Erneuerbare Energien deckten im ersten Halbjahr 2026 bereits rund 65 Prozent des deutschen Bruttostromverbrauchs, während Steinkohle nur noch auf einen Anteil von unter 8 Prozent kommt. Der Strukturwandel vollzieht sich schneller als von den meisten Prognosen erwartet, getrieben durch fallende Technologiekosten, politischen Druck und steigende CO₂-Preise im europäischen Emissionshandel.
Der Abschied von der Steinkohle in der deutschen Stromerzeugung ist weitgehend vollzogen. Erneuerbare Energien, angeführt von Wind und Solar, haben Kohle als wichtigsten Stromlieferanten abgelöst. CO₂-Preise über 60 Euro je Tonne machen Steinkohlekraftwerke wirtschaftlich unrentabel. Der gesetzliche Kohleausstieg bis 2038 könnte durch Marktdynamik deutlich früher eintreten. Netzstabilität und Speicherausbau bleiben die zentralen Herausforderungen dieser Transformation.
Warum Steinkohle wirtschaftlich nicht mehr konkurrenzfähig ist
Der entscheidende Kipppunkt kam nicht durch politische Verbote allein, sondern durch eine ökonomische Realität: Der Preis für CO₂-Zertifikate im EU-Emissionshandel (EU-ETS) liegt seit Mitte 2025 dauerhaft über 65 Euro pro Tonne. Für ein modernes Steinkohlekraftwerk bedeutet das Zusatzkosten von 50 bis 70 Euro je erzeugter Megawattstunde, allein durch den CO₂-Aufschlag. Gleichzeitig sind die Gestehungskosten für neue Onshore-Windenergie auf unter 50 Euro pro Megawattstunde gesunken, Freiflächen-Photovoltaik liegt in günstigen Lagen sogar unter 40 Euro.
Die wirtschaftliche Rechnung geht für Steinkohlekraftwerke schlicht nicht mehr auf. Betreiber melden keine neuen Investitionen an, ältere Blöcke werden schrittweise in die Netzreserve überführt oder endgültig abgeschaltet. Dieser Prozess läuft in Deutschland, aber auch in Polen, den Niederlanden und Großbritannien parallel ab, was die Importmöglichkeiten für Kohlestrom europaweit verringert.
Der CO₂-Preis ist der effektivste Steuerungsmechanismus, den die Energiepolitik je hatte. Kein Subventionsprogramm für Erneuerbare und kein Abschaltgesetz hat die Kohle so konsequent aus dem Markt gedrängt wie ein dauerhaft hoher Zertifikatepreis. Wer Energiepolitik ernsthaft gestalten will, muss den EU-ETS stärken, nicht umgehen. Die Marktlogik erledigt den Rest schneller als jede Behörde.
Welche erneuerbaren Energieträger die Steinkohle konkret ersetzen
Windkraft an Land und auf See trägt den größten Teil des Ersatzes. Mit einem installierten Zubau von über 7 Gigawatt allein im Jahr 2025 in Deutschland erreicht die Onshore-Windkraft Kapazitäten, die ganze Kohlekraftwerksparks ersetzen. Offshore-Windparks in der Nordsee und Ostsee liefern zudem Strom mit hohen Volllaststunden von 4.000 bis 4.500 Stunden pro Jahr, was die Planbarkeit der Einspeisung deutlich verbessert.
Photovoltaik ergänzt dieses Profil mit Mittagsspitzen, die im Sommer regelmäßig zu negativen Börsenpreisen führen. Rund 100 Gigawatt installierte Solarleistung in Deutschland bedeuten, dass an sonnigen Frühlingstagen der Strombedarf zeitweise vollständig aus erneuerbaren Quellen gedeckt wird. Biomasse und Wasserkraft übernehmen die Grundlastfunktion, die früher Kohle innehatte, wenn auch in geringerem Umfang.
| Energieträger | Anteil Stromversorgung 2026 (ca.) | Gestehungskosten (EUR/MWh) | Trend |
|---|---|---|---|
| Windkraft (Onshore) | ~32 % | 45-55 | stark steigend |
| Photovoltaik | ~18 % | 35-50 | stark steigend |
| Windkraft (Offshore) | ~10 % | 60-80 | steigend |
| Steinkohle | ~8 % | 110-140 (inkl. CO₂) | stark sinkend |
| Biomasse & Wasserkraft | ~5 % | 70-100 | stabil |
Was der Kohleausstieg für die Netzstabilität bedeutet
Steinkohlekraftwerke lieferten nicht nur Strom, sie stellten auch Systemdienstleistungen bereit: rotierende Massen als Schwungmasse, Blindleistung für die Spannungshaltung und schnell regelbare Leistung für den Frequenzausgleich. Deren Wegfall ist die eigentliche technische Herausforderung der Energiewende, die politisch oft zu wenig diskutiert wird.
Netzbetreiber wie Tennet und Amprion investieren deshalb massiv in synthetische Trägheit durch Batteriespeicher, Kondensatoren und steuerbare Lasten. Gleichzeitig werden Gaskraftwerke, die langfristig auf Wasserstoff umrüstbar sind, als Brückentechnologie gehalten, um Dunkelflauten zu überbrücken. Der Speicherausbau in Deutschland hat 2025 einen Rekord von 4,5 Gigawatt neu installierter Batteriekapazität erreicht.
Aussagen zur Versorgungssicherheit im Kontext des Kohleausstiegs sind stark von regionalen Netzbedingungen und saisonalen Faktoren abhängig. Für konkrete Investitions- oder Planungsentscheidungen empfiehlt sich die Konsultation der Bundesnetzagentur sowie aktueller Netzentwicklungspläne.
