Ohne Plan: Wie Deutschland sein Geschäftsmodell verliert

Im Dezember 2024 fiel die deutsche Industrieproduktion auf den niedrigsten Stand seit Mai 2020, dem Höhepunkt der Pandemie-Lockdowns. Diesmal gab es keinen Lockdown. Die Fabriken standen nicht still, weil ein Virus sie schloss, sondern weil es sich nicht mehr lohnte, sie zu betreiben.

Strom kostet in Deutschland 17 bis 20 Cent pro Kilowattstunde, in den USA und China rund acht. Das BIP schrumpfte zwei Jahre in Folge, erstmals seit über zwei Jahrzehnten. Ein Land, das sich als Industrienation definiert, hat kein tragfähiges Modell mehr, wie es gleichzeitig Energie bezahlbar, sicher und klimafreundlich bereitstellen will.

Der Strommix 2024-2025: Rekorde auf tönernen Füßen

Zunächst die gute Nachricht. Erneuerbare Energien deckten 2024 rund 54,4 Prozent des deutschen Bruttostromverbrauchs, ein Rekordwert. An der öffentlichen Nettostromerzeugung erreichten sie laut Fraunhofer ISE sogar 62,7 Prozent. Wind Onshore blieb mit rund 112 TWh der stärkste Einzelenergieträger, Photovoltaik sprang auf 75 TWh, ein Plus von knapp 20 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Steinkohle fiel auf 26,4 TWh, den niedrigsten Stand seit 1952. 2025 setzten Wind und Solar ihren Vormarsch fort: Erstmals übertrafen sie gemeinsam alle fossilen und nuklearen Quellen, der EE-Anteil stieg auf rund 56 Prozent des Bruttostromverbrauchs.

Doch der Rekord hat eine Schattenseite. Die Bruttostromerzeugung sank auf rund 489 TWh, ein Rückgang von 2,4 Prozent. Deutschland wurde erstmals seit 2002 zum Netto-Stromimporteur: Der Importüberschuss lag 2024 bei rund 25 TWh, vor allem aus Frankreich (Kernkraft), Dänemark und Skandinavien. 2025 blieb der Saldo mit 21,9 TWh Nettoimport negativ. Der steigende Erneuerbaren-Anteil ist teilweise eine Folge sinkender Gesamtproduktion, nicht nur steigender EE-Erzeugung. Ein Teil des deutschen Emissionsrückgangs wird durch schrumpfende Industrieproduktion erkauft.

Erdgas: Norwegen ist das neue Russland

Vor dem Krieg in der Ukraine bezog Deutschland rund 55 Prozent seines Erdgases aus Russland. Diese Abhängigkeit wurde zu Recht als strategisches Versagen identifiziert. Was weniger diskutiert wird: Die Abhängigkeit wurde nicht beseitigt, sondern verlagert. Norwegen liefert inzwischen 48 Prozent der deutschen Gasimporte, transportiert über Unterwasser-Pipelines in der Nordsee. Die Sabotage der Nord-Stream-Leitungen im September 2022, die Beschädigung der Balticconnector-Pipeline im Oktober 2023 und die Kabelschnitte an der C-Lion1-Leitung im November 2024 haben gezeigt, wie verwundbar subseeische Infrastruktur ist.

Der deutsche Gasverbrauch lag 2024 bei 844 TWh, ein Plus von 3,5 Prozent gegenüber dem Vorjahr, aber immer noch 14 Prozent unter dem Durchschnitt der Jahre 2018 bis 2021. Die Industrie verbrauchte 12 Prozent weniger Gas als vor der Krise. Das ist kein Zeichen von Effizienz, sondern von Produktionsrückgang.

Das LNG-Terminal-Programm zeigt ein ernüchterndes Bild. Die nominale Gesamtkapazität der deutschen LNG-Terminals lag Ende 2024 bei rund 32 Milliarden Kubikmetern pro Jahr, tatsächlich eingespeist wurden aber nur 6,9 Milliarden Kubikmeter, eine Auslastung von kaum 22 Prozent. Der Terminal in Lubmin/Mukran war zeitweise nur zu 8 Prozent ausgelastet. Die staatlichen Kosten für das gesamte Programm übersteigen 4 Milliarden Dollar an Subventionen plus 4,4 Milliarden Euro für 951 Kilometer neue Gasleitungen. Von den LNG-Importen über deutsche Terminals stammten 86 bis 91 Prozent aus den USA.

