Die deutsche Strommangellage
– keine Überraschung, nur Politik!

„Ein Teil unserer Arbeit könnte die Bevölkerung verunsichern“.

Die Bundesnetzagentur weist regelmäßig darauf hin, dass die aktuelle, akute Versorgungslage stabil ist und großflächige Störungen unwahrscheinlich bleiben. Doch seit 2024 baut die Behörde im Verborgenen eine „Sicherheitsplattform Strom“ auf, über die Großverbraucher im Krisenfall registriert und der verfügbare Strom gezielt verteilt werden soll – ein Notfallinstrument für wochenlange Blackouts. Dass eine solche Plattform überhaupt notwendig wurde, spricht Bände über das Vertrauen in die strukturelle Robustheit des Systems. Die Behörde selbst betont, es gebe keine konkreten Anzeichen für eine bevorstehende Mangellage. Aber sie richtet eine Verteilungsplattform ein. Beides zugleich zu sagen, ist eine diplomatische Form der Alarmierung.

Der Verlust gesicherter Leistung – und die Illusion des Ersatzes

Die deutsche Stromerzeugung fiel von 588 Terawattstunden im Jahr 2010 auf rund 438 TWh im Jahr 2025 – ein Rückgang um fast 23 Prozent. Dieser Rückgang ist nicht Ausdruck von Effizienzsteigerung, sondern Ergebnis des schrittweisen Abbaus grundlastfähiger Erzeugungskapazitäten. Am 15. April 2023 wurden die letzten drei Kernkraftwerke – Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2 – abgeschaltet, rund vier Gigawatt gesicherte Leistung verschwanden über Nacht. Parallel verlor die Kohleverstromung an ökonomischer Grundlage: Hohe CO₂-Zertifikatspreise machten die Verstromung von Braun- und Steinkohle zunehmend unrentabel, allein 2024 wurden 14 Kohlekraftwerksblöcke stillgelegt.

Der Ersatz durch erneuerbare Energien funktionierte quantitativ: Der Anteil Erneuerbarer an der Nettostromerzeugung erreichte knapp 59 Prozent. Qualitativ jedoch entstand eine neue Kategorie von Problem. Wind und Sonne erzeugen Strom nach meteorologischen Bedingungen, nicht nach Nachfrage. In Deutschland treten Dunkelflauten durchschnittlich zweimal jährlich auf und dauern zwei bis acht Tage. Die installierten Batteriespeicherkapazitäten – optimistisch geschätzt 19 bis 25 GWh – reichen für kurzfristige Schwankungen, nicht aber für mehrtägige oder wochenlange Erzeugungslücken. Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland verfügen über rund 40 GWh. Das Defizit einer einzigen historischen Dunkelflaute übersteigt diese Kapazitäten um ein Vielfaches.

Das erste Halbjahr 2025 lieferte ein Lehrstück: Außergewöhnlich windarme Monate reduzierten die Windstromproduktion im ersten Quartal um rund 13 TWh gegenüber dem Vorjahr. Das Umweltbundesamt verzeichnete fünf Prozent weniger erneuerbare Erzeugung. Photovoltaik kompensierte einen Teil – ersetzte aber keine Grundlast. Deutschland importierte im Jahr 2025 zum dritten Mal in Folge mehr Strom als es exportierte: 79,6 TWh Importen standen 60,2 TWh Exporte gegenüber.

Die ideologische Falle – warum der Wechsel die Abhängigkeit nicht löste, sondern verschärfte

Die Kritik an der Abhängigkeit von russischem Gas ignoriert die wirtschaftliche Rationalität des damaligen Arrangements. Russland war (und ist) ein geografischer Nachbarstaat mit gigantischen Gasvorkommen und einem direkten Pipelinesystem nach Deutschland. Die Lieferung war durch Infrastrukturbindung gesichert, die Kosten waren niedrig, die Vertragssicherheit durch gegenseitige Interessen gewährleistet. Deutschland erhielt preisgünstiges Gas, Russland erzielte stabile Exporteinnahmen. Das System war nicht perfekt, aber es war kalkulierbar – und genau das ist der entscheidende Punkt.

