Ökostrom in Deutschland 2025 und 2026: Anteil, Ausbau und Ziele

Wie hoch ist der Anteil von Ökostrom in Deutschland?

Erneuerbare Energien deckten 2025 in Deutschland 55,1 % des Bruttostromverbrauchs, nach 54,4 % im Vorjahr. Im ersten Halbjahr 2026 stieg der Anteil laut BDEW und ZSW auf den Rekordwert von 58,0 %.

Die Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) beim Umweltbundesamt (UBA) beziffert die erneuerbare Stromerzeugung 2025 auf 290,2 TWh, rund 1 % mehr als 2024. Der Zuwachs fiel klein aus, weil ein windschwaches Frühjahr und ein sehr trockenes Jahr Windenergie und Wasserkraft drückten, während Photovoltaik um 21 % zulegte. Im Wärmesektor lag der erneuerbare Anteil 2025 bei 19,0 %, im Verkehr bei 8,0 %. Was Ökostrom ist und wie er bilanziell zum Kunden kommt, erklärt die Seite Ökostrom: Definition und Stromsee.

Je nach Quelle kursieren unterschiedliche Anteile für dasselbe Jahr. Sie widersprechen sich nicht, sondern beziehen sich auf verschiedene Größen.

Für Ziele und Vergleiche über Jahre zählt der Anteil am Bruttostromverbrauch; die höheren Werte der Erzeugungsstatistik entstehen, weil Deutschland 2025 netto 21,9 TWh Strom importierte und weil Eigenverbrauch nicht erfasst wird. Quellen: UBA (05.03.2026), Bundesnetzagentur nach Solarserver (05.01.2026), Fraunhofer ISE (Stand 27.08.2026).

Wie viel Ökostrom liefern Wind, Sonne, Biomasse und Wasserkraft?

Windenergie blieb 2025 mit 133,9 TWh die größte Ökostromquelle, Photovoltaik folgte mit 91,6 TWh. Erstmals erzeugten Solaranlagen mehr Strom fürs öffentliche Netz als Braunkohlekraftwerke.

Der Zubau 2025 war fast vollständig Photovoltaik und Wind an Land, der Ertrag stieg dennoch nur um 1 %, weil das Wetter schwach war. Quellen: UBA/AGEE-Stat (Erzeugung, Stand 05.03.2026), Bundesnetzagentur (Leistung und Zubau, vorläufig, 08.01.2026). Die Bundesnetzagentur nennt rund 55 MW Biomasse-Zubau.

In der öffentlichen Nettostromerzeugung, die die Bundesnetzagentur auf SMARD auswertet, lieferten Windanlagen an Land 2025 106,5 TWh (2024: 112,6 TWh) und Offshore-Windparks 26,1 TWh (2024: 25,7 TWh). Photovoltaik speiste 74,1 TWh ein und lag damit vor der Braunkohle mit 67,2 TWh; hinzu kommen nach Fraunhofer ISE 19,8 TWh Solarstrom, die Haushalte und Betriebe selbst verbrauchten. Wie Wind- und Solaranlagen funktionieren, beschreiben die Seiten zur Windenergie und zur Solarenergie.

Fossil erzeugten Kraftwerke 2025 laut Bundesnetzagentur 180,1 TWh, 0,7 % weniger als im Vorjahr. Erdgas legte um 6,4 % auf 60,6 TWh zu, Steinkohle um 3,0 % auf 28,2 TWh, Braunkohle sank um 5,4 %. Weil vor allem Gas einsprang, als Wind und Wasser schwächelten, sank die CO₂-Intensität des Strommixes nur leicht auf 344 g CO₂ je kWh. Was das für die Bilanz von Ökostrom bedeutet, zeigt die Seite CO₂-Emissionen von Ökostrom im Vergleich zum Strommix.

Wie schnell wurden Wind- und Solaranlagen 2025 ausgebaut?

2025 gingen Anlagen mit rund 21 GW erneuerbarer Leistung neu ans Netz, rund 11 % mehr als 2024. Photovoltaik kam auf 16,4 GW, Windenergie an Land auf 4,6 GW netto und damit fast doppelt so viel wie im Vorjahr.