Und die Preise? Der TTF-Gaspreis lag 2024 im Schnitt bei rund 34 Euro pro Megawattstunde, nach dem Krisenpeak von 236 Euro im August 2022 und dem Vorkrisenniveau von 13 Euro (2019). Die IEA stellt fest: Deutsche Industriegaspreise sind im Schnitt fünfmal so hoch wie in den USA. Im März 2026, angetrieben durch die Hormuz-Krise, liegt der TTF bei rund 52 Euro pro Megawattstunde.

Strompreise als Standortkiller

Energiepolitik ist Industriepolitik. Das wird nirgends deutlicher als beim internationalen Strompreisvergleich. Der deutsche Industriestrompreis lag 2024 für mittlere Industriekunden bei 16,99 Cent pro Kilowattstunde. Für Großverbraucher mit Entlastungen waren es 10,5 bis 11,7 Cent. Zum Vergleich: Frankreich zahlt 9 bis 11 Cent, die USA rund 8 Cent, China ebenfalls rund 8 Cent. Selbst mit dem neuen subventionierten Industriestrompreis von 5 Cent, der ab Januar 2026 für rund 2.000 energieintensive Unternehmen gilt, bleibt ein struktureller Nachteil, der nur durch Steuergelder überbrückt wird.

Die Folgen sind bereits sichtbar. Die Chemieproduktion ohne Pharma schrumpfte 2025 um 3,3 Prozent, die Kapazitätsauslastung fiel auf 72,5 Prozent, den niedrigsten Wert seit 1991. 20 Prozent der VCI-Mitgliedsunternehmen planen Produktionsverlagerungen oder -einstellungen. BASF strich am Standort Ludwigshafen rund 4.800 Stellen und schloss Anlagen für Adipinsäure, Ammoniak und Methanol, während das Unternehmen parallel 10 Milliarden Euro in China investiert. ThyssenKrupp Steel kündigte den Abbau von 11.000 Stellen an und reduziert seine Kapazität von 11,5 auf 8,7 bis 9 Millionen Tonnen. Die Rohstahlproduktion fiel 2024 auf 37,2 Millionen Tonnen, 13 Prozent unter dem Vorkrisendurchschnitt.

Die Liste ist lang: Volkswagen (bis zu 35.000 Stellen), Bosch (~22.000), ZF Friedrichshafen (14.000), Continental (7.000+), Audi (7.500), Mercedes (~10.000). Insgesamt gingen zwischen Mai 2019 und Februar 2025 rund 361.000 Industriearbeitsplätze verloren.

Erneuerbare: Solar auf Kurs, Wind hinterher, Speicher fehlen

Der Ausbau erneuerbarer Energien zeigt ein gespaltenes Bild. Photovoltaik wuchs 2024 um 16,2 GW, 2025 um weitere 16,4 bis 17,7 GW auf eine Gesamtkapazität von rund 117 GW. Das Ziel von 215 GW bis 2030 erfordert einen jährlichen Zubau von knapp 20 GW, ein anspruchsvolles, aber plausibles Tempo.

Wind Onshore beschleunigte sich deutlich: von 3,25 GW (2024) auf 5,2 GW (2025). Genehmigungen erreichten 2025 mit 20,8 GW einen historischen Rekord. Doch das 2030-Ziel von 115 GW erfordert 9,4 GW pro Jahr, fast das Doppelte des aktuellen Zubaus. Offshore-Wind bleibt mit nur rund 500 MW Zubau pro Jahr weit hinter dem Bedarf von 4,1 GW jährlich zurück. Das 30-GW-Ziel bis 2030 ist faktisch unerreichbar, realistisch wird es 2031 oder 2032.

Das gravierendste Defizit betrifft die Speicherinfrastruktur. Die installierte Batteriespeicherkapazität wuchs bis Ende 2025 auf rund 25,5 GWh, wobei Großspeicher erst 3,5 GWh erreichten. Für eine angemessene Systemintegration werden bis 2030 geschätzte 100 bis 400 GWh benötigt. Die 575 Stunden mit negativen Strompreisen im Jahr 2025 sind ein direkter Beleg für das Missverhältnis: Strom wird erzeugt, wenn ihn niemand braucht, und kann nicht gespeichert werden, wenn er gebraucht wird. Pumpspeicher stagnieren bei 9,4 GW ohne Ausbauperspektive.

Beim Netzausbau gibt es Fortschritte: 2025 wurden rund 2.000 Kilometer genehmigt, alle vier großen HGÜ-Korridore (SuedLink, SuedOstLink, A-Nord, Ultranet) befinden sich im Bau. SuedLink soll 2028 in Betrieb gehen. Doch der Netzausbau folgt dem Erzeugungsausbau um Jahre, manchmal Jahrzehnte.