Die gegenseitige Abhängigkeit war kein Symptom von Schwäche, sondern ein Mechanismus der Stabilität. Wer Gas liefert, hat ein Interesse am Zahlungsverhalten des Käufers; wer Gas bezieht, hat ein Interesse an der Versorgungskontinuität des Lieferanten. Beide Seiten investierten in Infrastruktur, beide Seiten hatten Anreize für eine funktionierende Geschäftsbeziehung. Kritiker nannten das „Abhängigkeit“; ökonomisch war es Interdependenz – und Interdependenz ist das Fundament stabiler Handelsbeziehungen, nicht deren Gegenteil.

Als die Lieferungen 2022 kippten – aus geopolitischen Gründen –, entschied sich Deutschland für eine Alternative, die alle Vorteile der Pipeline-Gasversorgung verwarf. Flüssigerdgas wird nicht über Pipelines geliefert, sondern auf Tankern verschifft. Jeder LNG-Tanker ist ein potenzielles Einzelrisiko: Versicherungskosten, Frachtraten, Hafenverfügbarkeit, politische Blockaden entlang der Route – all das entfällt bei einer Pipeline, die unbemerkt unter der Ostsee verläuft.

Die neuen LNG-Importe stellen Deutschland vor drei Probleme, die bei Pipeline-Gas nicht bestanden:

Preiskalkulation: LNG ist teurer als Pipeline-Gas – nicht nur aufgrund der Verflüssigungs- und Regasifizierungskosten, sondern auch wegen der volatilen Spotmarkt-Preise. Die USA und andere Exporteure können ihre Preise nach Bedarf anpassen, während die Pipeline-Preise durch langfristige Verträge stabilisiert waren. Deutschland importierte im April 2026 rund 11 Prozent seiner täglichen Gasimporte als LNG – ein signifikanter Anteil, dessen Preisvolatilität direkt in die deutsche Energiekostenstruktur übersetzt wird.

Ungeklärte Lieferkette: Pipelines sind physisch gebunden; man weiß, woher das Gas kommt und wie es ankommt. Bei LNG kann ein Tanker, der als „US-Gas“ deklariert ist, tatsächlich von anderen Standorten kommen, nachdem er die Ladung umgeladen hat. Die Transparenz ist geringer, die Kontrolle schwieriger, die Möglichkeit für Spekulation und Preismanipulation höher.

Geopolitische Choke Points: Hier liegt das vielleicht gravierendste Risiko. Ein Großteil des weltweiten LNG-Handels muss durch die Straße von Hormus transportiert werden. Diese Meerenge zwischen Oman und Iran kontrolliert täglich etwa ein Fünftel des globalen Öl- und Gasverkehrs. Im Konfliktfall kann diese Passage blockiert werden. Ein Konflikt um Taiwan, eine Eskalation im Iran oder eine maritime Störung im Golf würden nicht nur die Ölpreise beeinflussen, sondern unmittelbar die deutsche Gasversorgung betreffen – etwas, das bei Pipeline-Gas aus Russland nie der Fall war.

Auch Katar spielt hier eine Rolle. Der Staat ist einer der größten LNG-Exporteure der Welt, jedoch keine verlässliche Stabilitätsinstanz. Die Golfstaaten sind strategisch volatil, Allianzen wandelbar. Abhängig von dort zu werden, heißt, sich in einem Umfeld zu positionieren, das von regionalen Konflikten dominiert wird. Das Pipeline-System aus Russland verlief über stabilere Korridore – Polen, Belarus, Ukraine –, die zwar politisch brüchig, aber nicht maritim anfällig waren.