Bei der Photovoltaik verschob sich der Zubau von Dächern zu Freiflächen: Laut Bundesnetzagentur entfiel 2025 etwa die Hälfte auf Freiflächenanlagen, 2024 war der Gebäudeanteil noch doppelt so hoch. Steckerfertige Anlagen, also Balkonkraftwerke, trugen 0,5 GW bei; rund 430.000 Geräte wurden 2025 neu im Marktstammdatenregister registriert. Bayern baute mit 4,5 GW die meiste Solarleistung aller Länder.

Bei Wind an Land meldet die Fachagentur Wind und Solar für 2025 einen Bruttozubau von 958 Anlagen mit 5.232 MW, gleichzeitig wurden 456 Altanlagen mit 631 MW stillgelegt. Neue Anlagen haben im Mittel 5,46 MW Leistung. Für die kommenden Jahre ist der Vorlauf gefüllt: 2025 wurden Anlagen mit rund 20,8 GW genehmigt. Auf See kamen 2025 nur rund 0,3 GW hinzu, im ersten Halbjahr 2026 laut BDEW bereits 0,9 GW.

Fallbeispiel

Schleswig-Holstein und Bayern: Windausbau an Land 2025

• Schleswig-Holstein: 143 neue Anlagen mit 789,9 MW, Bestand Ende 2025 9.624 MW; Rückbau 121,7 MW (Fachagentur Wind und Solar, 15.01.2026)
• Bayern: 17 neue Anlagen mit 82,5 MW, Bestand Ende 2025 2.760 MW (ebenda)
• Genehmigungen 2025 laut Fachagentur (aus Grafik abgelesen): Bayern rund 1.261 MW, Schleswig-Holstein rund 930 MW; Zuschläge in den Ausschreibungen: Bayern rund 719 MW, Schleswig-Holstein rund 893 MW
• Bayern ist Spitzenreiter beim Solarzubau 2025 mit 4,5 GW (Bundesnetzagentur, 08.01.2026)

Einordnung

Was der Fall zeigt

Je 1.000 km² Landesfläche baute Schleswig-Holstein 2025 rund 50 MW Windleistung zu, Bayern rund 1,2 MW, ein Unterschied um den Faktor 43. Im Bestand stehen in Schleswig-Holstein rund 609 kW je km², in Bayern 39 kW. Der Fall zeigt, dass Windausbau eine Frage von Planung und Genehmigung ist, nicht nur von Wind: Bayern hat 2025 Anlagen mit gut dem 15-Fachen seines Jahreszubaus genehmigt, die Wirkung kommt also erst 2026 bis 2028 im Netz an. Für Unternehmen im Süden folgt daraus, dass regionale Windstrom-Lieferverträge in den nächsten Jahren realistischer werden, heute aber noch selten sind; den Ausgleich übernehmen Solarstrom und Leitungen aus dem Norden.

Erreicht Deutschland das Ziel von 80 % Ökostrom bis 2030?

Das 80-%-Ziel für 2030 ist mit dem Tempo von 2025 nicht erreichbar: Der Strommengenpfad des EEG verlangt bis 2030 rund 62 TWh zusätzlichen Ökostrom pro Jahr, 2025 kamen rund 3 TWh hinzu. Selbst wenn der Stromverbrauch nicht steigt, müsste die Erzeugung jedes Jahr um rund 26 TWh wachsen.

§ 1 Abs. 2 EEG legt fest, dass mindestens 80 % des Bruttostromverbrauchs 2030 aus erneuerbaren Energien stammen sollen. § 4a EEG übersetzt das in einen Strommengenpfad mit Richtwerten: 346 TWh für 2025, 388 TWh für 2026 und 600 TWh für 2030. Die 600 TWh entsprechen 80 % eines Verbrauchs von 750 TWh, den der Gesetzgeber 2022 wegen Wärmepumpen, Elektroautos und Elektrolyseuren für 2030 erwartete.

goClimate-Rechnung

So haben wir gerechnet: Bruttostromverbrauch 2025 = 290,2 TWh ÷ 55,1 % = 526,7 TWh (UBA/AGEE-Stat). Lücke = Zielmenge minus 290,2 TWh, verteilt auf fünf Jahre; Wachstumsrate als jährliche Rate von 2025 bis 2030. Zuwachs 2025 aus „rund +1 %“ zurückgerechnet (2024 rund 287 TWh). Richtwerte nach § 4a EEG. Annahme Szenario B: Der Verbrauch steigt bis 2030 nicht. Ergebnisse gerundet.

