Warum Solar und Wind jetzt 13,4 % des Stroms liefern — und was das wirklich bedeutet
2025-08-15. Was hat den Anteil von Solar und Wind erhöht? Kurzantwort: eine Kombination aus gezielten Politiken (Ausschreibungen, Einspeiseprogramme), massiven Kostensenkungen durch Skaleneffekte und Technologiefortschritt sowie veränderten Finanzierungsströmen. In diesem Text werden die Treiber in TWh/Prozentpunkten aufgeschlüsselt, regionale Verläufe, technische Integrationsgrenzen und plausible Kostenpfade bis 2025 erklärt – belegt mit IEA, IRENA und BNEF.
Inhaltsübersicht
Einleitung
Treiber und numerische Aufschlüsselung des Wachstums
Wer hat gewonnen, wer verloren — räumliche und industrielle Verteilung
Betrieb, Regulierung und Netzintegration in der Praxis
Prognosen, Ökonomie, soziale und ökologische Folgen — Szenarien und Prüfgrößen
Fazit
Einleitung
Seit 2000 stieg der Anteil von Solar- und Windstrom von 0,2 % auf 13,4 % der globalen Stromerzeugung (BloombergNEF, aktualisiert 15. Aug. 2025). Das ist keine abstrakte Zahl: sie fasst Jahrzehnte von Politiken, Fabriksaufbau, Kapitalflüssen und technischen Lernkurven zusammen. Dieser Bauplan liefert eine journalistisch präzise Gliederung für einen datenbasierten Artikel: Wir zerlegen die Treiber nach Dekaden, zeigen regionale Gewinner und Verlierer, erklären die operativen Abläufe bis hin zur Netzintegration, bewerten Prognosen (BNEF) und skizzieren messbare Indikatoren, die Skeptiker widerlegen oder bestätigen könnten. Quellen: IEA, IRENA, BloombergNEF, nationale Statistiken, Regulatorenberichte, Studien von Carbon Tracker / Rystad. Keine Spekulationen — nur überprüfbare Aussagen.
Treiber und numerische Aufschlüsselung des Wachstums von Solar und Wind (2000–2023)
Solar und Wind Anteil 13,4% – das ist der aktuelle Stand (2023) der globalen Stromerzeugung aus diesen beiden Quellen. Im Jahr 2000 lag ihr Anteil noch bei mageren 0,2 %. Dieser Sprung um 13,2 Prozentpunkte entspricht einem absoluten Zuwachs von rund 3 905 TWh: von etwa 30 TWh (2000) auf 3 935 TWh (2023). Die Daten stammen von IEA, IRENA und Ember (IEA 2024, S. 4
, IEA).
Die Treiber im Überblick (2000–2023)
- Politische Maßnahmen: Einspeisevergütungen wie das EEG (ab 2000), Net-Zero-Verpflichtungen (z. B. COP28), Ausschreibungen und Subventionen auf nationaler Ebene. Deutschland erhöhte 2023 das EEG-Förderbudget auf 28 Mrd. € – ein europaweites Signal (
IEA Policy 2023
). - Technologische Fortschritte: Photovoltaik-Modulpreise fielen seit 2010 um rund 90 %, der Modulwirkungsgrad stieg von etwa 15 % (2010) auf 22 % (2023). Ähnlich bei Wind: Turbinen wurden leistungsstärker und effizienter, der typische Kapazitätsfaktor stieg global von 30 % auf rund 35 % (
BNEF 2023, IRENA 2024
). - Finanzierungsereignisse: Green Bonds, PPP-Modelle und staatliche Garantien ermöglichten jährliche Investitionen von > 30 Mrd. USD, ab 2015 auch zunehmend durch private Projektanleihen (
BNEF 2023
).
Quantitative Entwicklung nach Dekaden
| Dekade | Treiber | Zuwachs (TWh) | Beitrags-%pkt. |
|---|---|---|---|
| 2000–2009 | Einführung EEG, erste Förderprogramme, techn. Lernkurven | ca. 100 TWh | +0,6 |
| 2010–2019 | Massive Kostensenkungen, globale Klima-Agenden (Paris), Investitionsschub | ca. 1 700 TWh | +7,0 |
| 2020–2023 | Net‑Zero‑Policies, Rekord-Fördervolumen, LCOE-Halbierung | ca. 2 100 TWh | +5,6 |
Die Daten schwanken je nach Quelle leicht, sind aber konsistent im Trend (IEA 2024, Ember 2024
).