Die EU plant, russische Gaslieferungen bis Ende 2027 vollständig einzustellen. Doch anstatt diese Entscheidung mit einer strategischen Reduktion der Importabhängigkeit zu verbinden, hat Deutschland die LNG-Importe massiv ausgebaut. Stationäre Terminals in Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Rostock und Stade sollen zusammen rund 244 Milliarden Kubikmeter pro Jahr fassen. Die Infrastruktur ist teuer, die Nutzungskosten dauerhaft, und die Abhängigkeit ist gewechselt worden: von einem Nachbarn mit Pipelines zu globalen Märkten mit Schiffsrouten.

Die Kraftwerksstrategie, die zwölf Gigawatt neuer wasserstofffähiger Gaskraftwerke vorsieht, perpetuiert diese Abhängigkeit. Bis 2040 – und teilweise darüber hinaus – werden diese Kraftwerke mit Erdgas betrieben, das größtenteils als LNG importiert wird. Deutschland bindet sich damit bis in die zweite Hälfte dieses Jahrhunderts an volatile, teure, geopolitisch exponierte Importwege.

Die falsche Netzstrategie: Zentralität statt Dezentralität

Das vielleicht folgenschwerste Versäumnis liegt in der Netzarchitektur. Deutschland hat sich entschieden, die Energiewende zentralistisch zu denken: Große Windparks in Nord- und Ostsee, große PV-Freiflächenanlagen im Nordosten, enorme Höchstspannungstrassen, die den Strom über hunderte Kilometer in die Industriereviere des Südens und Westens transportieren sollen. Der Netzentwicklungsplan 2025 integriert erstmals Strom-, Gas- und Wasserstoffnetze in einer gemeinsamen Planung – ein methodischer Fortschritt, der jedoch die zugrundeliegende Prämisse unangetastet lässt: Energie wird zentral erzeugt und dezentral verteilt, nicht umgekehrt.

Diese Strategie ist nicht nur teuer und langwierig – sie ist systemisch fragil. Jede Höchstspannungstrasse ist ein potenzieller Engpass, jedes Trafozentrum eine Schwachstelle. Die Bundesnetzagentur meldete 2025 zwar wichtige Fortschritte beim Netzausbau, mit Planfeststellungen für vier große Stromautobahnen. Doch das Kernproblem bleibt ungelöst: Das System reagiert auf strukturelle Schwankungen mit infrastruktureller Schwerfälligkeit statt mit algorithmischer und dezentraler Flexibilität.

Eine dezentrale Energieversorgung – Mikronetze, kommunale Erzeugungszusammenschlüsse, Bürgerenergiegenossenschaften, lokale Speicher, virtuelle Kraftwerke – hätte die Resilienz des Systems fundamental beeinflusst – positiv. Statt tausende Kilometer Hochspannungsleitungen zu verlegen, hätte man tausende lokale Erzeugungs- und Speicherknoten vernetzen können. Stattdessen wurde das EEG zwar für den Zubau erneuerbarer Anlagen genutzt, die systemische Integration in dezentrale Netzstrukturen jedoch sträflich vernachlässigt. Marktmodelle, die kleine, steuerbare Erzeugung und lokale Speicherung incentivieren, fehlen weitgehend. Die Energiegenossenschaftsbewegung, die in den 2010er-Jahren vielversprechend begann, wurde durch administrativen Bürokratismus und vergaberechtliche Hürden marginalisiert.

Die Ironie: Eine dezentrale Struktur hätte auch die Abhängigkeit von Importen reduziert, da lokale Systeme Selbstversorgungskapazitäten aufweisen. Stattdessen wurde ein System gebaut, das in Krisenzeiten auf ausländische Stromimporte angewiesen bleibt – ein paradoxes Ergebnis für eine Politik, die unter dem Banner der Energiesouveränität betrieben wurde.

