Erneuerbare-Energien Mix für Deutschland
für 661 Mrd. EURO

Ein reiner Solar+Batterie-Ansatz hätte drei teure Probleme: a) massiver Überbau (10× PV wegen nur ~10% Kapazitätsfaktor), b) gigantische Batteriekapazitäten für die Nacht, und c) keinerlei Lösung für Winterdunkelflauten. Der optimierte Erneuerbare-Energien Mix löst daher alle drei Probleme hervorragend!

Die Erzeugungsseite – komplementäre Quellen:

Wind onshore (80 GW): Die billigste Erneuerbare überhaupt. Die Stromgestehungskosten lagen 2024 zwischen 4,3 und 9,2 Cent/kWh bei spezifischen Anlagenkosten von 1.300 bis 1.900 €/kW Agrarheute. Entscheidend: Wind weht vor allem nachts und im Winter – also genau dann, wenn PV ausfällt.

Wind offshore (40 GW): Teurer, aber grundlastnaher. Offshore-Anlagen speisen mehr als 90 % des Jahres kontinuierlich Strom ins Netz Offshore-stiftung und erreichen bis zu 4.500 Volllaststunden Agrarheute – fünfmal mehr als PV.

PV dezentral + Freifläche (210 GW): Ergänzt den Wind im Sommer und liefert die günstigsten kWh.

Biomasse (8 GW) + Wasserkraft (5 GW): Steuerbar, rund um die Uhr verfügbar – die „echte Grundlast" des Systems.

Die Speicherseite – gestaffelt nach Zeitskala:

Batterie (200 GWh): Für Stunden-Schwankungen (Tag/Nacht-Ausgleich, Rampen). Günstig im Kurzzeiteinsatz.

Pumpspeicher (8 GW): Bestehende + ausgebaute Kapazität für mittlere Flexibilität.

Grüner Wasserstoff (15 GW Elektrolyse → 30 TWh Kavernenspeicher → 15 GW H₂-Turbinen): Die entscheidende Lösung für Dunkelflauten. Deutschland hat bereits Salzkavernen, die auf Wasserstoff umgerüstet werden können Uni-koeln, mit Speicherkosten von nur rund 1 €/kg zusätzlich. Bei 30 TWh Kavernenspeicher und 15 GW H₂-Turbinen ergibt das rund 83 Tage Dunkelflaute-Überbrückung – mehr als genug selbst für extreme Winterlagen.

Warum das funktioniert: Wind und Sonne ergänzen sich saisonal (Wind: Herbst/Winter stark, PV: Frühling/Sommer stark). Biomasse und H₂-Turbinen springen als steuerbare Reserve ein. Das Gesamtsystem erzeugt rund 620 TWh/Jahr – deutlich mehr als der deutsche Bedarf von ~550 TWh, mit Puffer für Verluste und Elektrolyse.

Wichtige Caveats: Aktuelle reale H₂-Gestehungskosten liegen bei circa 9,80 Euro pro Kilogramm Energieforschung – die Kostenprognosen basieren auf Skaleneffekte, die erst noch eintreten müssen. Die Regler oben lassen sich anpassen, um konservativere Szenarien durchzuspielen.

Warum 15 Jahre realistisch, aber extrem ambitioniert ist:

Der Plan orientiert sich an den bereits gesetzlich verankerten Ausbauzielen und geht darüber hinaus. Bis 2030 sollen 215 GW Photovoltaik installiert sein und bei der Windkraft die Leistung auf 145 GW ausgebaut werden. Unser Szenario baut auf diesen Zielen auf und erweitert sie bis 2040 auf die volle Ersetzung aller 87 GW fossiler Kapazität.

Die kritische Engstelle ist nicht das Geld, sondern die Umsetzungsgeschwindigkeit. Der Netzausbau liegt bereits sieben Jahre und 6.000 km hinter der Planung zurück, und bei der Windenergie fehlten 2024 rund 5,5 GW gegenüber dem EEG-Ziel. Das ist der Grund, warum der Plan in drei gestaffelte Phasen aufgeteilt ist – jede mit unterschiedlichem Schwerpunkt.

Die Investitionslogik: Mit durchschnittlich ~37 Mrd. €/Jahr (440 € pro Kopf) liegt das Volumen im Bereich dessen, was Deutschland in der Vergangenheit für fossile Energieimporte ausgegeben hat – allein 2022 waren es über 100 Mrd. € für Öl- und Gasimporte. Der entscheidende Unterschied: Die Investition in Erneuerbare ist eine einmalige Infrastruktur-Investition, die danach jahrzehntelang nahezu brennstoffkostenfrei Strom liefert.

Warum der Zeitplan so gestaffelt ist:

Phase 1 (2026–2030) fokussiert auf die schnellsten Technologien: PV-Dachanlagen lassen sich in Wochen installieren, Wind onshore in 1–2 Jahren nach Genehmigung. Laut Agora-Studie wird der Ausbau 2030 seinen Höhepunkt mit 39 GW pro Jahr erreichen. Offshore-Wind braucht hingegen 5–7 Jahre Vorlauf und wird erst ab 2028 richtig skalieren.

Phase 2 (2030–2035) ist die härteste Phase: Hier müssen gleichzeitig die letzten Kohlekraftwerke vom Netz, der Offshore-Ausbau seinen Höhepunkt erreichen, und die H₂-Infrastruktur funktionsfähig werden. Das ist der „Nadelöhr-Zeitraum" – wer hier scheitert, gefährdet das Gesamtziel.

Phase 3 (2035–2040) profitiert von Lernkurven und sinkenden Technologiekosten. Die jährlichen Investitionen sinken auf ~30 Mrd. €, weil PV-Module und Batterien nochmals 20–30% günstiger werden dürften.

Die drei grössten Risiken sind Netzausbau-Verzögerungen, Genehmigungsverfahren für Windkraft und der Fachkräftemangel – allesamt keine technischen, sondern politisch-administrative Probleme. Die bisher installierten PV-Anlagen haben eine Leistung von 111 GW – binnen fünf Jahren müsste sich dieser Wert verdoppeln, was bei PV machbar erscheint, bei Wind aber deutlich schwieriger wird.