Systemkosten des Stromsystems

Vier Pfade bis 2080

Pfade

Stromaustausch

Finanzierung

Gaskraftwerke

Erdgaspreis

Kernkraft einstellen

Mix, 24 GW Kernkraft

Mix, 50 GW Kernkraft

Nur Kernkraft

Erster Block, alle Pfade

12, 24 und 50 GW sind Stunde für Stunde gerechnet. Werte dazwischen sind je Jahr zwischen diesen Stufen interpoliert. Als Probe lag 24 GW, geschätzt aus 12 und 50 GW, bei den Mehrkosten im Mittel 24 und höchstens 64 Mrd. € neben der Stundenrechnung.

Kosten, Bau und Betrieb der Kernkraftwerke

Finanzierung der Kernkraftwerke

Zinsen im Bau

Ab Baubeginn: Zinsen auf das verbaute Kapital fallen jedes Jahr an, danach die Annuität ohne Bauzinsen, wie beim britischen RAB-Modell (Regulated Asset Base) für Sizewell C. Ab Inbetriebnahme: Die Bauzinsen stecken in der Annuität, wie bei einem Differenzvertrag (Hinkley Point C). Der Zins ist in beiden Fällen gleich.

Verfügbarkeit (88 %) und Bautempo stecken in der Stundenrechnung und sind hier fest.

Was die Pfade bauen: installierte Leistung 2045 und 2060

Wie die Pfade aufgebaut sind

Gesamtkosten 2026 bis 2080 nach Bestandteilen

Zahlen und Annahmen

Mehrkosten gegenüber Nur Erneuerbare, aufsummiert

Zahlen und Barwerte

Kosten je Kilowattstunde im Verlauf

Zahlen

CO₂ aus Kraftwerken und Klimaneutralität

Zahlen, Klimaschutzgesetz und Abgleich mit den Brennstoffpfaden

Was ins Ausland fließt: Brennstoffe und Strom

Zahlen und Annahmen

Im Einzelnen

1Ausbau bis 2045: Netz, Backup-Kraftwerke, SpeicherWas das Stromsystem zusätzlich zur Erzeugung braucht, wenn Wind und Sonne den Großteil liefern, und was das 2045 je Kilowattstunde kostet.

Netzausbau bis 2045

–

Backup-Kraftwerke 2045

–

Zuschlag je kWh Verbrauch 2045

–

Windstrom 2045 mit Systemkosten

–

Netzausbau bis 2045: Volumen und Zurechnung

Die Ausbaupläne nennen Volumen je Netzebene, aber keine Verursacher. Der Rechner verteilt die belegten Volumen über Regler auf Wind, Solar, Elektrifizierung und Ersatz und leitet daraus Kosten je Kilowatt und je Kilowattstunde ab. Grundregel: Was ohne den Zubau einer Technologie nicht gebaut würde, ist ihr zuzurechnen; was ohnehin ersetzt werden muss oder für neue Verbraucher gebaut wird, nicht. Annahmen mit Reglern

Netzausbau, Jahreskosten

–

davon Wind an Land · Solar · Wind auf See

–

davon Elektrifizierung

–

Je Kilowatt und Jahr

–

Netzkosten je Kilowattstunde einer neuen Anlage

Nach Netzebene

Investitionen bis 2045 in Mrd. €, Jahreskosten in Mrd. €/a (Annuität plus Betrieb). Den Anschluss eines Parks bis zum Verknüpfungspunkt zahlt der Anlagenbetreiber (§ 16 EEG); diese Kosten stecken in den Investitionen der Anlagen und fehlen hier. Hier steht nur der Ausbau, den der Netzbetreiber trägt (§ 17 EEG) und über die Netzentgelte weitergibt.

Zugerechnet ist nicht dasselbe wie vermeidbar offen

Die Werte je Kilowatt verteilen die Jahreskosten des Zielnetzes 2045 auf alle Anlagen des Jahres 2045, auch auf die heute schon stehenden. Gut die Hälfte des Übertragungsnetzes an Land ist Startnetz, also bestehendes Netz und weit fortgeschrittene Vorhaben (114,9 von 225 Mrd. € im Szenario B des Netzentwicklungsplans), auf See sind es 60,8 von 167,2 Mrd. €. Den Ausbau der Niederspannung treiben vor allem Wärmepumpen und E-Autos. Was ein anderer Kraftwerkspark tatsächlich einspart, hängt vom Standort ab und lässt sich nur mit einer Netzberechnung beziffern; der Netzentwicklungsplan enthält dafür kein Szenario. Der Schalter „nur Zubaunetz“ zeigt die Untergrenze für das Übertragungsnetz. Beim Verteilnetz sind 207 Mrd. € ebenfalls eher eine Untergrenze, weil die 82 meldenden Netzbetreiber rund drei Viertel des Netzes abdecken.

Heute kostet die Anbindung der Windparks auf See 2,64 Mrd. € im Jahr (2025) für rund 9,5 GW, also etwa 280 € je kW. Darin stecken frühe, teure Anbindungssysteme, Betrieb, Verluste und höhere Zinsen; das Zielnetz verteilt seine Investitionen auf 70 GW und kommt je Kilowatt auf deutlich weniger.

Ebenen, Treiber und wer zahlt

Höchstspannung (380/220 kV): vier Übertragungsnetzbetreiber; Nord-Süd-Transport von Wind an Land und auf See, Wegfall der Kraftwerke im Süden, Handel mit den Nachbarländern. Der Netzentwicklungsplan (NEP 2037/2045, Version 2025, 2. Entwurf) nennt für Start- und Zubaunetz bis 2045 zusammen 364 (Szenario A), 392 (B) und 390 Mrd. € (C), davon 149,2 bis 167,2 Mrd. € auf See und 175,7 Mrd. € Startnetz.
Hochspannung (110 kV): Windparks an Land, große Solarparks, Großspeicher, Industrie, Rechenzentren; 29 % der Investitionen der Verteilnetzbetreiber bis 2045.
Mittelspannung: Solarparks, kleine Windparks, Ladeparks, Wärmenetze.
Niederspannung: Dachsolar, Wärmepumpen, Wallboxen; inzwischen sehen die meisten Netzbetreiber E-Mobilität und Wärmepumpen als wichtigeren Treiber als die Einspeisung (Bundesnetzagentur).
Verteilnetze gesamt: Die 82 größten Verteilnetzbetreiber planen bis 2045 rund 207 Mrd. € netzdimensionierenden Ausbau und 30 Mrd. € reinen Ersatz (Bundesnetzagentur 2025). Andere Studien kommen auf 323 Mrd. € (IMK, Dezember 2024) und mehr.
Wer zahlt: Den Anschluss zahlt der Anlagenbetreiber (§ 16 EEG), den Ausbau des Netzes der Netzbetreiber (§ 17 EEG), der ihn über die Netzentgelte der Verbraucher abrechnet; die Anbindungen auf See laufen über die Offshore-Netzumlage. Erzeuger zahlen heute keine Netzentgelte. Die Bundesnetzagentur plant ab 2029 einen Kapazitätspreis für Erzeugungsanlagen über 30 kW von anfangs 4 bis 7 € je kW und Jahr, bemessen an Regel- und Verlustenergie; die Ausbaukosten blieben bei den Verbrauchern Entwurf.

