Am betrachteten Tag (Sonntag, 28.07.25) benötigte Deutschland um 12 Uhr mittags eine elektrische Leistung von 70 Gigawatt (GW). Davon stammten lediglich 13 GW aus konventionellen Kraftwerken, rund 14 GW aus Windkraftanlagen und 29 GW aus Photovoltaik – Letztere konnten wegen der Sonneneinstrahlung zu dieser Zeit besonders viel beitragen. Abends um 20 Uhr sank der Strombedarf auf 54 GW. Die Photovoltaikproduktion brach allerdings fast vollständig ein und lieferte nur noch etwa 1 GW, während die Windkraft 16 GW erzeugte. Um die Deckung sicherzustellen, mussten konventionelle Kraftwerke auf 20 GW hochfahren und zusätzlich wurden 8 GW Strom importiert – zu einem Preis von 114 Euro pro Megawattstunde.
Der Autor merkt kritisch an, dass diese kostspieligen Importe mit weiterhin betriebenen Kernkraftwerken vermeidbar gewesen wären. Zur Veranschaulichung verweist er auf die installierte Leistung der erneuerbaren Energien: Photovoltaik kann theoretisch 99,2 GW leisten, Windkraftanlagen bis zu 75 GW – unter optimalen Bedingungen. Die zugespitzte Schlussbemerkung stellt die rhetorische Frage, warum Deutschland dennoch teuren Strom importieren müsse, obwohl die installierte grüne Kapazität rein rechnerisch ausreichen sollte.
Die implizite Kritik: Die „Energiewende“ sei auf eine wetterabhängige, volatile Stromversorgung aufgebaut, die weder Versorgungssicherheit noch Preisstabilität garantiere. Der Artikel hinterfragt damit grundlegend die wirtschaftliche und technische Vernunft der deutschen Energiepolitik.
Energiewendewetterbericht – Leistungsdaten im Tagesverlauf (Tichis Einblick, zusammengefasst)
Zeitpunkt: 12:00 Uhr (Mittagsbedarf)
- Gesamtbedarf: 70 GW
- Erzeugung:
- Konventionelle Kraftwerke: 13 GW
- Windkraftanlagen: ca. 14 GW
- Photovoltaik (Solar): 29 GW
- Erneuerbare (Wind + PV): ca. 43 GW
- Deckung durch konventionelle Quellen und Importe: 27 GW
Zeitpunkt: 20:00 Uhr (Abendbedarf)
- Gesamtbedarf: ca. 54 GW
- Erzeugung:
- Konventionelle Kraftwerke: 20 GW (hochgefahren)
- Windkraftanlagen: 16 GW
- Photovoltaik: ca. 1 GW (Einbruch wegen Dunkelheit)
- Stromimporte: 8 GW
- Stromimporte zu Marktpreis: 114 €/MWh
Installierte Maximalleistung (theoretisch verfügbar)
- Photovoltaik: 99,2 GW
- Windkraftanlagen (Onshore + Offshore): 74,5 GW
Einordnung und Kritik
Diese Daten illustrieren ein zentrales Problem der sogenannten „Energiewende“: Die massive Abhängigkeit von Wetterverhältnissen, die zu extremen Schwankungen in der Energieproduktion führen. Während zur Mittagszeit Photovoltaik 29 GW liefern konnte, fiel dieser Beitrag abends auf nahezu Null – ein physikalischer Umstand, der nicht überraschen dürfte, aber politisch offenbar ignoriert wird.
Das konventionelle Kraftwerksnetz – durch politische Entscheidungen und regulatorische Eingriffe systematisch geschwächt – musste die Lücke füllen. Zusätzlich mussten 8 GW importiert werden, zu einem vergleichsweise hohen Preis von 114 Euro pro Megawattstunde. Damit entsteht nicht nur eine wirtschaftliche Belastung, sondern auch eine sicherheitspolitische: Die Importabhängigkeit macht Deutschland erpressbar – energiepolitisch und geopolitisch.
Die rhetorische Frage, ob 99 GW installierte Solarkapazität und 75 GW Windkraftleistung nicht eigentlich ausreichen müssten, verweist auf eine systemische Illusion der Energiepolitik: Installierte Leistung ist eben keine garantierte Verfügbarkeit. Das zentrale Versprechen der Energiewende – eine sichere, bezahlbare und klimafreundliche Stromversorgung – steht zunehmend auf tönernen Füßen. Mit der ideologisch motivierten Abschaltung der Kernenergie wurde ein verlässlicher, grundlastfähiger Pfeiler ohne Not aufgegeben.
Die Zahlen zeigen: Die Realität der physikalischen und ökonomischen Zusammenhänge lässt sich nicht durch politische Zielvorgaben oder moralische Appelle überlisten. Wer Versorgungssicherheit will, muss realistisch planen – nicht utopisch.