Wichtig: Zahlen für 2000–2009 beruhen auf Schätzungen mangels flächendeckender Jahresdaten. Für 2010–2023 sind TWh und Prozentpunkte durch IEA und Ember sauber dokumentiert. Methodisch werden Kapazitätsfaktoren (Solar ca. 20 %, Wind ca. 30–35 %) zur Umrechnung von MW in TWh genutzt (IRENA 2024
).
Neben Hard Facts sind Unsicherheitsintervalle (±5 %) bei globalen TWh-Werten zu beachten. Divergenzen zwischen IEA, IRENA und BNEF resultieren meist aus unterschiedlichen Stichtagen und Methodiken.
Nächster Schwerpunkt: Wer hat gewonnen, wer verloren – räumliche und industrielle Verteilung.
Wer hat gewonnen, wer verloren — räumliche und industrielle Verteilung
Solar und Wind Anteil 13,4% – Stand: 2023 – spiegelt einen globalen Strukturwandel wider. China, die EU27 und die USA verzeichneten zwischen 2000 und 2023 die größten absoluten Zuwächse bei der Stromproduktion aus Solar und Wind. China steigerte von unter 2 TWh (2000) auf ca. 1 630 TWh (2023). Die EU27 erreichte etwa 950 TWh (2023), die USA 780 TWh (IEA 2024
, IEA). Das entspricht über 80 % des weltweiten absoluten Wachstums.
Regionale Gewinner und relative Zuwächse
- China: Der Anteil von Solar und Wind am Strommix stieg von nahezu 0 % (2000) auf 15,7 % (2023).
- EU27: Relative Steigerung von 1,7 % auf 23,3 % — der höchste Wert unter den großen Volkswirtschaften.
- USA: Von 0,5 % auf 15,7 % (
Ember 2024
). - Indien: Von 0,1 % (2000) auf 9,4 % (2023), absolut ca. 200 TWh.
- Brasilien und Südafrika: Top-Performer in relativen Zuwächsen (> 8 %-Punkte), ASEAN: Anstieg auf 6,5 % (
IRENA 2024
).
Tabelle: Absolute und relative Zuwächse 2000–2023
| Region | Absolut (TWh) | Relativ (%-Punkte) |
|---|---|---|
| China | +1 628 | +15,7 |
| EU27 | +931 | +21,6 |
| USA | +772 | +15,2 |
| Indien | +198 | +9,3 |
| Brasilien | +74 | +8,4 |
| ASEAN | +53 | +6,1 |
| Südafrika | +28 | +7,2 |
Industrielle Gewinner: Marktanteile (2023)
- PV-Module: LONGi, Jinko, Trina, JA Solar, Canadian Solar (> 50 % Weltmarkt,
BNEF 2023
). - Windturbinen: Goldwind, Vestas, Siemens Gamesa, GE, Envision (> 60 % Weltmarkt).
- Inverter: Huawei, Sungrow, SMA, Power Electronics, Fimer.
- Projektentwickler/Investoren: NextEra, Enel Green Power, Ørsted, Iberdrola, Brookfield (
IEA, BNEF 2024
).
Tabellenvorlage: Marktanteile 2023
| Sektor | Unternehmen | Marktanteil (%) |
|---|---|---|
| PV-Module | LONGi | 17 |
| Windturbinen | Goldwind | 14 |
| Inverter | Huawei | 28 |
| Projekte | NextEra | 6 |
Dateninkonsistenzen: Ursachen & Beispiele
Daten von IEA, IRENA und BNEF unterscheiden sich teils um 3–5 % bei absoluten Kapazitäts- oder Erzeugungszahlen, v. a. wegen divergierender Stichtage, Definitionen (z. B. Brutto-/Nettoleistung) und nationaler Meldesysteme. Beispiel: Chinas Windkraft 2023 laut IEA: 820 TWh, laut IRENA: 840 TWh (IEA, IRENA 2024
). Die Ursachen liegen u. a. in zeitverzögerten Updates, unterschiedlichen Messmethoden und Wechselkursschwankungen für Investitionssummen. Ohne Vergleich der Rohdatensätze bleiben Unsicherheiten („keine belastbare Datenlage für einzelne Jahre“).
Nächster Abschnitt: Betrieb, Regulierung und Netzintegration in der Praxis – dort liest Du, wie die Netzintegration Erneuerbare und der Umgang mit Stranded assets 2030 konkret aussehen.
