Die wichtigsten Punkte zur Kohleverstromung in Deutschland auf einen Blick
- 2025 kamen 58,8 Prozent der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, Kohle lag rechnerisch bei knapp 22 Prozent der realisierten Erzeugung.
- Braunkohle blieb mit 67,2 TWh der größere Kohleblock, Steinkohle kam auf 28,2 TWh.
- Deutschland importierte 2025 netto 21,9 TWh Strom, der Markt ist also längst europäisch verflochten.
- Für 2026/27 liegt der Netzreservebedarf bei 7.407 MW, für 2028/29 bei 8.274 MW.
- Das gesetzliche Ende der Kohleverstromung bleibt 2038, auch wenn der Markt einzelne Kohleblöcke oft schon früher aus dem Regelbetrieb drängt.
Was Kohlestrom heute in Deutschland wirklich meint
Ich trenne bei dem Thema zuerst zwischen Braunkohle und Steinkohle, weil beide im Stromsystem unterschiedliche Rollen spielen. Braunkohle ist der heimische, lagerstättennahe Brennstoff mit großen Kraftwerksblöcken, Steinkohle ist heute vor allem Importkohle und damit stärker vom Weltmarkt abhängig. Wer beides einfach zusammenwirft, versteht weder die Kosten noch die Netzfunktion sauber.
Mindestens genauso wichtig ist die Messgröße. Es macht einen Unterschied, ob man von Bruttostromerzeugung, realisierter Netzeinspeisung oder Netzlast spricht. In den öffentlichen Debatten werden diese Begriffe oft vermischt, obwohl daraus ganz andere Schlussfolgerungen entstehen. Für mich ist das der häufigste Denkfehler bei der Einordnung von Kohlestrom: Man schaut auf eine Prozentzahl, ohne zu fragen, wovon sie eigentlich gemessen wurde.
Die praktische Folge ist simpel: Ein scheinbar kleiner Kohleanteil kann an einem windarmen Wintertag plötzlich systemrelevant werden, während er in einem sonnigen Frühjahrsmonat fast verschwindet. Die Jahresbilanz ist also wichtig, aber sie erklärt nicht den gesamten Alltag des Strommarkts. Genau dort wird der nächste Blick auf die Mengen spannend.
Wie viel Strom Kohle aktuell noch liefert
Die offiziellen Jahresdaten zeigen, dass Kohle im deutschen Stromsystem weiter zurückgeht, aber noch keineswegs verschwunden ist. Destatis weist für 2024 eine Netzeinspeisung von 431,5 TWh aus, davon 97,2 TWh aus Kohle. Für 2025 lagen die zuletzt veröffentlichten Marktdaten bei 437,6 TWh realisierter Stromerzeugung, davon 67,2 TWh Braunkohle und 28,2 TWh Steinkohle.
| Messgröße | 2024 | 2025 | Einordnung |
|---|---|---|---|
| Realisierte Stromerzeugung gesamt | 431,7 TWh | 437,6 TWh | Der Gesamtmarkt blieb nahezu stabil. |
| Erneuerbare Energien | 254,9 TWh | 257,5 TWh | Der Anteil lag knapp unter 60 Prozent. |
| Braunkohle | 71,0 TWh | 67,2 TWh | Der größere Teil der Kohleverstromung, aber weiter rückläufig. |
| Steinkohle | 27,3 TWh | 28,2 TWh | Leicht höher als im Vorjahr, aber insgesamt klein geblieben. |
| Kohle gesamt | 98,3 TWh | 95,4 TWh | Rechnerisch rund ein Fünftel der Stromerzeugung. |
| Konventionelle Energieträger gesamt | 176,8 TWh | 180,1 TWh | Kohle ist nur ein Teil des fossilen Restsystems. |
Der Jahresdurchschnitt verdeckt allerdings starke Schwankungen. Im 1. Quartal 2025 stammte etwas mehr als die Hälfte der inländischen Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern, weil der Wind ungewöhnlich schwach ausfiel. Das ist der Punkt, an dem viele Diskussionen zu kurz greifen: Kohle wird nicht nur nach Jahresplan genutzt, sondern reagiert auf Wetter, Last und Netzlage. Wer nur auf den Durchschnitt schaut, verpasst die eigentliche Dynamik.