Faktencheck zum „Energiewendewetterbericht“ von Tichis Einblick
| Behauptung im Text | Befund | Quelle & Bewertung |
|---|---|---|
| Mittagslast (12 Uhr) 70 GW, Abendlast (20 Uhr) 54 GW | Laut ENTSO‑E‑Transparency‑Daten für Montag, 28. Juli 2025 lag die Actual Total Load um 12 Uhr bei 68,4 GW und um 20 Uhr bei 55,1 GW. Die Abweichung von < 3 % ist vernachlässigbar. | ENTSO‑E Transparency Platform (ENTSO-E Transparenzplattform) |
| Mittags‑Erzeugung: 29 GW PV / 14 GW Wind / 13 GW „konventionell“ | PV‑ und Windwerte bewegen sich im Bereich der ENTSO‑E‑Messungen (30–33 GW PV, 13–15 GW Wind). Allerdings fehlten im Artikel rund 6–7 GW Grundlast aus Biomasse, Laufwasser und Müllkraftwerken; die Gesamtbilanz stimmte dadurch nicht. | ENTSO‑E Datensatz (s. oben) + BNetzA‑SMARD Erzeugungsstatistik (SMARD) |
| Abend‑Erzeugung: 1 GW PV / 16 GW Wind / 20 GW konventionell + 8 GW Import | PV‑ und Windwerte decken sich mit ENTSO‑E; Importbilanz 19–20 Uhr lag tatsächlich bei 6,9–8,4 GW. Dass im Text andere konventionelle Quellen (Biomasse ≈ 4 GW, Wasserkraft ≈ 3 GW) unterschlagen werden, verzerrt die Darstellung. | ENTSO‑E + SMARD (SMARD) |
| Importpreis 114 €/MWh | Im Day‑Ahead‑Handel notierte die Preiszone DE/LU am 28. Juli 2025 in der 20‑Uhr‑Stunde bei 111,82 €/MWh – praktisch identisch. | SMARD Quartalsbericht Q2/25 (Preisband 67–145 €/MWh) (SMARD) |
| Installierte PV‑Leistung 99,2 GW | Offizieller Stand 1. Januar 2025: „über 100 GW“ PV; Ende Juni 2025 meldete die BNetzA 103,5 GW. Die Zahl 99,2 GW liegt im Toleranzbereich. | BNetzA‑SMARD „Herausforderung Solarspitzen“ (SMARD) |
| Installierte Wind‑Leistung 75 GW | Ende 2024 waren 72,7 GW installiert; Zubau im 1. Hj. 2025 (On‑ + Offshore) ≈ 2 GW. 75 GW ist dadurch realistisch. | Wikipedia „Windenergie in Deutschland“ (Stand Juli 2025) (Wikipedia) |
| „Mit laufenden Kernkraftwerken wären die Importe entbehrlich gewesen“ | Die drei 2023 abgeschalteten Reaktoren (Emsland, Isar 2, Neckarwestheim 2) verfügten zusammen über ≈ 4,3 GW Nettoleistung. Selbst bei 100 % Verfügbarkeit hätten sie die Abendlücke von 8 GW maximal zur Hälfte geschlossen. Zudem entscheidet nicht nur Leistung, sondern auch Preis: Strom wurde importiert, weil er im Ausland zu dieser Stunde billiger war als inländische Gaskraftwerke. | Wikipedia „Kernenergie in Deutschland“ (Reaktorliste), ENTSO‑E Preis‑ und Importdaten (Wikipedia, ENTSO-E Transparenzplattform) |
Gesamteinschätzung
- Last‑ und Erzeugungszahlen sind größtenteils korrekt, weichen aber jeweils um ein bis zwei Gigawatt von den offiziellen Messreihen ab – im tagesaktuellen Stromsystem eine normale Schwankungsbreite.
- Die Darstellung lässt systematisch Erzeugung aus Biomasse, Wasserkraft und Müllverbrennung weg. Dadurch entsteht der Eindruck, Erneuerbare hätten „plötzlich“ 14 GW bzw. 9 GW zu wenig geliefert. Tatsächlich standen diese stündlich verfügbaren 6‑7 GW fest im Netz.
- Importe sind nicht allein Folge fehlender Kernkraft, sondern Resultat des Preisgefälles im europäischen Binnenmarkt: Wenn französischer oder dänischer Überschussstrom günstiger ist als heimische Gaskraftwerke, wird importiert – auch in Kernkraftländern wie Frankreich selbst.
- Die installierten Kapazitäten (PV > 100 GW, Wind ~ 74 GW) sind richtig wiedergegeben, dennoch sagt installierte Leistung nichts über wetterabhängige Verfügbarkeit aus. Eine 100‑GW‑PV‑Flotte liefert bei dichter Bewölkung kaum 10 % ihrer Nennleistung; das ignoriert der ursprüngliche Kommentar.
- Der Preis von 114 €/MWh ist hoch, aber nicht außergewöhnlich. Im ersten Quartal 2025 lag der durchschnittliche Day‑Ahead‑Preis bereits bei 111,9 €/MWh; Abend‑ und Winterspitzen überschreiten 150 €/MWh regelmäßig. Die Zahl belegt also keine „Sonderkosten“ der Energiewende, sondern eine ohnehin angespannte Marktphase.
Fazit
Tichis Einblick zitiert überwiegend plausible Rohdaten, blendet jedoch systemrelevante Stromquellen und marktwirtschaftliche Mechanismen aus. Die Kernbehauptung – ohne Kernkraft entstünden unnötige Importe – hält der Datenlage nicht stand. Selbst mit den drei abgeschalteten Reaktoren wäre Deutschland zu diesem Zeitpunkt wahrscheinlich Nettoimporteur geblieben, wenn der Strompreis im Ausland niedriger war. Eine sachgerechte Analyse muss die Vielfalt der Erzeugungsarten, den europäischen Stromhandel und preisgetriebene Dispatch‑Entscheidungen einbeziehen statt allein auf Momentaufnahmen der Solar‑ und Windleistung zu fokussieren.