Die Entscheider und ihre Entscheidungen

Der Atomausstieg, 2002 von Rot-Grün beschlossen, 2010 von Schwarz-Gelb temporär revidiert, nach Fukushima 2011 wieder aktiviert und 2023 vollendet, entzog dem System schrittweise gesicherte Grundlast – ohne dass parallele Ersatz- und Speicherstrategien implementiert wurden. Der Kohleausstieg bis 2038 beschleunigt den Abbau weiterer grundlastfähiger Kapazitäten. Das Energieeffizienzgesetz verpflichtet Deutschland, den Endenergieverbrauch bis 2045 um 45 Prozent gegenüber 2008 zu senken – ein Ziel, das angesichts des KI-getriebenen Anstiegs des Rechenzentrumsstromverbrauchs (KI-optimierte Server allein: 95 TWh 2025, prognostiziert 258 TWh 2027) und der Elektrifizierung von Verkehr und Wärme als realitätsfremd gelten darf.

Jede dieser Entscheidungen wurde isoliert getroffen. Die Gesamtwirkung – der gleichzeitige Verlust von Kern- und Kohlekapazitäten bei unzureichendem Ersatz durch Speicher und Netze – wurde nie in ihrer Kumulation diskutiert. Es ist das Kennzeichen politischer Denkzyklen: Man entscheidet innerhalb von Legislaturperioden, trägt aber die Konsequenzen über Jahrzehnte.

Der Stand der Energieforschung

Deutschland gab 2024 rund 1,4 Milliarden Euro für Energieforschung aus. Der Bundesbericht Energieforschung 2025 weist für die Forschungsmission Wasserstoff rund 101,8 Millionen Euro aus, für das Dachkonzept Batterieforschung circa 207 Millionen. Der Bundeshaushaltsentwurf 2026 stellt etwa 2,9 Milliarden Euro für Wasserstoff bereit – doch der Großteil davon ist in bestehenden IPCEI-Verpflichtungen gebunden. Für systemdienliche und Offshore-Elektrolyse sind lediglich rund 200 Millionen Euro vorgesehen, eine Summe, die nach Einschätzung des BDEW völlig unzureichend ist, um das politische Ziel von zehn Gigawatt Elektrolyseurleistung bis 2030 zu erreichen.

Während China die gesamte Wasserstoff-Wertschöpfungskette mit staatlicher Industriepolitik besetzt und die USA über den Inflation Reduction Act dreistellige Milliardenbeträge in grüne Technologien pumpen, betreibt Deutschland ein Förderwesen, das durch Ausschreibungszyklen, beihilferechtliche Prüfverfahren und EU-kompatible Anreizstrukturen entschleunigt wird. Die Wasserstoff-Leitprojekte H2Giga, H2Mare und TransHyDE – über 230 Partner aus Forschung und Industrie – sind beachtlich, was die Qualität der Forschung belegt, gleichzeitig aber beschämend, wenn man die Diskrepanz zwischen Forschungsexzellenz und industrieller Skalierung betrachtet. Deutschland erforscht Lösungen, die es anschließend nicht kommerzialisiert.

Bei der Batterieforschung verbleibt die Förderung auf einem ähnlichen Niveau wie im Vorjahr, ohne signifikante Aufstockung. Angesichts der Tatsache, dass die Batteriespeicherkapazität in Deutschland sich nahezu verzehnfachen müsste, um das System 2045 abzusichern, ist dies ein Ausdruck institutioneller Trägheit. Die weltweite Batteriespeicherkapazität wird sich nach Prognosen bis 2030 versechsfachen – Deutschland hat daran keinen nennenswerten Anteil.

Lösungsansätze nach Zeithorizont

Kurzfristig: Krisenmanagement und Lastflexibilisierung

Die Sicherheitsplattform Strom muss operationalisiert und mit Großverbrauchern vertraglich verankert werden. Industrielle Lasten müssen frühzeitig identifiziert und in abschaltbare und verschiebbare Kategorien eingeteilt werden. Kurzfristige Importe über den europäischen Verbund bleiben die wichtigste Reserve bei akuten Knappheiten – bedürfen aber der strategischen Einbettung, um nicht zur dauerhaften Lösung zu werden. Der Weiterbetrieb bestehender Gaskraftwerke über die Netzreserve hinaus ist volkswirtschaftlich unausweichlich, gleichwohl ein Eingeständnis strategischen Versagens. Flexibilisierung von Verbrauchern – Warmwasserbereitung, Kälteprozesse, Ladeinfrastruktur – ist die kostengünstigste Form der Versorgungssicherheit und muss regulatorisch forciert, nicht nur empfohlen werden.