Deshalb lohnt sich als Nächstes der Blick auf die Markt- und Netzseite. Dort zeigt sich, warum Kohle trotz klarer Rückwärtsbewegung nicht einfach schlagartig aus dem System fällt.
Warum Kohle im Strommarkt und im Netz weiter eine Rolle spielt
Ich halte die Debatte oft für zu stark auf den Brennstoff fokussiert. Im Stromsystem geht es nicht nur darum, ob eine Kilowattstunde fossilen Ursprungs ist, sondern auch darum, wie schnell sie verfügbar ist, wo sie eingespeist wird und welche Netzfunktion sie erfüllt. Kohlekraftwerke können fahren, wenn Wind und Sonne schwächeln, und sie liefern in der Regel mehr technische Stabilität als reine Wechselrichteranlagen.
Das ist keine Romantisierung alter Technik, sondern eine nüchterne Systemfrage. Konventionelle Kraftwerke liefern unter anderem Momentanreserve - also kurzfristige Frequenzstützung -, Blindleistung zur Spannungsstützung und im besten Fall netzbildende Eigenschaften. Genau diese Funktionen werden wichtiger, wenn immer mehr Erzeugung über leistungselektronische Anlagen läuft.
Hinzu kommt der Netzbetrieb. Wenn Leitungen überlastet zu werden drohen, greift Redispatch: Kraftwerke werden gedrosselt oder hochgefahren, damit der Stromfluss wieder sicher bleibt. Im 1. Quartal 2025 lag der negative Redispatch mit konventionellen Kraftwerken bei 2.029 GWh und damit rund 46 Prozent über dem Vorjahr. Das zeigt sehr klar, dass der Strommarkt zwar immer grüner wird, das Netz aber noch nicht in allen Stunden dieselbe Flexibilität hat.
Die Bundesnetzagentur beziffert den Netzreservebedarf für 2026/27 auf 7.407 MW und für 2028/29 auf 8.274 MW. Der Bedarf kann nicht vollständig aus inländischen Netzreservekraftwerken gedeckt werden, deshalb werden auch ausländische Kapazitäten einbezogen. Für mich ist das ein harter Hinweis darauf, dass die Stromwende nicht nur eine Frage neuer Erzeugung ist, sondern ebenso eine Frage von Netzstabilität und Reserveplanung. Daraus ergibt sich direkt der Unterschied zwischen den beiden Kohlearten.
Braunkohle und Steinkohle erfüllen unterschiedliche Rollen
Wer über Kohle spricht, sollte die beiden Brennstoffe nicht gleichsetzen. Braunkohle ist in Deutschland die heimische Schwergewichtsposition: 2024 wurden hier rund 92 Millionen Tonnen gefördert, also deutlich mehr als in jedem anderen EU-Land. Steinkohle dagegen ist heute praktisch eine Importkohle und steht viel stärker unter dem Druck internationaler Preise, Lieferketten und CO2-Kosten.
| Kriterium | Braunkohle | Steinkohle |
|---|---|---|
| Herkunft | Heimische Förderung, vor allem in großen Tagebau-Regionen | Überwiegend Importbrennstoff |
| Marktrolle | Regional gebunden und stärker an Förder- und Kraftwerksstandorte gekoppelt | Weltmarktnäher, dadurch flexibler in der Beschaffung |
| Kraftwerksalltag | Historisch stark im Grundlastbereich, heute ebenfalls markt- und netzgeführt | Eher für variable Einsätze und Handelschancen geeignet |
| Klimaprofil | Höhere Emissionen pro erzeugter Strommenge | Etwas besser als Braunkohle, aber weiterhin fossil und emissionsintensiv |
| Politische Perspektive | Stärker an regionale Struktur- und Ausstiegsthemen gebunden | Stärker vom Markt verdrängt, wenn Erneuerbare und Flexibilitäten zunehmen |
Für die Praxis heißt das: Braunkohle ist das trägere, aber heimisch abgesicherte Systemsegment, Steinkohle das stärker marktgetriebene. Beide verlieren im Zuge des Ausstiegs an Bedeutung, aber nicht im gleichen Tempo und nicht aus denselben Gründen. Wer das sauber trennt, versteht auch besser, warum Strompreise, Versorgungssicherheit und Netzausbau nicht dieselbe Logik haben.