Kernenergie: 4,1 GW verloren, 170 Milliarden Euro Entsorgungskosten

Am 15. April 2023 gingen die letzten drei deutschen Reaktoren endgültig vom Netz: Isar 2 (1.410 MW), Emsland (1.335 MW) und Neckarwestheim 2 (1.310 MW). Die verlorene Kapazität betrug rund 4,1 GW. Auf dem Höhepunkt verfügte Deutschland über 19 gleichzeitig aktive Reaktoren mit rund 22 GW installierter Leistung und einem Anteil von 30 Prozent an der Stromerzeugung.

Man kann über den Atomausstieg unterschiedlicher Meinung sein. Was sich nicht bestreiten lässt, ist die Sequenz: Deutschland hat zuerst die Kernkraftwerke abgeschaltet und dann versucht, die Lücke durch Erneuerbare zu füllen, anstatt zuerst die fossilen Kraftwerke stillzulegen. Eine PwC-Kontrafaktik-Analyse zeigt: Mit dem Atompark von 2010 hätten 94 Prozent der Stromerzeugung 2024 emissionsfrei sein können, statt der tatsächlichen 61 Prozent.

Die Kosten des Ausstiegs sind enorm. Die Rückbaukosten werden auf insgesamt rund 47,5 Milliarden Euro geschätzt. Die Endlagersuche, ursprünglich mit Standortentscheidung bis 2031 geplant, wird erst 2046 bis 2068 abgeschlossen, möglicherweise 2074. Die Gesamtkosten der nuklearen Entsorgung bis zum Jahr 2100 schätzt die Bundesregierung auf rund 170 Milliarden Euro. Der KENFO (Entsorgungsfonds) wuchs von 24,1 Milliarden Euro Einlage (2017) auf rund 25,5 Milliarden Euro Ende 2024 und muss bis 2099 auf 169,8 Milliarden Euro anwachsen. Ob die Kapitalrenditen dafür ausreichen, ist eine offene Frage.

Kohle: Der Markt macht, was die Politik nicht wagt

Der gesetzliche Kohleausstieg ist auf 2038 terminiert. Im Rheinland (RWE) wurde er per Vereinbarung auf den 31. März 2030 vorgezogen. In der Lausitz hält LEAG am Pfad bis 2038 fest. Doch der Markt überholt die Politik. Die Kohleerzeugung fiel 2024 auf den niedrigsten Stand seit 1957. Im April 2024 wurden 15 Kohleblöcke mit 4,4 GW dauerhaft stillgelegt. Die Bundesnetzagentur bestätigt: Zwangsstilllegungen sind nicht nötig, der EU-Emissionshandel (Preis 2024/2025: 60-84 Euro pro Tonne CO₂) macht Kohle marktunfähig.

Für den Strukturwandel in den Kohleregionen stellt der Bund bis 2038 insgesamt rund 41 Milliarden Euro bereit. Die EU genehmigte Kompensationszahlungen von bis zu 1,75 Milliarden Euro an LEAG und 2,6 Milliarden Euro an RWE. Die Frage ist nicht mehr, ob der Kohleausstieg gelingt, sondern ob die betroffenen Regionen rechtzeitig wirtschaftliche Alternativen finden.

Wasserstoff: 10-GW-Ziel, 185 MW Realität

Die Nationale Wasserstoffstrategie setzt ein Ziel von 10 GW Elektrolyseurkapazität bis 2030. Anfang 2026 waren aber nur rund 185 MW installiert, weniger als 2 Prozent des Ziels. Eine EWI-Analyse hält realistisch nur 8,7 GW bis 2030 für erreichbar, fast 3 GW angekündigter Projekte wurden bereits storniert oder pausiert.

Die Kostenlücke ist fundamental. Grüner Wasserstoff kostet in Deutschland derzeit 5 bis 10 Euro pro Kilogramm, grauer Wasserstoff aus Erdgas nur 2 bis 2,50 Euro. Die Zielkosten von 3 bis 5 Euro bis 2030 sind selbst ambitioniert, günstigere Produktion ist in Nordafrika oder dem Nahen Osten möglich (rund 3,10 Euro pro Kilogramm inklusive Transport). Der Wasserstoffbedarf wird bis 2030 auf 95 bis 130 TWh projiziert, davon sollen 50 bis 70 Prozent importiert werden, was eine weitere massive Importabhängigkeit begründen wird.