Ausführliche Übersicht mit den bisherigen Investitionen, dem Engpassmanagement und Einheitskosten je Ebene auf der Unterseite Netzebenen & Ausbau des Strompreis-Rechners.

Backup-Kraftwerke: gesicherte Leistung und Brennstoff

Für windstille Winterwochen braucht das System steuerbare Kraftwerke. Ihre Kosten haben zwei Teile: die Leistung, die vorgehalten wird, und den Brennstoff für die Stunden, in denen sie laufen. Die Mengen kommen aus der Stundenrechnung der Brennstoffpfade 2060 oder aus dem Netzentwicklungsplan; der Brennstoff ist wählbar. Modell

Backup, Jahreskosten

–

Leistung vorhalten

–

Brennstoff, CO₂, Betrieb

–

Je kWh aus Backup-Kraftwerken

–

Erdgas oder Wasserstoff

Zum Vergleich: Höchstwert und Zuschläge des Kapazitätsmarkts

Batteriespeicher

Batterien verschieben Solarstrom in den Abend und senken die Spitze, die Kraftwerke decken müssen. Mehrere Tage ohne Wind überbrücken sie nicht. Modell

Batterien, Jahreskosten

–

Je kWh Verbrauch

–

Mengen, Quellen und Rechenweg

Nur Großspeicher, die sich über Marktpreise refinanzieren: im EE-Pfad bei 915 TWh 2045 98 GW mit 384 GWh, also 4 Stunden. Der genehmigte Szenariorahmen 2025 setzt für Szenario B 2045 67,6 GW Großbatteriespeicher an, der Entwurf 2027 der Übertragungsnetzbetreiber 102,9 GW mit 205,8 GWh. Weil 4-Stunden-Systeme je kWh inzwischen billiger sind als 2-Stunden-Systeme (BloombergNEF, Dezember 2025), rechnet die Seite mit 100 GW und 4 Stunden bei 945 TWh Last. Heimspeicher (dort 73,7 GW) laufen für den Eigenverbrauch der Haushalte; laut KfW Research (August 2026) sind sie mittags voll und bieten am Day-Ahead-Markt nichts an. Sie stehen deshalb weder in den Kosten noch als Flexibilität in der Stundenrechnung. Über den Eigenverbrauch verkleinern sie aber die Strommenge, auf die Netzentgelte und Umlagen verteilt werden; das tragen die übrigen Kunden. Ende 2025 waren knapp 16 GW mit 25,5 GWh installiert, davon rund 2,4 GW Großspeicher (Referenz 2024 im Szenariorahmen: 1,7 GW, Zubau 2025: 0,67 GW). Dieser Abschnitt rechnet mit dem Preis für Baujahr 2045; die Pfade bewerten jede Batterie zum Preis ihres Baujahrs, Ersatz nach 15 Jahren eingeschlossen. In den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten nach StromVKG zählen Batterien erst ab 10 Stunden; in der Stundenrechnung der Brennstoffpfade senken sie die Spitze trotzdem, weil sie vor kritischen Tagen vorausschauend geladen werden: Der Speicher plant bis zu drei Tage gemeinsam und lädt in den schwächeren Stunden davor, auch aus Kraftwerken. Plante er jeden Tag für sich, bräuchte der EE-Pfad 2045 mit 100 GW und 4 Stunden 93 statt 79 GW neue Gaskraftwerke.

Zusammen: Systemkosten je Kilowattstunde

Zwei Sichten. Die Systemsicht teilt Netzausbau, Backup und Speicher durch den ganzen Verbrauch 2045, mit den Einstellungen der Abschnitte oben. Die Anlagensicht rechnet mit dem EE-Pfad im Jahr 2045, privatwirtschaftlich und staatlich finanziert, und legt Backup und Speicher vollständig auf die Kilowattstunde aus Wind und Sonne. Was neue Kernkraftwerke kosten, wenn ihre Bauzeit mitzählt, zeigen die Pfade. Das überzeichnet in beiden Fällen: Backup-Kraftwerke erzeugen selbst Strom, und die Last schwankt in jedem System. Der Brennstoff folgt der Auswahl oben.

Systemsicht: Zuschlag je kWh Verbrauch 2045

Anlagensicht: Kilowattstunde aus Wind und Sonne 2045 mit Systemkosten

Was in der Rechnung steckt

Herleitung anzeigen

2Jahr für Jahr: Kosten, Brennstoff, Investitionen, KapitalNur Erneuerbare (EE-Pfad) gegenüber einem Mix mit Kernkraft; auch die Abschnitte 3 bis 5 vergleichen mit diesem Mix.

Mix in den Abschnitten 2 bis 5

EE-Pfad und Mix, privatwirtschaftlich oder staatlich finanziert

Der EE-Pfad baut Wind, Sonne, Netze, Batterien und Gaskraftwerke im gesetzlichen Tempo aus. Der Mix-Pfad baut außerdem neue Kernkraftwerke, entweder statt eines Teils der Windräder an Land oder zusätzlich. Beide Pfade sind Jahr für Jahr bis 2060 gerechnet: die Mengen mit der Stundenrechnung der Brennstoffpfade 2060 für den eingestellten Stromverbrauch, die Kosten mit Bauzeiten, Bauzeitzinsen und den Investitionen je Jahr. Jeder Pfad läuft zweimal, einmal mit den Zinsen privater Investoren und einmal mit dem Zins, zu dem sich der Bund Geld leiht. Modell

Staatlich statt privatwirtschaftlich finanziert

–

Mix-Pfad gegenüber EE-Pfad

–

CO₂ 2026–2060

–

Investitionen 2026–2045

–

Jahreskosten in Mrd. € je Jahr

Durchgezogen: privatwirtschaftliche Zinsen, gestrichelt: Staatszins. Die Kosten steigen, solange gebaut wird, weil jede neue Anlage ihre Annuität mitbringt; ab 2045 kommt im Wesentlichen nur noch Ersatz hinzu.