Die Lücke wächst bereits. 2025 lag die Erzeugung 55,8 TWh oder 16 % unter dem Richtwert des Strommengenpfads. Rechnet man das erste Halbjahr 2026 mit 152,2 TWh (+5,6 % ggü. dem ersten Halbjahr 2025) auf das Jahr hoch, ergeben sich rund 306 TWh, rund 81 TWh weniger als die 388 TWh, die der Pfad für 2026 vorsieht. Auch der Leistungszubau bleibt unter Plan: Für 215 GW Photovoltaik und 115 GW Wind an Land im Jahr 2030 braucht es laut Bundesnetzagentur jährlich 19,6 GW Solar- und 9,4 GW Windzubau; 2025 waren es 16,4 GW und 4,6 GW, also 84 % und 49 % des nötigen Tempos.

Zwei Entwicklungen verringern die Lücke. Der Stromverbrauch wächst langsamer als 2022 angenommen, deshalb nähert sich der Anteil dem Ziel schneller als die Menge. Und die rund 20,8 GW Windgenehmigungen von 2025 gehen in den Jahren 2026 bis 2028 in Betrieb. Wie die Energiewirtschaft ihre Emissionen bisher gesenkt hat, steht auf der Seite Emissionen nach Sektoren in Deutschland; den Vergleich mit anderen Ländern zieht der Artikel Erneuerbare Energien weltweit.

Warum gibt es negative Strompreise und Abregelung?

Negative Strompreise entstehen, wenn zu einer bestimmten Stunde mehr Strom angeboten wird, als verbraucht, gespeichert oder exportiert werden kann. 2025 kam das in 573 von 8.760 Stunden vor, rund 6,5 % des Jahres und 25 % häufiger als 2024 mit 457 Stunden.

Negative Preise treten vor allem an sonnigen Feiertagen und Wochenenden zur Mittagszeit auf, wenn Photovoltaik viel einspeist und Industrie wenig verbraucht. Gleichzeitig laufen Kraftwerke weiter, die nicht schnell genug herunterfahren können oder Wärme liefern müssen. Der durchschnittliche Großhandelspreis lag 2025 trotzdem bei 89,32 € je MWh, 13,8 % über dem Vorjahr, weil in windarmen Stunden teure Gaskraftwerke den Preis setzten. Für Anlagen, die seit dem Gesetz zur Vermeidung von temporären Erzeugungsüberschüssen vom Februar 2025 (Solarspitzengesetz) in Betrieb gehen, entfällt die Förderung in Stunden mit negativen Preisen.

Abregelung ist ein anderes Problem: Netzbetreiber drosseln Wind- und Solaranlagen, wenn Leitungen den Strom nicht abtransportieren können, meist von Nord nach Süd. Dieses Netzengpassmanagement (Redispatch, Netzreserve, Countertrading) kostete 2025 laut Bundesregierung rund 3,08 Mrd. €, nach rund 2,95 Mrd. € im Jahr 2024. Davon erhielten Betreiber erneuerbarer Anlagen 435 Mio. € Entschädigung für abgeregelten Strom, die Vorhaltung von Reservekraftwerken kostete 955 Mio. €. Laut Bundesnetzagentur entsprachen die Abregelungen 2025 rund 3,5 % der erneuerbaren Stromerzeugung; bei Photovoltaik verdoppelten sie sich nahezu (+94 %), bei Wind auf See sanken sie um 27 %.

goClimate-Rechnung

So haben wir gerechnet: Abregelungsquote der Bundesnetzagentur (nach ZfK) mal erneuerbare Erzeugung laut AGEE-Stat; die Bundesnetzagentur bezieht die Quote möglicherweise auf eine leicht andere Erzeugungsgröße. Kosten laut BT-Drs. 21/7804. Die Haushaltszeile ist eine Durchschnittsrechnung: Wie die Kosten über Netzentgelte tatsächlich auf Haushalte, Gewerbe und Industrie verteilt werden, ist nicht berücksichtigt.