Positiv zu vermerken: Das H₂-Kernnetz wurde im Oktober 2024 genehmigt: 9.040 Kilometer Leitungen, geschätzte Investitionskosten von 18,9 Milliarden Euro, stufenweise Fertigstellung bis 2032. Im Dezember 2025 gingen die ersten 400 Kilometer in Betrieb. Salzgitter (SALCOS) ist bei grünem Stahl mit einer 2,5-Milliarden-Euro-Investition am weitesten fortgeschritten. ThyssenKrupp hingegen setzte seinen Wasserstoffbezugs-Tender wegen zu hoher Angebotspreise aus.

Hormuz 2026: Der Stresstest, den niemand wollte

Nach den US-israelischen Angriffen auf Iran am 28. Februar 2026 brach der Tankerverkehr durch die Straße von Hormuz um rund 70 Prozent ein. QatarEnergy erklärte Force Majeure für einige LNG-Verträge, nachdem Drohnenangriffe auf Ras Laffan, die weltweit größte LNG-Verflüssigungsanlage, rund 17 Prozent der katarischen Exportkapazität beschädigten. Bruegel schätzt den Ausfall auf mindestens 10 Millionen Barrel Öl pro Tag, die IEA sprach von der größten Angebotsunterbrechung in der Geschichte des globalen Ölmarkts.

Für Deutschland traf die Krise auf niedrige Gasspeicher. Der Speicherstand lag im Februar 2026 bei nur 30,2 Prozent, der niedrigste Wert seit Beginn der systematischen Überwachung. Der TTF-Gaspreis sprang auf 52 Euro pro Megawattstunde. European Natural Gas Futures stiegen seit Kriegsbeginn um rund 71 Prozent.

Die Hormuz-Krise offenbart, was Analysten seit Jahren warnen: Deutschlands neues Energiesystem ist weniger abhängig von einem einzelnen Lieferanten, aber nicht weniger anfällig für geopolitische Schocks. LNG aus Katar fließt durch die Straße von Hormuz. Öl aus dem Persischen Golf ebenso. Und die norwegischen Pipelines, Deutschlands wichtigste Gasader, verlaufen durch ein Meer, das zunehmend zum geopolitischen Spannungsfeld wird.

Kritische Rohstoffe: Die nächste Abhängigkeit ist schon da

Die Energiewende selbst erzeugt neue Abhängigkeiten. Deutschland importierte 2024 rund 5.200 Tonnen seltene Erden, davon 65,5 Prozent direkt aus China. Bei den für Windturbinen und E-Motoren entscheidenden Elementen Neodym und Praseodym liegt die China-Abhängigkeit bei nahezu 100 Prozent. Die EZB warnte 2025: Über 80 Prozent der großen europäischen Unternehmen sind maximal drei Zwischenhändler von einem chinesischen Seltene-Erden-Produzenten entfernt. Chinas Exportbeschränkungen ab April 2025 auf sieben REE-Materialien verursachten bereits Produktionsstillstände in der europäischen Automobilindustrie.

Bei Lithium kontrolliert China rund 80 Prozent der Verarbeitungsstufe, bei Batterieanoden 98 Prozent, bei Batteriezellen 85 Prozent der globalen Kapazität. Solarmodule werden zu 70 bis 95 Prozent in China gefertigt. Der EU Critical Raw Materials Act (März 2024) setzt Ziele von 10 Prozent heimischer Förderung und 40 Prozent Verarbeitung bis 2030, die Umsetzung steht noch am Anfang.

Die strukturelle Unfähigkeit: Warum Politik scheitert

Die Diagnose ist nicht, dass Deutschland nichts tut. Der Solar-Ausbau ist beeindruckend. Das H₂-Kernnetz nimmt Gestalt an. Der Kohleausstieg vollzieht sich schneller als geplant. Die Diagnose ist, dass jede dieser Maßnahmen isoliert betrieben wird, ohne ein kohärentes Gesamtmodell, das Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Klimaschutz gleichzeitig adressiert.

Drei strukturelle Muster ziehen sich durch die deutsche Energiepolitik der letzten zwei Jahrzehnte.

Sequenz statt Simultaneität. Der Atomausstieg wurde vor dem Kohleausstieg vollzogen, nicht umgekehrt. Der EE-Ausbau wurde vor dem Speicherausbau beschleunigt, nicht parallel. Der Netzausbau folgt dem Erzeugungsausbau um Jahre. Jede einzelne Entscheidung mag defensible Gründe gehabt haben. In ihrer Sequenz produzieren sie Lücken, die durch Importe, fossile Backup-Kapazitäten und höhere Kosten gefüllt werden müssen.