Kohle und Gas: Brennstoff je Jahr in TWh

Investitionen je Jahr in Mrd. €

Investitionen und Finanzierung erklärt

Gebundenes Kapital in Mrd. €

Gebundenes Kapital und Zinsen erklärt

Zeitfaktor: Mehrkosten des Mix-Pfads nach Bestandteilen, Mrd. € je Jahr

Übergang und späterer Baubeginn erklärt

Vier Fälle im Vergleich

Rechenweg und Annahmen der Pfade

Die Pfade 2056–2060 nach Bestandteilen

Jahreswerte

Was die Rechnung zeigt und was nicht

Der Zins wirkt dort am stärksten, wo viel Kapital lange gebunden ist und private Geldgeber hohe Renditen verlangen: bei Kernkraftwerken mit acht Jahren Bau plus Verzug und bei Gaskraftwerken. Beim Netz liegt der regulierte Zins schon nahe am Staatszins; bei Wind und Solar senkt die gleitende Marktprämie des EEG das Erlösrisiko und damit den privatwirtschaftlichen Zins.
Der Mix-Pfad mit Kernkraft statt Wind braucht eine Übergangszeit. Nach dem Zeitplan der Brennstoffpfade kommt der erste Block 2042; wählbar sind auch 2046 und 2050. Von da an kommen bis zu zwei Blöcke mit je 1,6 GW im Jahr hinzu: 12 GW stehen nach 7 Jahren, 24 GW nach 11 Jahren, 50 GW erst nach 2060. Bis dahin fehlt der Windstrom, und Gaskraftwerke laufen länger. Wer früher mit Kernkraft rechnet, muss früher genehmigen und bauen; dafür fehlt heute die Rechtsgrundlage: Für neue Kernkraftwerke werden keine Genehmigungen erteilt (§ 7 Abs. 1 Satz 2 Atomgesetz).
Neue Anlagen erzeugen in der Stundenrechnung bei gleichem Wetter mehr als der Bestand, so viel, dass sie im Wetterjahr 2024 die Volllaststunden des Netzentwicklungsplans 2037/2045 für Szenario B 2045 erreichen (2. Entwurf, März 2026): Wind an Land 2.694, Wind auf See 3.613 und Photovoltaik 933 Stunden; der Bestand kam 2024 auf rund 1.780, 2.900 und 810. Mit dem Wetter schwanken die Werte, Wind an Land 2023 rund 2.960 und 2025 rund 2.430 Stunden. Die Deutsche WindGuard projiziert für neue Windräder an Land bis 2035 je nach Region 2.090 bis 2.700 h ohne Abregelung, mit sinkender Flächenleistung bis zu 9 % mehr. Mit diesen Erträgen erzeugen die gesetzlichen Ausbauziele 2045 rund 1.030 TWh Wind- und Solarstrom vor Abregelung; bei 915 TWh Verbrauch ohne Elektrolyse fallen im EE-Pfad 2045 rund 238 TWh Überschuss an. Der Netzentwicklungsplan setzt dafür 58,5 GW Elektrolyse mit 187 TWh an. Die Stundenrechnung lässt Elektrolyseure diesen Überschuss nach den Batterien aufnehmen, so weit sie sich 2045 rechnen, und schreibt den Wasserstoff zum Importwert gut. Mit höheren Erträgen ersetzt 1 GW Kernkraft weniger Windleistung, im Wetterjahr 2024 rund 2,9 GW. Wie der Vergleich ausgeht, hängt ebenso davon ab, wie viele Gaskraftwerke die Kernkraftwerke in den kritischen Wochen eines Wetterjahrs ersetzen: Mit 24 GW Kernkraft statt Wind sind es 2060 im Wetterjahr 2024 rund 19 GW, 2023 rund 17 GW und 2025 rund 18 GW. Die drei Wetterjahre zeigen die Spanne.
Der Stromverbrauch 2045 ist in der Gruppe „Strombedarf 2045“ einstellbar. Mehr Verbrauch decken in beiden Pfaden zusätzliche Windräder an Land und Solaranlagen; die Kernkraftwerke bleiben bei der eingestellten Leistung, Gaskraftwerke und Netze wachsen mit. Mit den übrigen Voreinstellungen bleibt der Mix-Pfad deshalb bei jedem Verbrauch teurer: Bei 1.250 TWh netto ist der Mix-Pfad mit 50 GW bis 2060 gerechnet privatwirtschaftlich finanziert 117 Mrd. € und staatlich finanziert 14 Mrd. € teurer als der EE-Pfad, bis 2119 weitergerechnet 453 und 45 Mrd. € (Barwerte, Kapitalkosten der Kernkraft ab Baubeginn, mit Engpassmanagement; bei 915 TWh: +202 und +84 sowie +618 und +177 Mrd. €; bei 771 TWh: +187 und +68 sowie +629 und +186 Mrd. €).
Nicht gerechnet: sinkende Investitionskosten bei Gaskraftwerken und Netzen (Lernkurven haben Wind, Photovoltaik, Batterien und Elektrolyseure, die Kernkraft einen Serieneffekt), Exporte und der Wert von Überschüssen, die die Elektrolyse nicht aufnimmt, Wasserstoffnetz und -speicher, der Bestand an Kraftwerken und Netzen sowie Regelenergie. Die Netzersparnis des Mix-Pfads ist eine Obergrenze, solange der Regler bei 100 % steht.

Einwände und Beispiele

Stärkster Einwand: Der niedrigere Zins macht ein Projekt nicht sicherer. Steigen Kosten oder verlängert sich der Bau, zahlen Steuerzahler oder Stromkunden statt Eigentümer und Banken. Ein Teil des Zinsvorteils ist deshalb verschobenes Risiko. Dagegen steht: Der Staat zahlt keine Ausfallprämie, er verteilt Risiken auf sehr viele Schultern, und ein Teil der privatwirtschaftlichen Risikoaufschläge entsteht erst durch politische Unsicherheit.
Haushalt: Alle Bestandteile staatlich zu finanzieren hieße, bis 2045 ein Mehrfaches des Sondervermögens Infrastruktur und Klimaneutralität als Kredit aufzunehmen (Zahlen unter dem Diagramm der Investitionen). Gängig sind Mischformen: Beteiligungen, zinsgünstige Darlehen, Garantien und Differenzverträge.
Deutschland: Über die KfW hält der Bund 20 % an 50Hertz, 24,95 % an TransnetBW und seit dem 3.7.2026 25,1 % an TenneT Germany, also Anteile an drei der vier Übertragungsnetzbetreiber.
Großbritannien: Für Sizewell C fiel die Investitionsentscheidung am 22.7.2025, bei rund 38 Mrd. £ Baukosten in Preisen von 2024. Der Staat hält 44,9 %, der National Wealth Fund stellt den größten Teil des Fremdkapitals. Über ein reguliertes Anlagevermögen (Regulated Asset Base) zahlen die Stromkunden schon während der Bauzeit, laut Regierung im Mittel rund 1 £ im Monat.
Tschechien: Für zwei neue Blöcke in Dukovany genehmigte die EU-Kommission im April 2024 ein zinsgünstiges Staatsdarlehen für den größten Teil der Baukosten und eine Preisabsicherung über 40 Jahre, die wie ein zweiseitiger Differenzvertrag wirkt.