Negative Preise sind kein Zeichen von zu viel Ökostrom, sondern von zu wenig Flexibilität. Batteriespeicher wachsen schnell, auf rund 17 GW Leistung und 25 GWh Kapazität Ende 2025 laut Fraunhofer ISE; sie verschieben Mittagsstrom in den Abend. Elektrolyseure für grünen Wasserstoff, Wärmepumpen mit Speicher und Ladevorgänge von Elektroautos können Überschüsse ebenfalls aufnehmen. Seit 2025 müssen alle Stromlieferanten mindestens einen dynamischen Tarif anbieten, dessen Preis stündlich der Börse folgt; was das für Haushalte bedeutet, erklärt die Seite zur Preisentwicklung von Ökostrom und dynamischen Tarifen.

Was passiert bei einer Dunkelflaute?

Bei einer Dunkelflaute liefern Wind und Sonne über Tage kaum Strom, und Gas- und Kohlekraftwerke, Speicher und Importe müssen fast den gesamten Verbrauch decken. Im November und Dezember 2024 trieb das die Börsenstrompreise in einzelnen Stunden auf bis zu 936 € je MWh.

Fallbeispiel

Dunkelflauten im November und Dezember 2024

• Untersucht wurden die Zeiträume 5. bis 7. November und 11. bis 12. Dezember 2024; als Dunkelflaute gilt, wenn Wind und Photovoltaik mindestens 48 Stunden unter 15 % ihrer installierten Leistung liefern (Bundesnetzagentur/SMARD, 03.11.2025)
• Höchstpreis 936 € je MWh am Day-Ahead-Markt für die Stunde von 17 bis 18 Uhr am 12. Dezember 2024 (ebenda); die teuersten Stunden lagen am 6. November und 12. Dezember (ZfK, 21.10.2025)
• In den teuersten Stunden standen noch rund 3,4 bis 4,5 GW marktverfügbare Leistung und 12 bis 13 GW Reservekraftwerke bereit (ZfK nach Bundesnetzagentur)
• Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt fanden keine Hinweise auf missbräuchliches Zurückhalten von Kapazität durch die fünf größten Erzeuger

Einordnung

Was der Fall zeigt

Die Versorgung war nie gefährdet, teuer wurde es trotzdem: 936 € je MWh sind das rund 12-Fache des durchschnittlichen Börsenpreises 2024 von 78,51 € je MWh. Der Fall zeigt, dass die Schwachstelle eines Ökostromsystems nicht die Jahresmenge ist, sondern die Stunden ohne Wind und Sonne. Die Ende 2025 installierten Batteriespeicher mit rund 25 GWh könnten den durchschnittlichen deutschen Verbrauch von rund 60 GW nur etwa 25 Minuten decken; für eine Dunkelflaute über 48 Stunden braucht das System steuerbare Kraftwerke, Importe und eine Nachfrage, die auf Preise reagiert. Für Unternehmen mit dynamischen Tarifen oder Börsenbeschaffung sind solche Stunden ein reales Kostenrisiko, das sich mit Lastverschiebung und Absicherung begrenzen lässt.

Die Behörden empfehlen neue steuerbare Kapazitäten, mehr Flexibilität bei Erzeugung und Verbrauch sowie einen flexibleren Betrieb von Biomasseanlagen. Biomasse ist die größte steuerbare erneuerbare Quelle, mit 47,8 TWh im Jahr 2025 liefert sie aber nur ein Sechstel des Ökostroms; Grundlagen erklärt die Seite zur Biomasse. Gaskraftwerke, die später mit Wasserstoff betrieben werden sollen, sind dafür vorgesehen, die Lücke zu schließen, während Kohlekraftwerke bis spätestens 2038 vom Netz gehen.

Was bedeutet der Ökostrom-Ausbau für Unternehmen?

Für Unternehmen bringt der Ausbau zweierlei: Der Strommix wird sauberer, was den standortbasierten Scope-2-Wert senkt, und der Strompreis wird stündlich volatiler. Wer seinen Verbrauch steuern kann, profitiert von beidem.