Wie der Strukturwandel in den Kohleregionen gelingt
Der wirtschaftliche Wandel betrifft vor allem das Ruhrgebiet und die Lausitz. Allein im Steinkohlesektor sind in Deutschland in den letzten zehn Jahren über 80.000 direkte und indirekte Arbeitsplätze weggefallen. Der Strukturstärkungsgesetz-Fonds stellt bis 2038 rund 40 Milliarden Euro für betroffene Regionen bereit, mit Schwerpunkten auf Ansiedlung von Industrie aus dem Bereich erneuerbare Energien, Forschungseinrichtungen und Infrastrukturausbau.
Praktisch entstehen in ehemaligen Bergbauregionen heute Produktionsstätten für Windkraftkomponenten, Batteriemodule und Wasserstofftechnologie. Das schafft neue, oft höher qualifizierte Beschäftigung, erfordert aber erhebliche Umschulungsanstrengungen. Die Parallele zu früheren Strukturwandelprozessen im Ruhrgebiet zeigt: Gelingt die Transformation, entstehen langfristig wettbewerbsfähigere Wirtschaftsstrukturen.
Welche politischen Weichen noch gestellt werden müssen
Der gesetzliche Rahmen sieht den Kohleausstieg bis 2038 vor. Marktbeobachter erwarten, dass der tatsächliche Betrieb der letzten Steinkohlekraftwerke bereits Ende der 2020er Jahre endet, weil sich die Volllaststunden wirtschaftlich nicht mehr rechtfertigen lassen. Politisch bleibt der Ausbau der Übertragungsnetze das kritischste Handlungsfeld: Ohne ausreichende Nord-Süd-Trassen, um Windstrom aus dem Norden in die Industriezentren des Südens zu transportieren, drohen strukturelle Engpässe.
Ebenfalls ungelöst ist die Frage der Kapazitätsmärkte: Wer hält steuerbare Kraftwerkskapazität vor, wenn sie nur selten gebraucht wird, aber unverzichtbar ist? Mehrere EU-Mitgliedstaaten haben bereits Kapazitätsmechanismen eingeführt. Deutschland diskutiert ein entsprechendes Modell, das Gaskraftwerke als wasserstofffähige Reserve honoriert, ohne dabei neue fossile Investitionsanreize zu setzen.
Was Verbraucher und Unternehmen konkret erwarten können
Für Haushaltskunden bedeutet der Wegfall der Steinkohle mittelfristig mehr Preisvolatilität: Strom ist an windreichen Tagen günstig oder sogar negativ bepreist, an Dunkelflauten kann der Preis kurzfristig stark ansteigen. Dynamische Tarife werden relevanter, smarte Steuerung von Wärmepumpen, Elektrofahrzeugen und Heimspeichern ermöglicht es Verbrauchern, von günstigen Zeitfenstern zu profitieren.
Industrieunternehmen mit hohem Strombedarf orientieren sich zunehmend an Power Purchase Agreements (PPAs) direkt mit Windpark- oder Solarbetreibern. Diese langfristigen Direktlieferverträge sichern stabile Preise und ermöglichen gleichzeitig die Grünstromversorgung ohne staatliche Subvention. Das Marktvolumen für PPAs in Deutschland hat sich zwischen 2022 und 2025 mehr als verdreifacht.
💬 Meine Einschaetzung
Die verbreitete Erzählung lautet: Erneuerbare Energien ersetzen Steinkohle, weil die Politik es so beschlossen hat. Das ist eine bequeme Vereinfachung. In Wirklichkeit macht der CO₂-Preis die eigentliche Arbeit, und das ist eine gute Nachricht, weil Märkte schneller reagieren als Gesetze. Das eigentliche Risiko liegt nicht im Verschwinden der Kohle, sondern in der Illusion, die Systemdienstleistungen der alten Kraftwerke seien ein Nebenprodukt, das man vergessen kann. Wer Erneuerbare ernst nimmt, muss Speicher, Netze und regelbare Kapazitäten mit derselben Energie vorantreiben wie den Zubau von Wind und Solar. Der Kohleausstieg ist kein Endpunkt, er ist die Ouvertüre zu einer deutlich komplexeren Systemarchitektur, die wir gerade erst zu bauen beginnen.
- Erneuerbare Energien decken 2026 rund 65 Prozent des deutschen Bruttostromverbrauchs, Steinkohle nur noch unter 8 Prozent.
- CO₂-Zertifikatepreise über 65 Euro pro Tonne machen Steinkohlestrom mit 110 bis 140 Euro je Megawattstunde wirtschaftlich konkurrenzunfähig.
- Onshore-Wind und Photovoltaik liefern Strom für 35 bis 55 Euro je Megawattstunde und sind damit die guenstigsten verfuegbaren Erzeugungsformen.
- 2025 wurden in Deutschland 4,5 Gigawatt neue Batteriespeicherkapazitaet installiert, um Systemdienstleistungen der Kohlekraftwerke zu ersetzen.
- 40 Milliarden Euro Strukturfoerdermittel sollen den betroffenen Regionen den wirtschaftlichen Uebergang bis 2038 ermoeglichen.
- Netzausbau und Kapazitaetsmechanismen fuer steuerbare Kraftwerke bleiben die ungloesten Kernaufgaben der naechsten Jahre.
Quellen und weiterfuehrende Literatur
Bundesnetzagentur: Monitoringbericht Versorgungssicherheit und Jahresbericht Strom (2025/2026)
Umweltbundesamt: Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland, Bericht 2025
Agora Energiewende: Jahresauswertung des deutschen Stromsystems 2025
Europaische Kommission: EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS) Marktberichte und Jahresstatistiken