Betrieb, Regulierung und Netzintegration in der Praxis
Solar und Wind Anteil 13,4% am globalen Strommix (Stand: 2023) fordert neue, oft komplexe Abläufe für Standortgenehmigungen, Netzanschluss und Betrieb. Die Netzintegration Erneuerbare stellt Regierungen, Netzbetreiber und Investoren weltweit vor enorme Herausforderungen – bei wachsendem Druck, BNEF Kostenprognosen rasch zu realisieren.
Operative und regulatorische Abläufe
- Genehmigungen: In der EU dauern Standortgenehmigungen für Wind durchschnittlich 48 Monate, für Solar 24 Monate (
ENTSO-E 2024
). In China und Indien verkürzen zentrale Planungsprozesse die Dauer auf 12–18 Monate. Die USA bewegen sich zwischen 12–36 Monaten, abhängig von Bundesstaat und Naturschutzauflagen (FERC 2023
). - Netzanschluss: Anschlusskosten variieren stark: EU median 75 000–150 000 € pro MW, USA vergleichbar, China oft unter 40 000 € (
IRENA 2023
). Prioritätensetzung erfolgt meist nach “first come, first served” oder Auktionserfolg. - Einspeisevergütungen/Auktionen: Europa nutzt überwiegend technologieoffene Auktionen, China feste Einspeisetarife, Indien Mischsysteme. Beschwerdemechanismen reichen von Verwaltungsgerichten (EU) über spezialisierte Energie-Schiedsstellen (USA) bis Regierungsentscheidungen (China).
Technische Kenngrößen & Netzintegration
- Kapazitätsfaktoren (2022): Solar: EU ca. 14–18 %, USA 20–23 %, China 15–19 %. Onshore-Wind: EU 23–32 %, USA 35–43 %, China 25–32 %. Offshore-Wind: Nordsee bis 45 % (
IEA 2023
). - ELCC (Zuverlässigkeitsbeitrag): Sinkt mit steigendem Anteil – von anfangs 60–80 % auf <20 % ab ca. 30 % Einspeisung.
- Speicherdauer: Zur Glättung regional 4–8 Stunden (DE/UK), Kalifornien zunehmend 8–12 Stunden, China/Indien 6–10 Stunden (
National Grid, NERC
). - Netzstabilitätsmetriken: Frequenzhaltung, Spannungsstützung und Inertia (virtuell durch Umrichter). In Deutschland decken Batteriespeicher 70 % der primären Regelenergie (
ENTSO-E, NERC 2023
).
Failure-Modes & Verantwortlichkeiten
Curtailment (Abregelung): 2022 wurden in China 4,7 % der Windstrommenge abgeregelt (ca. 39 TWh), in Deutschland etwa 6,1 TWh Solar und Wind (NEA China 2023, ENTSO-E 2024
). Kalifornien verzeichnete 5 % Curtailment (2022, CAISO). Ursache: Trassenengpässe, Wetterextreme, Inverter-Fehlanpassungen. Die Kosten tragen primär Netzbetreiber und indirekt Endkunden, in China teils auch Projektentwickler.
Nächster Schwerpunkt: Prognosen, Ökonomie, soziale und ökologische Folgen — Szenarien und Prüfgrößen – mit Fokus auf Stranded assets 2030, Lebenszyklusemissionen PV Wind und Investitionsrisiken.
Prognosen, Ökonomie, soziale und ökologische Folgen — Szenarien und Prüfgrößen
Solar und Wind Anteil 13,4% (Stand: 2023) markiert einen Wendepunkt im globalen Strommarkt. Laut BNEF 2024
könnten die Stromgestehungskosten (LCOE) für Solar- und Windkraft bis 2025 um weitere 2–11 % sinken, sofern die Lernkurven (ca. 18 % Preisreduktion pro Verdopplung der kumulierten Kapazität), moderate Rohstoffpreise (Polysilizium, Kupfer, Seltene Erden, Lithium), stabile Finanzierungskosten (WACC 5,5–7,5 %) und ein kontinuierlicher Ausbau der Produktionskapazitäten anhalten. Massive Preisanstiege bei Kupfer (+40 % 2022), Zöllen, Lieferketten-Störungen oder steigende Zinsen gelten als zentrale Kipp-Punkte (IEA WEO 2023
).
Drei Szenarien für die nächsten Jahre
- Basisszenario (70 % Eintreten, 12–36 Monate): LCOE-Rückgang um 4–7 %, jährlicher Kapazitätszuwachs > 250 GW, Modulpreise stagnieren bei 14–18 ct/W, keine großen Rohstoffengpässe.
- Upside (20 %, 5 Jahre): LCOE sinkt um bis zu 20 %, globale Nachfrage übertrifft Prognosen, Technologiefortschritte (Heterojunction, Bifazial) verringern Lebenszyklusemissionen PV Wind weiter.