3Wenn alle Anlagen einmal ersetzt sindWas jeder Pfad kostet, sobald die vor 2045 gebauten Anlagen zum Preis von 2045 erneuert sind.

Zielsystem jedes Pfads

Zielsystem jedes Pfads: alle Anlagen einmal zum Preis von 2045 ersetzt

Wie das Zielsystem eines Pfads gerechnet ist

4Kernkraft: was sie spart und was sie kostetWelche Netze und Kraftwerke neue Kernkraftwerke ersparen würden, was trotzdem anfällt und was der lange Bau kostet.

Neue Kernkraftwerke im Pfad

–

Erzeugungskosten eines Neubaus

–

Zinsen während des Baus bis 2060

–

Mehr dazu:

Was Kernkraftwerke sparen würden und was nicht

Kernkraftwerke sparen Netz nur, wenn sie Wind ersetzen, und nur dort, wo dieser Wind sonst transportiert werden müsste. Die Gutschriften unten sind Obergrenzen.

Gutschrift je kWh Atomstrom, wenn 1 GW Kernkraft neue Windräder an Land ersetzt

Rechenweg

Was trotzdem anfällt

Auch mit neuen Kernkraftwerken bleiben das Startnetz, der Ausbau der Verteilnetze, Gaskraftwerke für die gesicherte Leistung und eigene Anschlüsse mit Reserve für den Ausfall großer Blöcke.

Das Startnetz: 114,9 von 225 Mrd. € des Übertragungsnetzes an Land sind bestehendes Netz oder weit fortgeschrittene Vorhaben.
Der Ausbau der Niederspannung für Wärmepumpen und E-Autos, das Netz für Dachsolar, der Ersatz alter Leitungen und die Leitungen zu den Nachbarländern.
Gesicherte Leistung: Im AKW-Pfad der Brennstoffpfade 2060 (60 GW Kernkraft, erster Block 2042, kein weiterer Ausbau von Wind und Sonne) braucht das System 2045 bei 915 TWh Verbrauch 115 GW neue Gaskraftwerke und 941 TWh Brennstoff, im EE-Pfad mit gesetzlichem Tempo 79 GW und 162 TWh.
Eigener Anschluss und Reserve für den Ausfall großer Blöcke. An den alten Standorten Isar, Neckarwestheim und Philippsburg gibt es 380-kV-Anschlüsse, an neuen Standorten nicht.

Das stärkste Argument der Befürworter: Gesicherte Leistung im Süden entlastet den Nord-Süd-Transport; die Gleichstromtrassen wurden auch mit dem Atomausstieg in Bayern begründet. Eine Netzberechnung mit Kernkraft gibt es nicht. Erzeugungskosten eines Neubaus im Mischfall (8.000 €/kW, 6 %, 8 + 4 Jahre Bau): 15,0 ct/kWh im Strompreis-Rechner wie im Kernenergie-Kostenrechner; mit 2 % Inflation der Betriebskosten zeigt der Kostenrechner 16,3 ct. Spanne je Finanzierung 6,4 bis 29,9 ct (Strompreis-Rechner).

5Was es für Haushalte heißtHaushaltsstrom, Heizen und Fahren mit Strom aus den Pfaden.

Heizen und Fahren: was Wärme und Kilometer kosten

Je Kilowattstunde ist Strom teurer als Gas oder Benzin. Für einen Haushalt zählt, was eine warme Wohnung und ein gefahrener Kilometer kosten. Der Abschnitt leitet aus den Stromsystemen der Seite einen Haushaltsstrompreis ab und rechnet damit die Vollkosten einer Wärmepumpe und eines E-Autos, verglichen mit Gasheizung und Benziner zu Preisen von 2026. Modell

Heizen im Einfamilienhaus

–

Fahren im Kompaktwagen

–

Haushaltsstrom

–

Heizen: Vollkosten je Jahr

Annahmen und Quellen

Fahren: Kosten je Kilometer

Annahmen und Quellen

Haushaltsstrom im EE-Pfad und im Mix-Pfad

Heizen und Fahren mit

im Jahr

Wie der Haushaltspreis abgeleitet ist

Haushaltsstrom im Mix-Pfad gegenüber dem EE-Pfad, ct je kWh

Offene Punkte

6Alle EinstellungenAlle weiteren Annahmen als Regler, in Gruppen; die Kernkraft steht oben im Ergebnis.

Einstellungen

Alle Annahmen der Seite außer der Kernkraft an einer Stelle, in Gruppen zum Aufklappen; die Kernkraft steht oben im Ergebnis. Unter jedem Gruppentitel steht, welche Ergebnisse die Gruppe verändert; Knöpfe in der Gruppe springen dorthin, und jeder Ergebnisabschnitt hat oben Knöpfe zurück zu seinen Reglern. Die Leiste zeigt die wichtigsten Ergebnisse und hebt hervor, was sich mit der letzten Änderung bewegt hat.

Grundlagen

Strombedarf 2045

Netzausbau bei anderem Verbrauch

Anlagen und Erträge 2045

Netzausbau

Netz: Volumen und Finanzierung

Übertragungsnetz an Land: Zurechnung

Verteilnetz: Anteile der Ebenen

Verteilnetz: Zurechnung je Ebene

Rest je Ebene: Ersatz, Digitalisierung, Sonstiges.

Erzeugung

Vergleich: ein heute gebauter Park

Mit Kapitalverzinsung; gehen in die Anlagensicht und in die Kopfzeile ein.

Heizen und Fahren

Haushaltsstrom aus dem Stromsystem

Pfade im Jahr

Die Pfade zeigen das gewählte Jahr mit allen Anlagen, die bis dahin gebaut sind. 2045 läuft im Mix-Pfad erst ein Teil der neuen Blöcke, 2060 die meisten. 2080 sind auch die Anlagen zum Preis von 2045 erneuert, die vor 2045 teurer gebaut wurden: Das ist das Zielsystem des Pfads.

