GWp, das wäre etwa ein Viertel des 215-GW-Ausbauziels 2030, ganz ohne neue Flächenversiegelung. Frankreich hat dafür 2023 eine Bestandspflicht eingeführt (Loi APER, ab 1.500 m²), Deutschland regelt das je Bundesland und ausschließlich für Neubauten. → Vertiefung Parkplatz-PV auf der Solar-Themenseite

Mehr Details zu Herstellern, Kosten, Balkonkraftwerken und dem deutschen Solar-Paradoxon:

Geothermie, Münchens stille Wunderwaffe

Geothermie ist die am wenigsten bekannte erneuerbare Energie, und dabei einer der wichtigsten Bausteine der Wärmewende. Sie nutzt heißes Tiefenwasser aus 2 bis 5 km Tiefe (hydrothermale Tiefengeothermie), um Fernwärmenetze zu versorgen und in manchen Anlagen auch Strom zu erzeugen. Das Entscheidende: wetterunabhängig, rund um die Uhr, CO₂-frei.

Stand Februar 2026 sind in Deutschland laut Bundesverband Geothermie 45 tiefe Geothermieanlagen in Betrieb, davon:

• 33 reine Heizwerke, reine Wärmeversorgung für Fernwärmenetze
• 10 Heizkraftwerke, kombiniert Wärme und Strom
• 2 reine Stromkraftwerke, Insheim im Oberrheingraben (5 MW elektrisch) und Dürrnhaar südöstlich von München (5,5 MW elektrisch). Landau ist entgegen einer verbreiteten Angabe kein reines Stromkraftwerk, sondern ein Heizkraftwerk und zählt zu den zehn KWK-Anlagen.

Installierte Gesamtleistung: 442 MW thermisch und 47 MW elektrisch. Die Stromerzeugung (zuletzt rund 216 GWh pro Jahr) ist im Vergleich zu Wind und Solar gering, aber basislastfähig und wetterunabhängig. Bayern dominiert: 82 % der elektrischen, 96 % der thermischen Gesamtleistung liegen im Freistaat (Molassebecken). Der Ausbau läuft durch das Geothermie-Beschleunigungsgesetz deutlich schneller, 18 Anlagen im Bau, 178 in Planung.

Warum Geothermie überall wichtig ist, nicht nur in Bayern

Der Haken: Das Molassebecken unter Bayern ist geologisch außergewöhnlich, heißes Tiefenwasser in idealer Tiefe. Im Norden Deutschlands ist das Potenzial geringer, aber nicht null. Der Oberrheingraben (Pfalz, Baden-Württemberg) ist das zweite Zentrum: Dort stehen mit Insheim (reines Stromkraftwerk) und Landau (Heizkraftwerk) die einzigen stromerzeugenden Geothermieanlagen außerhalb Bayerns. Die Bundesregierung fördert mit dem Geothermie-Beschleunigungsgesetz auch Erschließungen in anderen Regionen.

Das Potenzial: Die Roadmap Tiefe Geothermie des Fraunhofer IEG beziffert es auf mehr als ein Viertel des jährlichen deutschen Wärmebedarfs, über 300 TWh im Jahr. Als Ausbauziele nennt sie 100 TWh pro Jahr bis 2030 und 300 TWh pro Jahr, entsprechend 70 GW, bis 2040.

Biomasse & Wasserkraft, die stillen Stützen

Biomasse ist der Regelenergie-Lieferant im EE-Mix: Wenn weder Wind noch Sonne liefern, laufen Biogas- und Biomassekraftwerke. Das macht sie systemnotwendig, aber auch umstritten. Der Rohstoff (Mais, Holz, Gülle) braucht Fläche und Logistics. Der Ausbau stockt seit Jahren.

Wasserkraft ist Deutschlands älteste Stromquelle, und weitgehend ausgeschöpft. Die großen Laufwasserkraftwerke an Rhein, Inn, Isar und Lech laufen seit Jahrzehnten. Pumpspeicherkraftwerke (größtes: Goldisthal in Thüringen, 1.060 MW) sind keine Erzeugungsquelle, sondern Speicher, sie nehmen Überschuss-Strom auf und geben ihn bei Bedarf wieder ab. Systemrelevant, aber knapp.