- Downside (10 %, 5 Jahre): Handelskonflikte, Rohstoffkrisen, Finanzierungskosten > 9 %, LCOE stagnieren, jährlicher Zuwachs unter 180 GW, Stranded assets 2030 steigen über 1 800 TWh.
Gewinner & Verlierer, Handelsbilanzen, Stranded Assets
- Gewinner: Hersteller (insb. China), Entwickler, Netzbetreiber mit flexiblem Portfolio, Endkunden bei sinkenden Strompreisen.
- Verlierer: Fossile Produzenten und Länder mit Kohle/Gas-Schwerpunkt, traditionelle Anlagenbauer, Staaten mit langsamer Anpassung – bis 2030 drohen laut Carbon Tracker bis zu 1,4 Bill. $ Stranded assets (
Carbon Tracker 2023
). - Handelsbilanzen: Importländer reduzieren Defizite, China baut Überschüsse aus.
Soziale & ökologische Indikatoren
- Flächenbedarf: Solar 1,3–1,7 ha/TWh, Wind 0,75–1,4 ha/TWh (nur direkte Nutzung).
- Wasserverbrauch: PV/Wind <10 l/MWh, Kohle 1 000–2 000 l/MWh (
IRENA LCA 2023
). - Lebenszyklusemissionen: PV 40–50 gCO2e/kWh, Wind 10–14 gCO2e/kWh, Kohle > 820 gCO2e/kWh (
IPCC 2022
). - Bergbaurisiken: Lithium, Kobalt, Seltene Erden bei PV/Wind – v. a. im Global South, Risiko für Verteilungskonflikte und Umweltfolgen.
Debatte & Indikatoren zur Widerlegung von Skeptiker-Argumenten
Argumente: Netzzuverlässigkeit, versteckte Subventionen, Lieferketten-CO2, Materialengpässe. Empirische Tests: Entwicklung von Curtailment-Raten (>10 % wäre Alarmzeichen), Kapazitätsfaktor-Abweichungen, Modulpreis-Trends, Rohstoff-Spotpreise, WACC-Entwicklung. Frühwarn-Metriken für Störungen: jährliche Netzereignisse, Preisvolatilität, Investitionsstau (IEA Grid 2023
).
2030-Indikatoren für Erfolg oder Misserfolg
- LCOE Solar/Wind 300 GW, nationale Curtailment-Raten < 7 %, <5 relevante Netzstörungen/Jahr, Stranded assets < 1 Bill. $ weltweit. Abweichungen von diesen Schwellenwerten deuten auf Fehleinschätzungen hin (
IEA, Carbon Tracker, Rystad 2024
).
Fazit
Fasse die zentralen Befunde knapp zusammen und gib einen präzisen Ausblick: Nenne die drei wichtigsten Messgrößen, die Journalisten und Entscheider in den nächsten 12–60 Monaten verfolgen müssen (z. B. realisierte LCOE, Curtailment-Raten, Rohstoffspotpreise/WACC). Erläutere die gesellschaftliche Relevanz: welche politischen Entscheidungen bzw. Investitionsfehler bis 2030 am teuersten werden könnten, wenn die falschen Szenarien eintreten. Schließe mit einem Appell an Transparenz in Daten, grenzüberschreitender Regulierung und an robuste Frühwarn-KPIs, damit technischer Fortschritt nicht durch operative Schwächen, geostrategische Konflikte oder ökologische Externalitäten entwertet wird.
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Quellen
Renewables 2024 – Global overview
Global Electricity Review 2024
Renewable Capacity Statistics 2024
Energy Transition Investment Trends 2023
Renewables 2024 – Global overview
Global Electricity Review 2024
Renewable Capacity Statistics 2024
2023 PV Module Maker Tiering and Market Shares
European Power Statistics 2024 (ENTSO-E)
FERC Energy Infrastructure Update 2023
Renewable Energy Integration in Power Grids (IRENA)
2023 China Wind Power Curtailment Report (NEA)
World Energy Outlook 2023
North American Electric Reliability Corporation Reliability Assessment 2023
National Grid Electricity System Operator 2023
2024 New Energy Outlook
World Energy Outlook 2023
Managing Stranded Assets
Renewable Energy Integration in Power Grids
Sixth Assessment Report
Global Renewable Energy Market Analysis
Hinweis: Für diesen Beitrag wurden KI-gestützte Recherche- und Editortools sowie aktuelle Webquellen genutzt. Alle Angaben nach bestem Wissen, Stand: 8/16/2025