Heizen: Einfamilienhaus

Fahren: Kompaktwagen

Backup-Kraftwerke und Speicher

Backup: Mengengerüst 2045

Backup: Brennstoff und CO₂

Für Betreiber und Stromkunden sind CO₂-Zertifikate Kosten. Gesamtwirtschaftlich fließen die Erlöse an den Staat; so rechnet das EE-Cockpit.

Backup: Kraftwerke

Batteriespeicher: Menge und Lernkurve

Elektrolyse

Elektrolyseure nehmen den Überschuss nach den Batterien auf. Der Wasserstoff wird zum Importwert gutgeschrieben, die Anlagen zählen als Kosten. Den Strom dafür bezahlt niemand extra: Er wäre sonst abgeregelt worden.

Pfade bis 2080

Kernkraft: Leistung, weniger Wind oder zusätzlich, Kosten und Finanzierung stehen oben im Ergebnis.

Pfade: Finanzierung

Pfade: Brennstoff und Wetterjahr

Mit Wasserstoff steigt dessen Anteil von 2035 bis 2045 auf 100 %. Preise und CO₂-Ansatz aus der Gruppe „Backup: Brennstoff und CO₂“.

2023 war windreich, 2025 windarm. Das Wetterjahr bestimmt Erträge, Abregelung und den Einsatz der Gaskraftwerke.

Pfade: Investitionen und Bauzeiten

Pfade: Engpassmanagement

Pfade: Stromaustausch mit dem Ausland

7NachschlagenWas Anlagen, Netze und Reserve heute kosten, die Annahmen im Abgleich der Rechner und die Quellen.

Heute: Was neue Anlagen, Netze und Reserve kosten

Veröffentlichte Werte, Stand Herbst 2026. Neue Wind- und Solaranlagen erhalten Zuschläge unter 5 ct/kWh; ihre Stromgestehungskosten mit Kapitalverzinsung liegen nach dem EE-Cockpit bei 5,8 ct (Solarpark) und 6,8 ct (Wind an Land). Die großen Kostenblöcke liegen bei älteren EEG-Anlagen, beim Netz und künftig bei der gesicherten Leistung.

Neue Anlagen

Wind an Land, Gebotstermin 1.8.2026

4,79 ct/kWh

mengengewichteter Zuschlagswert, Spanne 4,49–4,98; Vorrunde 5,06 ct Daten

Solarparks, Gebotstermin 1.7.2026

4,79 ct/kWh

Spanne 4,38–4,97; Vorrunde 4,94 ct Daten

Stromgestehungskosten neuer Anlagen (Fraunhofer ISE, Juli 2024, real): Photovoltaik 4,1–14,4 ct/kWh (Freifläche 4,1–6,9), Wind an Land 4,3–9,2, Wind auf See 5,5–10,3; Gas-und-Dampf-Kraftwerk 10,9–18,1, Gasturbine 15,4–32,6, Kernkraft 13,6–49,0 ct/kWh. Ein Zuschlagswert ist keine Kostenangabe: Er ist der anzulegende Wert, an dem sich die gleitende Marktprämie bemisst. Bei Wind an Land gilt er für einen Referenzstandort, an schwächeren Standorten erhöht ihn ein Korrekturfaktor (§ 36h EEG). Liegt der Marktwert über dem anzulegenden Wert, behält der Betreiber den Mehrerlös.

Förderung

EEG-Finanzierungsbedarf 2026

16,2 Mrd. €

Prognose der Übertragungsnetzbetreiber, gedeckt aus dem Bundeshaushalt Daten

Jahresmarktwert 2025

4,51 · 7,44 ct/kWh

Solar · Wind an Land (netztransparenz.de)

Der Bedarf entsteht vor allem bei älteren Anlagen mit hohen festen Vergütungen. Die Zuschlagswerte neuer Anlagen liegen bei Wind an Land unter dem Marktwert von 2025 und bei Solar knapp darüber; die Marktprämie wird allerdings monatlich und nicht mit dem Jahresmittel abgerechnet.

Netze und Reserve

Netzkosten im Jahr

≈ 37 Mrd. €

Übertragungs- und Verteilnetze (Bundesnetzagentur, 27.5.2026) Daten

Engpassmanagement 2025

3,08 Mrd. €

Redispatch 1,18 · Netzreserve 1,37 · Countertrading 0,10 · Entschädigung abgeregelter EE 0,44 Mrd. €

Eindeutig den Erneuerbaren zuzuordnen sind rund 5,4 Mrd. € im Jahr: 2,64 Mrd. € für die Anbindung der Windparks auf See (2025) und 2,725 Mrd. € Mehrkosten der Verteilnetze in Regionen mit viel Wind und Solar (2026, nach Festlegung BK8-24-001-A). In alle Netze investiert wurden 2008 bis 2024 rund 136 Mrd. €, für alle Zwecke.

Backup-Kraftwerke: der neue Kapazitätsmarkt geltend

Langzeitkapazitäten, Gebotstermin 8.9.2026

155.296 €/MW·a

mengengewichteter Zuschlagswert je MW reduzierter Leistung, 36 % unter dem Höchstwert von 244.000 € Daten

Zuschläge der ersten Runde

5,16 GW

reduzierte Leistung in 11 Zuschlägen; ausgeschrieben 4,5 GW, 41 Gebote über 11,96 GW; zusammen rund 0,8 Mrd. € im Jahr für 15 Jahre

In der ersten Ausschreibung nach dem Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) gingen alle elf Zuschläge an Gaskraftwerke: sieben an die LEAG mit 3,0 GW reduzierter Leistung (vier in Jänschwalde, zwei in Boxberg, einer in Leipheim), drei an RWE mit 2,1 GW (Voerde, Weisweiler, Werne) und einer an die Stadtwerke Karlsruhe mit 45 MW. Batteriespeicher hatten mitgeboten, konnten sich nach Angaben der dpa aber preislich nicht durchsetzen. In Jänschwalde und Boxberg baut die LEAG auf vorhandener Kraftwerksinfrastruktur; Kritiker, darunter die baden-württembergische Energieministerin, sprechen von umgerüsteten Braunkohleblöcken, die wegen ihres geringeren Wirkungsgrads mehr Erdgas verbrauchen. Den niedrigsten und den höchsten bezuschlagten Gebotswert, deren Veröffentlichung § 51 StromVKG vorschreibt, nennt die Bundesnetzagentur in ihrer Mitteilung vom 3.11.2026 nicht. Das Gesetz (ausgefertigt am 21.7.2026, BGBl. 2026 I Nr. 210a) bezahlt gesicherte Leistung über Verträge von bis zu 15 Jahren. Der Höchstwert liegt bei 244.000 € je MW reduzierter Leistung und Jahr (§ 39 Abs. 1). Reduziert heißt: Die Nennleistung wird mit einem Faktor je Technologie multipliziert, bei Gaskraftwerken 0,85, bei Wind an Land 0,04, auf See 0,09, bei Photovoltaik 0,02; Batterien zählen erst ab 10 Stunden Speicherdauer (0,58, Anlage 4). Bis Mai 2027 sollen 11 GW ausgeschrieben sein (je 4,5 GW am 8.9. und 29.12.2026, 2 GW am 18.5.2027). Neue Erdgaskraftwerke mit 15-Jahres-Vertrag müssen auf Wasserstoff umrüstbar sein (§ 17) und ab 2045 klimaneutral betrieben werden (§ 38 Abs. 6 Nr. 1). Die EU-Kommission hat am 2.9.2026 Beihilfen von 15,6 bis 35,2 Mrd. € genehmigt; sie rechnet für 2031 mit 1 bis 3 Mrd. € und von 2032 bis 2045 mit 0,9 bis 2,3 Mrd. € im Jahr.