Ausbauziele 2030, was noch fehlt

Das EEG 2023 schreibt ein Ziel von 80 % erneuerbarer Strom bis 2030 fest. Von 55,1 % auf 80 % in vier Jahren, das erfordert eine klare Beschleunigung. Der Vergleich zwischen Ziel und aktuellem Stand:

Was die 55,1 % wirklich bedeuten

Die 55,1 Prozent Erneuerbaren-Anteil am Bruttostromverbrauch, die Deutschland 2025 erreicht hat, sind eine echte Leistung, vor zehn Jahren waren es noch rund 30 Prozent. Aber die Zahl verdeckt Ungleichgewichte: An Sommertagen mit viel Wind und Sonne exportiert Deutschland Strom zu Negativpreisen nach Frankreich. An Winternächten ohne Wind importiert es Strom aus Kohlekraftwerken der Nachbarländer.

Die Energiewende ist keine Frage der Erzeugungskapazität mehr, die ist weitgehend vorhanden oder im Bau. Die offenen Fragen sind: Wie speichern wir überschüssigen Strom? Wie bringen wir ihn vom Norden in den Süden? Und wie ersetzen wir Fernwärme aus Gas durch klimaneutrale Quellen, Geothermie, Wärmepumpen, Solarthermie? Das sind die Baustellen der nächsten fünf Jahre.

Vom Windstrom aufs Wasser, Dänemark elektrifiziert seine Fähren

Wer sehen will, wozu reichlich Wind‑ und Solarstrom führt, fährt nach Dänemark. Auf vielen kurzen Inselrouten verkehren dort heute rein elektrische Fähren. Die Nerthus etwa verbindet seit Anfang 2026 Fynshav und Bøjden vollelektrisch: eine 3,1‑Megawattstunden‑Batterie, vier Elektromotoren, am Terminal in Minuten geladen, der Strom dafür kommt aus einer dänischen Solaranlage.

Die Technik kommt von beiden Seiten der Grenze. In Dänemark liefert Danfoss über die Sparte Editron Elektromotoren, Umrichter und Ladestationen; in Deutschland baut Siemens mit der Siship‑BlueDrive‑Familie und dem Batteriesystem BlueVault vergleichbare Antriebe, verbaut etwa in der HADAG‑Hafenfähre in Hamburg. An der Technik liegt der Unterschied also nicht.

Spannender ist die Stromfrage. Rund die Hälfte des dänischen Stroms stammt aus Windkraft. Trotzdem ist Dänemark seit 2021 kein Stromexportland mehr, sondern Netto‑Importeur: Es verkauft Windstrom, wenn die Turbinen laufen, und holt sich Wasserkraft aus Norwegen und Atomstrom aus Schweden, wenn Flaute herrscht. Die norwegischen Stauseen wirken dabei wie eine Batterie für die ganze Region. Deutschland importierte 2025 netto rund 22 Terawattstunden Strom, Dänemark steigerte seinen Netto‑Import trotz hoher Windquote auf rund 7,5 Terawattstunden. Pro Kopf bezieht Dänemark damit ein Vielfaches dessen, was Deutschland importiert.

Oft heißt es, Dänemark habe es mit seinen kurzen Inselrouten eben leichter. Dieses Argument trägt nur die halbe Wahrheit. Kurze, planbare Strecken mit festen Anlegern hat Deutschland reichlich, am sichtbarsten in Hamburg. Trotzdem fährt die Hafenfähren‑Flotte der HADAG aus 28 Schiffen bisher überwiegend mit Diesel, dazu kommen drei Hybride, bei denen ein Dieselmotor die Reichweite verlängert. Die erste vollelektrische Hamburger Hafenfähre wurde erst im Juni 2026 auf Kiel gelegt und soll Anfang 2028 in Dienst gehen, zwei weitere folgen im selben Jahr. Dänemark fährt vergleichbare Kurzstrecken längst rein elektrisch, die Nerthus seit Anfang 2026, die Ellen sogar schon seit 2019.

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