• Scope 2: Mit jedem Prozentpunkt mehr Ökostrom im Netz sinkt der Emissionsfaktor des Strommixes, 2025 auf 344 g CO₂ je kWh. Das wirkt in der standortbasierten Bilanz ohne eigenes Zutun; der marktbasierte Wert hängt am eigenen Einkauf. Die Methoden erklärt die Seite CO₂-Emissionen von Ökostrom und Scope 2.
• Lastverschiebung: In 573 Stunden war Strom 2025 an der Börse negativ bepreist. Unternehmen mit Kühlung, Druckluft, Ladeinfrastruktur oder Wärmespeichern können Verbrauch in diese Stunden legen, wenn ihr Vertrag Börsenpreise weitergibt.
• Eigenerzeugung und Speicher: Photovoltaik auf dem eigenen Dach mit Batteriespeicher senkt den Netzbezug in teuren Abendstunden und macht unabhängiger von Preisspitzen wie im Dezember 2024.
• Stromlieferverträge (PPA): Wer Solarstrom über einen langfristigen Vertrag kauft, sollte das Profil prüfen: Viel Erzeugung fällt in Stunden mit niedrigen oder negativen Preisen. Windstrom aus dem Süden wird mit den Genehmigungen von 2025 ab etwa 2027 häufiger angeboten.
• Bilanz: Ihren eigenen Fußabdruck aus Strom und Wärme ermitteln Sie mit dem goClimate-CO₂-Rechner.

Wie geht es 2026 mit dem Ökostrom-Ausbau weiter?

Das erste Halbjahr 2026 lief besser als 2025: Erneuerbare Energien deckten 58,0 % des Bruttostromverbrauchs, die Erzeugung stieg auf 152,2 TWh nach 144,1 TWh im ersten Halbjahr 2025. Wind auf See legte um 28,3 % zu, Wind an Land um 7,0 %, Photovoltaik um 3,7 %.

Auch der Zubau zog an: Von Januar bis Juni 2026 gingen laut BDEW und ZSW 8,3 GW Photovoltaik, 2,5 GW Wind an Land und 0,9 GW Wind auf See ans Netz, jeweils mehr als im Vorjahreszeitraum. Der Bruttostromverbrauch stieg leicht auf 262,4 TWh. Der BDEW fordert, die anstehenden Novellen von EEG und Windenergie-auf-See-Gesetz noch 2026 zu beschließen und von der EU genehmigen zu lassen, damit Investitionen planbar bleiben.

Ob 2026 ein Rekordjahr wird, entscheidet das zweite Halbjahr mit den windstarken Herbst- und Wintermonaten. Den Strommengenpfad von 388 TWh wird Deutschland nach unserer Hochrechnung deutlich verfehlen. Die Seite wird aktualisiert, sobald AGEE-Stat im Frühjahr 2027 die Jahreswerte für 2026 veröffentlicht; lange Zeitreihen stehen in der Statistik zu Strompreis und erneuerbaren Energien.

Häufige Fragen zu Ökostrom in Deutschland

Wie hoch ist der Anteil von Ökostrom in Deutschland?

Erneuerbare Energien deckten 2025 55,1 % des Bruttostromverbrauchs in Deutschland, im ersten Halbjahr 2026 rund 58 %. Sie erzeugten 2025 insgesamt 290,2 TWh Strom.

Welche Quelle liefert den meisten Ökostrom in Deutschland?

Die Windenergie mit 133,9 TWh im Jahr 2025, vor Photovoltaik mit 91,6 TWh, Biomasse mit 47,8 TWh und Wasserkraft mit 16,9 TWh.

Was ist das Ziel für Ökostrom bis 2030?

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz sieht vor, dass 2030 mindestens 80 % des Bruttostromverbrauchs aus erneuerbaren Energien stammen. Der Strommengenpfad nennt dafür 600 TWh. Mit dem Zuwachs von 2025 wird das Ziel nach unserer Rechnung verfehlt.

Wie oft gab es 2025 negative Strompreise?

In 573 Stunden, also rund 6,5 % des Jahres. 2024 waren es 457 Stunden. Negative Preise entstehen vor allem an sonnigen Wochenenden und Feiertagen zur Mittagszeit.

Wie viel Ökostrom wird abgeregelt?

2025 wurden laut Bundesnetzagentur rund 3,5 % der erneuerbaren Stromerzeugung wegen Netzengpässen abgeregelt, nach unserer Rechnung rund 10 TWh. Das Netzengpassmanagement kostete insgesamt rund 3,08 Mrd. €.

Welches Bundesland baut die meisten Windräder?

2025 baute Nordrhein-Westfalen mit 1.359,7 MW die meiste Windleistung an Land zu, vor Niedersachsen mit 1.156 MW und Schleswig-Holstein mit 789,9 MW. Bayern kam auf 82,5 MW, führt aber beim Solarzubau mit 4,5 GW.