Annahmen im Abgleich der Rechner

Wo die Seiten dieselbe Größe verwenden, stehen hier ihre Voreinstellungen nebeneinander (Stand 2.11.2026). Abweichungen sind benannt, nicht gemittelt. Die zweite Spalte folgt den Reglern dieser Seite.

Preisbasis: Investitionen und Brennstoffe in heutigen Preisen ohne Inflation, Zinsen nominal wie in den anderen Rechnern. Erdgaspreise je MWh Brennwert, wie am Handelspunkt TTF notiert; Wirkungsgrade, CO₂-Faktor (0,202 t je MWh) und Wasserstoff je MWh Heizwert; Umrechnung Brennwert zu Heizwert 1,108.

Quellen

Klimaneutralität: Bundes-Klimaschutzgesetz, § 3 KSG (Netto-Treibhausgasneutralität bis 2045, nach 2050 negative Emissionen); Jahresemissionsgesamtmengen 2031 bis 2040 für alle Sektoren: Verordnung vom 10.7.2026, BGBl. 2026 I Nr. 202 (2035: 294, 2040: 150 Mt CO₂-Äquivalent); Abgleich der Mengen mit der Seite Brennstoffpfade 2060, Voreinstellungen, abgerufen 3.11.2026
Bautempo zum Vergleich: IAEA, Country Nuclear Power Profiles 2020, Frankreich: 1980 bis 1987 gingen 40 Druckwasserreaktoren mit 41,3 GW ans Netz, im Mittel 5,2 GW im Jahr, 1981 allein 8 Blöcke mit 7,3 GW; abgerufen 3.11.2026
Engpassmanagement: Bundesregierung, BT-Drs. 21/7804 vom 31.8.2026 (Kosten 2024 und 2025); Übertragungsnetzbetreiber, Prognose nach § 13 Abs. 10 EnWG vom 30.6.2026 (2027 bis 2031); Netzentwicklungsplan 2037/2045 (2025), 1. Entwurf, Kapitel 6.3.6 (Restbedarf im Zielnetz); abgeregelte Mengen im ersten Quartal 2023: ZfK, 24.10.2023; Redispatch im Süden: BWE, Faktencheck Redispatch, April 2026; abgerufen 3.11.2026
Heizen und Fahren, Beispielhaus, Preise, Jahresarbeitszahl, Tarife und Förderung: Wärmepumpen-Kostenrechner (Stand 27.10.2026) mit seinen Quellen, darunter Verbraucherzentrale Rheinland-Pfalz, Angebotsauswertung 2026: verbraucherzentrale-rlp.de; Energieberatung der Verbraucherzentrale, Heiztechnikpreise 2026: verbraucherzentrale-energieberatung.de; Verbraucherzentrale NRW, Marktcheck Wärmepumpenstromtarife (2/2026): verbraucherzentrale.nrw
Wärmepumpen im Ländervergleich (Niederlande 10.510 €, Dänemark 16.930 €, Deutschland bis 2019 rund 17.000 €): ifeu u. a., Kosten für Material und Einbau von Wärmepumpen (2025/26): bundeswirtschaftsministerium.de; Großbritannien: Boiler Upgrade Scheme: gov.uk, Heat Pumps Watch (2/2026): heatpumpswatch.org
Jahresarbeitszahl im Bestand: Fraunhofer ISE, WP-QS im Bestand (3.11.2025): ise.fraunhofer.de
Haushaltsstrom 2026: BDEW-Strompreisanalyse 8/2026 (Mittel 37,0 ct je kWh): bdew.de; Zerlegung, Bundeszuschüsse und Vertriebsannahmen: Strompreis-Rechner; Offshore-Netzumlage und Aufschlag für besondere Netznutzung: netztransparenz.de
Nettostromverbrauch 2025 (469,6 TWh): AG Energiebilanzen, Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2025: ag-energiebilanzen.de
Stromsteuer für Haushalte: § 3 Stromsteuergesetz; Konzessionsabgaben: § 2 Konzessionsabgabenverordnung; Bio-Treppe für neue Gasheizungen: Gebäudemodernisierungsgesetz, BGBl. 2026 I Nr. 226
Reform der Netzentgelte (AgNes), Festlegungsentwurf vom 6.8.2026: bundesnetzagentur.de
Netzentgelte 2045 im Vergleich: Agora Energiewende, Stromnetzentgelte – gut und günstig (30.6.2025): agora-energiewende.de; Frontier Economics und Consentec für den BDEW, Prognose und Analyse der Netzentgeltentwicklung Strom (6.12.2024): bdew.de; Netzkosten 2026: Bundesnetzagentur, AgNes-Hintergrundpapier (27.5.2026): bundesnetzagentur.de
Finanzierung neuer Kernkraftwerke mit Zahlungen der Stromkunden während des Baus (RAB-Modell), Sizewell C: World Nuclear News (22.7.2025): world-nuclear.org
Autokosten: ADAC-Autokatalog (Stand Oktober 2026), VW Golf 1.5 TSI Trend, VW ID.3 Neo (50 kWh) Trend; Vergleichspaare Opel Astra Electric und Astra 1.2 Hybrid, Skoda Elroq 60 und Karoq 1.0 TSI, Renault 5 und Clio; Berechnungsgrundlagen 10/2026: assets.adac.de; Kostenvergleich mit vier Strompreisen (30.4.2026): adac.de
Spritpreise 2025 im Jahresmittel (ADAC, 16.12.2025): autohaus.de; Fahrleistung 2025: Kraftfahrt-Bundesamt, Verkehr in Kilometern, Kurzbericht: kba.de
Kfz-Steuer für E-Autos: § 3d Kraftfahrzeugsteuergesetz; Förderung für E-Autos seit 2026: Förderrichtlinie des Bundesumweltministeriums: bundesumweltministerium.de, Überblick des ADAC (15.7.2026): adac.de
Kaufpreise E-Auto und Benziner: ICCT, EV Transition Check 2026 (7.9.2026): theicct.org; Wartung: US-Energieministerium, Fact of the Week 1190 nach Burnham u. a., Argonne National Laboratory (2021): energy.gov
Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045, Version 2025, 2. Entwurf, NEP kompakt: Investitionen Start- und Zubaunetz 364/392/390 Mrd. € (A/B/C), Startnetz 114,9 an Land und 60,8 Mrd. € auf See, Tabelle 1 mit Leistungen und Nettostromverbrauch 2045 (B: 1.101,8 TWh): netzentwicklungsplan.de; 1. Entwurf, Tabelle 1 (B 2045: 83,5 GW thermische Kraftwerke, 141,3 GW Batterien, 58,5 GW Elektrolyse): netzentwicklungsplan.de
Bundesnetzagentur, Zustand und Ausbau der Verteilernetze (Netzausbaupläne der 82 größten Verteilnetzbetreiber): bundesnetzagentur.de
Bundesnetzagentur, AgNes-Hintergrundpapier vom 27.5.2026 (Netzkosten ≈ 37 Mrd. €/a, Kapazitätspreis für Erzeuger): bundesnetzagentur.de
Bundesregierung, BT-Drs. 21/7804 (Engpassmanagement 2024 und 2025): bundestag.de
Bundesnetzagentur, Ausschreibung Wind an Land, Gebotstermin 1.8.2026: bundesnetzagentur.de; Solar, erstes Segment, 1.7.2026: bundesnetzagentur.de; Ausbau 2025: bundesnetzagentur.de
Fraunhofer ISE, Stromgestehungskosten erneuerbare Energien, Juli 2024 (Tabellen 1, 2, 6; GuD 900–1.300 €/kW, Gasturbine 450–700 €/kW, 30 Jahre, 8,2 % nominal): ise.fraunhofer.de
StromVKG vom 21.7.2026 (BGBl. 2026 I Nr. 210a), § 17, § 38, § 39, § 51 und Anlage 4: gesetze-im-internet.de, Anlage 4; Bundesnetzagentur, Ausschreibungen nach dem StromVKG: bundesnetzagentur.de; Zuschläge der ersten Runde: Bundesnetzagentur, 3.11.2026, Zuschlagsliste; Standorte, Batteriespeicher und Kritik: dpa, 3.11.2026, dpa-AFX, 3.11.2026; erste Ausschreibung: pv magazine, 21.7.2026, IWR, 10.9.2026; Termine und 11 GW: Herbert Smith Freehills Kramer; EU-Genehmigung: ESS News, 2.9.2026
RBID im Auftrag der Deutschen Umwelthilfe, Systemkostenvergleich Erdgas, PV und Wind an Land, 26.4.2026 (GuD 2.200 €/kW, 30,5 €/kW·a, 8 %, 35 Jahre): duh.de
Wasserstoff: HYPAT-Importkosten 2030 3,50–6,50 €/kg, 2050 2,50–4,50 €/kg: H2-news, 9.12.2024; H2Global, erster Zuschlag 811 €/t Ammoniak, unter 4,50 €/kg Wasserstoff, Lieferung 2027–2033: ZfK, 11.7.2024
Erdgas TTF, Novemberkontrakt am 28.10.2026: 100,20 €/MWh: European Gas Hub; Front-Monat 85,59 €/MWh (Stand 7.11.2026), Monatsmittel Oktober 2026 86,81 €/MWh, Jahresmittel 2025 36,41 €/MWh, Lieferjahr 2027 (TTF Cal-27) 68,39 €/MWh am 6.11.2026 (Yahoo Finance/ICE, contracting.green, power2market); CO₂-Zertifikate, Dezember-Kontrakt am 6.11.2026: 86,74 €/t (power2market); am 2.11.2026: 90,49 €/t: oEnergetice.cz; am 30.10.2026: 89,19 €/t: Trading Economics
CO₂-Preispfad: Umweltbundesamt, Projektionsbericht 2026, Tabelle 60 (Mit-Maßnahmen-Szenario und Sensitivität S1, Euro von 2024): umweltbundesamt.de; Prognos für das Umweltbundesamt, Rahmendaten 2026, Tabelle 7: umweltbundesamt.de; Bundesnetzagentur, Genehmigung des Szenariorahmens 2025, Tabelle 25: bundesnetzagentur.de; Übertragungsnetzbetreiber, Szenariorahmen-Entwurf zum NEP 2040, Version 2027, Tabelle 29: netzentwicklungsplan.de
CO₂-Preise der Analysten und der EU-Kommission: LSEG, EU ETS Supply/Demand and Pricing Forecast, 2.7.2025: lseg.com; Energy Aspects, 23.7.2026: energyaspects.com; Folgenabschätzung zum Klimaziel 2040, SWD(2024) 63, Teil 2, Tabelle 4: consilium.europa.eu
Regeln des Emissionshandels: Obergrenze und Kürzung nach Richtlinie (EU) 2023/959, Umweltbundesamt, Factsheet Cap und Marktstabilitätsreserve: umweltbundesamt.de; Klimaziel 2040 und Emissionshandel 2 ab 2028, Verordnung (EU) 2026/667: eur-lex.europa.eu; Kommissionsvorschlag zur Revision vom 17.7.2026 (Entwurf): ICAP
Klimakosten: Umweltbundesamt, Methodenkonvention 4.0, Tabelle 1: umweltbundesamt.de; CO₂-Preis im Mittel 2025: Umweltbundesamt, Pressemitteilung vom 7.1.2026: umweltbundesamt.de; Verbraucherpreise 2025: Destatis, Pressemitteilung Nr. 019 vom 16.1.2026: destatis.de
Gesetze: § 16 EEG, § 17 EEG, § 3 KSG
Batteriekosten: Modo Energy, Germany Battery Investment Outlook, 16.3.2026: modoenergy.com; BloombergNEF, Lithium-Ion Battery Price Survey 2025: Solarserver, 10.12.2025
Anzulegender Wert Wind an Land, Referenzstandort und Korrekturfaktor: § 36h EEG
Renditen der Bundeswertpapiere am 27.10.2026 (10 Jahre 3,35 %, 30 Jahre 3,69 %): Deutsche Bundesbank
Zinsen privater Investoren und Investitionen je Technik: Fraunhofer ISE 2024, Tabellen 1 und 2 (Link oben); EE-Cockpit, Finanzierungsfälle Standard, Privater Investor und kommunal oder staatlich: ecockpit.netlify.app