Mittelfristig: Kraftwerksstrategie, Netze und Dezentralität

Die Ausschreibung von zwölf Gigawatt wasserstofffähiger Gaskraftwerke bis 2026 ist erforderlich, aber unzureichend. Der Kapazitätsmarkt ab 2032 muss so gestaltet werden, dass nicht nur große Kraftwerke, sondern auch dezentrale Erzeugung, Batteriespeicher und Demand-Response-Anbieter Zugang erhalten. Der Netzausbau – insbesondere der Nord-Süd-Trassen – muss mit höchster Priorität vorangetrieben werden, gleichzeitig muss die regulatorische Basis für dezentrale Netzstrukturen geschaffen werden: Mikronetze, virtuelle Kraftwerke, Aggregationsmodelle und lokale Energiegemeinschaften brauchen einen Rechtsrahmen, der sie von Experimentierklauseln in Dauerstrukturen überführt. Die EEG-Novellierung Ende 2026 muss Ausbaupfade an den steigenden Bedarf anpassen – nicht an historische Verbrauchsprognosen, die durch Elektrifizierung und KI bereits überholt sind.

Langfristig: Wasserstoff, Speicherinfrastruktur und europäische Integration

Langfristig liegt die Lösung in der vollständigen Dekarbonisierung des Erzeugungsparks bei gleichzeitiger Gewährleistung von Verfügbarkeit. Die neuen Gaskraftwerke müssen ab 2040 schrittweise auf Wasserstoff umgestellt werden – die dafür benötigte Infrastruktur (Elektrolyseure, Wasserstoffpipelines, Kavernenspeicher) befindet sich in einem Stadium, das nicht als Frühphase, sondern als Präphase bezeichnet werden muss. Die Forschungsförderung für Wasserstoff und Batterien muss dramatisch aufgestockt werden – nicht als Akademikerförderung, sondern als industrielle Skalierungsstrategie. Deutschland muss aufhören, Technologien zu erforschen, die es dann anderen überlässt zu produzieren.

Zugleich ist eine engere europäische Integration des Strommarktes unabdingbar – jedoch unter der Prämisse der Systemresilienz, nicht unter der der Importabhängigkeit. Dezentrale Strukturen und europäische Verbundnetze sind keine Widersprüche, sondern Ergänzungen: Ein dezentral robuster nationaler Standpunkt verringert die Krisenanfälligkeit des gesamten europäischen Raums.

Fazit:

Die Strommangellage ist nicht einfach passiert –  sie wurde von den jeweiligen politischen Entscheidungsträgern selbst produziert. Jeder einzelne Baustein – Atomausstieg ohne Ersatzstrategie, Kohleausstieg ohne Speicherinfrastruktur, zentralistische Netzplanung ohne dezentrale Alternative, Russlandabhängigkeit ohne Souveränitätskonzept, LNG-Importe ohne Exit-Strategie, Energieforschung ohne Skalierungsambition – war das Ergebnis politischer Entscheidungen, die in Fachkreisen konträr beraten wurden und dennoch ihren Weg fanden. Die Behauptung, man habe nicht wissen können, was kommen würde, ist nicht haltbar.

Ob die jetzt eingeleiteten Maßnahmen – Kraftwerksstrategie, Sicherheitsplattform, Kapazitätsmarkt – ausreichen, um die strukturelle Lücke zu schließen, wird sich in den nächsten fünf Jahren entscheiden. Was bereits feststeht: Die Rechnung zahlen die Verbraucher, die Industrie und letztlich die Gesellschaft als Ganzes. Eine Strommangellage ist niemals nur ein technisches Problem. Sie ist immer auch ein Legitimitätsproblem der politischen Ordnung, die sie hervorgebracht hat.