Krisenpolitik statt strategischer Planung. Die LNG-Terminals wurden in einer Panikreaktion auf den Gaspreisschock 2022 gebaut, mit Überkapazitäten, die heute bei 22 Prozent Auslastung leerstehen. Der subventionierte Industriestrompreis von 5 Cent ist eine Notmaßnahme, keine Lösung. Die Hormuz-Krise trifft ein Land, das seine Gasspeicher auf dem niedrigsten Stand seit Jahren hat. Deutschlands Energiepolitik reagiert auf Krisen, statt ihnen vorzubeugen.

Zielkonflikte ohne Priorisierung. Klimapolitik verlangt den schnellen Ausstieg aus Fossilen. Industriepolitik verlangt bezahlbare Energie. Sicherheitspolitik verlangt Diversifizierung und Autarkie. Diese drei Ziele stehen in einem Spannungsfeld, das nur durch massive Investitionen in Speicher, Netze und heimische Produktion aufgelöst werden kann. Stattdessen wird jedes Ziel von einem anderen Ministerium, einer anderen Koalition, einer anderen Legislaturperiode verfolgt, ohne übergeordnete Instanz, die Prioritäten setzt.

Was ein realistisches Szenario erfordert

Ein nachhaltiges deutsches Energiemodell ist möglich. Aber es erfordert etwas, das die deutsche Politik seit Jahrzehnten vermeidet: eine Instanz, die über Ressortgrenzen hinweg entscheidet, schneller als Legislaturperioden und verbindlicher als Koalitionsverträge.

Speicher als Systempriorität. Die 25,5 GWh installierter Batteriespeicher müssen bis 2030 auf mindestens 100 GWh steigen. Ohne Speicher ist jeder weitere GW Solar-Zubau ein Tropfen, der im Meer der negativen Strompreise versickert. Das erfordert regulatorische Anreize (Speicherquoten für Netzgebiete), beschleunigte Genehmigungen und industriepolitische Förderung für heimische Batteriezellenfertigung.

Wasserstoff fokussieren, nicht verteilen. Die 10-GW-Elektrolyse-Ambition sollte auf industrielle Kernprozesse konzentriert werden: Stahl, Chemie, Raffinerie. Nicht auf Raumwärme, nicht auf PKW-Verkehr, wo effizientere Alternativen existieren. Importverträge über H2Global müssen beschleunigt werden, solange heimische Produktion zu teuer bleibt.

Europäische Integration statt nationaler Alleingänge. Deutschlands Netto-Stromimporte sind kein Zeichen von Schwäche, sondern ein Argument für einen tieferen europäischen Energiemarkt. Französische Kernkraft, skandinavische Wasserkraft, spanischer Solar und deutscher Wind ergänzen sich. Was fehlt, sind ausreichende Interkonnektoren und ein reformiertes Marktdesign, das langfristige Lieferverträge und nicht nur Spotmärkte begünstigt.

Rohstoffdiversifizierung als sicherheitspolitische Aufgabe. 65 Prozent der seltenen Erden aus China, 48 Prozent des Gases aus Norwegen, 86 Prozent des LNG aus den USA: Jede einzelne Abhängigkeit über 40 Prozent ist ein strategisches Risiko. Das erfordert europäische Rohstoffpartnerschaften, Recycling-Infrastruktur und strategische Vorratshaltung.

Ehrliche Kostenwahrheit. Der subventionierte Industriestrompreis von 5 Cent kostet Milliarden an Steuergeldern. LNG-Terminals mit 22 Prozent Auslastung binden Kapital. 170 Milliarden Euro Entsorgungskosten für die Kernenergie laufen weiter auf. Eine ehrliche Energiepolitik beziffert alle diese Kosten transparent, statt sie über Sondervermögen, Netzentgelte und Generationenverträge zu verteilen.

Deutschland hat kein Erkenntnisproblem. Es hat ein Umsetzungsproblem. Die Diagnosen liegen seit Jahren auf dem Tisch, in Gutachten der Wissenschaftsakademien, in Berichten der Bundesnetzagentur, in den Daten, die dieser Artikel zusammenträgt. Was fehlt, ist kein weiteres Strategiepapier. Was fehlt, ist eine politische Architektur, die in der Lage ist, vier Ministerien, sechzehn Bundesländer und eine vierjährige Legislaturperiode auf ein Ziel auszurichten, das Jahrzehnte braucht.

Andere Länder haben das geschafft. Frankreich baute seinen Atompark in 15 Jahren. Dänemark wurde in 20 Jahren zum Windenergie-Exporteur. China errichtete in einem Jahrzehnt eine Solarindustrie, die den Weltmarkt dominiert. In jedem Fall gab es eine zentrale Instanz mit Durchgriffsrecht und einem Zeithorizont jenseits der nächsten Wahl.

Deutschland braucht keinen Energieminister. Es braucht einen Energiearchitekten.