Kein Genehmigungsweg für neue Kernkraftwerke: § 7 Abs. 1 Satz 2 AtG; Rechenweg Kernkraft: Kernenergie-Kostenrechner
Bundesbeteiligungen an Übertragungsnetzbetreibern: BMWE, 3.7.2026; Sondervermögen Infrastruktur und Klimaneutralität: Bundesregierung
Kernkraft-Baukosten: EPR2, 72,8 Mrd. € in Preisen von 2020: World Nuclear News, 18.12.2025; Dukovany, 407 Mrd. Kronen für zwei Blöcke: World Nuclear News, 5.6.2025, nicht enthaltene Posten: ČT24, 13.10.2025; Rendite Hinkley Point C 9 %: National Audit Office, 2017
Sizewell C, Investitionsentscheidung 22.7.2025: gov.uk; Dukovany, Beihilfegenehmigung April 2024: World Nuclear News, 1.5.2024
Stromverbrauch 2045: Genehmigung des Szenariorahmens 2025 durch die Bundesnetzagentur vom 30.4.2025, Tabellen 11 und 14: bundesnetzagentur.de; Marktsimulation im 2. Entwurf des Netzentwicklungsplans, Kapitel 2, Abb. 6: netzentwicklungsplan.de; Szenariorahmenentwurf zum NEP 2040/2045 (Version 2027), Juni 2026, Tabellen 1, 3 und 11: netzentwicklungsplan.de; BDI Klimapfade 2.0, Abb. 7: bcg.com; dena-Leitstudie Aufbruch Klimaneutralität: dena.de; Langfristszenarien T45: Stromnetze, Energieangebot; Agora Energiewende u. a., Klimaneutrales Deutschland (2024): agora-energiewende.de; EWI und BET, Monitoringbericht (September 2025): ewi.uni-koeln.de
Stromaustausch: Handelssaldo und Day-Ahead-Preise je Stunde 2023 bis 2025: Energy-Charts, Fraunhofer ISE (Daten der Bundesnetzagentur, SMARD), abgerufen 4.11.2026; Handelsflüsse je Grenze (Viertelstunden) und Day-Ahead-Preise der Nachbarzonen 2023 bis 2025: Energy-Charts, abgerufen 4.11.2026; Aufteilung der Engpasserlöse je zur Hälfte, Ausnahmen etwa nach Eigentum der Leitung: ACER-Entscheidung 16/2023, Methodik zur Verteilung der Engpasserlöse, Art. 8 Abs. 1; Engpasserlöse der deutschen Übertragungsnetzbetreiber 2024: 1.110,79 Mio. € (Bundesnetzagentur, Engpasserlösbericht 2024); Mengen 2025: Bundesnetzagentur, 5.1.2026 (Import 76,2 TWh, Export 54,3 TWh, Saldo 21,9 TWh); Leitungen ins Ausland: Szenariorahmenentwurf zum NEP 2037/2045 (2025), S. 113 (rund 48 GW NTC in den Szenarien A und B), NEP 2037/2045 (2025), 2. Entwurf, Kap. 3 (Exporte bis 43 GW, Nettoimport B 2045 72,8 TWh); CO₂-Preis 2025 im Mittel 73,86 €/t: Umweltbundesamt, 7.1.2026; Brennstoffkreislauf der Kernkraftwerke 6,5 €/MWh: Kernenergie-Kostenrechner
Pfade bis 2080: Rechenkern der Brennstoffpfade 2060 mit gesetzlichem Ausbautempo, Wetterjahre 2023 bis 2025, Jahr für Jahr bis 2060 gerechnet, danach mit dem Kraftwerkspark von 2060; die Pfade mit Kernkraft (statt Wind an Land oder zusätzlich, 12, 24 oder 50 GW, erster Block 2042, 2046 oder 2050, 88 % Verfügbarkeit) und der Pfad „Nur Kernkraft“ (Wind und Sonne auf dem Stand von 2025, 50 GW Kernkraft mit bis zu zwei oder 80 GW mit bis zu vier Blöcken im Jahr, 30 GW Batterien) sind eigens dafür gerechnet, ebenso sechs Stufen des Stromverbrauchs 2045 von 700 bis 1.250 TWh netto ohne Elektrolyse (dazwischen linear; Kernkraftleistungen zwischen den Stufen sind je Jahr monoton interpoliert, und wird eine Leistung bis 2060 nicht erreicht, ist der Pfad mit dem Wind für die gebaute Leistung aus den Stufen interpoliert); Einsatzreihenfolge der Kraftwerke mit dem CO₂-Preispfad des Projektionsberichts 2026, 2.11.2026, „Nur Kernkraft“ 3.11.2026
Mengen 2045 (Gaskraftwerke, Backup-Arbeit, Batterien, Wind- und Solarstrom): Brennstoffpfade 2060, EE-Pfad, Wetterjahr 2024, für den eingestellten Stromverbrauch; bei 915 TWh mit gesetzlichem Ausbautempo, Abruf 2.11.2026
Weitere Annahmen und Herleitungen: Strompreis-Rechner · EE-Cockpit, System · Kernenergie-Kostenrechner · Wasserstoff-Kostenrechner
Volllaststunden Wind an Land: Deutsche WindGuard, Volllaststunden von Windenergieanlagen an Land – Aktuelle Entwicklung und Einflussfaktoren, im Auftrag des LEE NRW, Mai 2025, redaktionell überarbeitet Mai 2026, Abschnitte 3.2 und 4.1: windguard.de; Netzentwicklungsplan 2037/2045 (2025), 2. Entwurf, Kapitel 3, Abb. 21 (Szenario B 2045: 431,0 TWh aus 160 GW): netzentwicklungsplan.de; Windindex der Wetterjahre (2023: 106,6 %, 2024: 100,3 %, 2025: 96,2 % des Mittels 2005–2024): anemos Windreport 2025, anemos.de.
Batteriespeicher: genehmigter Szenariorahmen 2025 (Bundesnetzagentur, April 2025), Abschnitt 1, Klein- und Großbatteriespeicher: netzentwicklungsplan.de; KfW Research, Fokus Volkswirtschaft Nr. 555, 19.8.2026: kfw.de; Bestand und Zubau 2025 nach Marktstammdatenregister: pv magazine, 6.1.2026: ess-news.com.