Damit landet man automatisch bei der Frage, was das alles für Preise, Importströme und Verbraucher bedeutet.
Was das für Preise, Importe und Versorgungssicherheit bedeutet
Im Strommarkt ist Kohlestrom kein einfacher Preisanker mehr. Der durchschnittliche Day-Ahead-Großhandelspreis lag 2025 bei 89,32 Euro pro MWh, nach 78,51 Euro pro MWh im Jahr 2024. Diese Bewegung lässt sich nicht auf einen einzigen Faktor zurückführen. Brennstoffpreise, CO2-Kosten, Windangebot, Solarerzeugung, Importlage und Netzengpässe wirken gleichzeitig.
Ich finde deshalb die übliche Gleichung mehr Kohle gleich billigerer Strom zu schlicht. Kurzfristig kann Kohle helfen, knappe Stunden zu überbrücken und extreme Preisspitzen zu dämpfen. Langfristig bleibt sie aber durch Brennstoff- und Emissionskosten belastet, während günstige erneuerbare Stunden den Durchschnittspreis eher nach unten ziehen. 2025 traten zudem in 573 von 8.760 Stunden negative Großhandelspreise auf. Das ist ein deutliches Signal dafür, wie häufig zu bestimmten Zeiten mehr Strom vorhanden war, als der Markt unmittelbar aufnehmen konnte.
Auch der grenzüberschreitende Handel gehört zur Einordnung. 2025 importierte Deutschland 76,2 TWh Strom und exportierte 54,3 TWh. Der Nettoimport lag damit bei 21,9 TWh. Das ist kein Zeichen von Schwäche, sondern Ausdruck eines europäischen Verbundsystems, in dem Strom dort erzeugt wird, wo es gerade am günstigsten oder am besten verfügbar ist. Für die Versorgungssicherheit ist wichtig, dass der Mix aus inländischer Erzeugung, Importen und Netzreserven zusammenpasst.
Gerade in dieser Lage ist Kohle weniger ein Preistreiber als ein Puffer in engen Stunden. Das ist für mich die ehrlichere Lesart: nicht romantisieren, aber auch nicht so tun, als spiele Kohle im Stromsystem keine Rolle mehr. Die eigentliche Frage lautet, wie schnell dieser Puffer durch andere Flexibilitäten ersetzt werden kann.
Warum der Ausstieg eher ein Systemumbau als ein Datum ist
Das gesetzliche Ziel bleibt der Ausstieg aus der Kohleverstromung bis spätestens 2038. In der Praxis verschiebt sich der Pfad aber schon heute durch Marktmechanik, Kraftwerksstilllegungen und Netzanforderungen. Seit 2024 werden Kohleverfeuerungsverbote nicht mehr über neue Ausschreibungen, sondern entschädigungslos angeordnet. Für 2025 war nach den aktuellen Prüfungen kein weiteres Verbot nötig, weil das gesetzlich geforderte Zielniveau bereits unterschritten war.
Das klingt nach Formalie, ist aber politisch und technisch wichtig. Es zeigt, dass der Rückzug der Kohle nicht nur von Gesetzesfristen abhängt, sondern auch von der Frage, ob Ersatzkapazitäten und Netzfunktionen rechtzeitig nachwachsen. Wer nur auf das Enddatum schaut, verkennt die Phase dazwischen. Genau dort entscheidet sich, ob das System stabil bleibt oder ob Reserve, Redispatch und Importabhängigkeit zunehmen.
Die spannendste technische Verschiebung liegt für mich bei stillzulegenden Anlagen, die zu rotierenden Phasenschiebern umgerüstet werden können. Das sind Maschinen, die ohne Brennstoff weiter Trägheit und Blindleistung liefern und damit die Netzstabilität stützen. Zusammen mit neuen technischen Anforderungen an Erzeugungsanlagen, Speicher und Verbraucher entsteht so ein Stromsystem, das nicht einfach nur kohlefrei, sondern auch netzfähig sein muss.
Deshalb ist der Kohleausstieg in Deutschland kein einzelnes Abschaltereignis, sondern ein Umbau von Marktregeln, Netztechnik und Flexibilitäten. Und genau daran lässt sich die nächste Phase am besten erkennen.
Woran ich die nächste Phase des Kohleausstiegs erkenne
Wenn ich auf die Entwicklung bis 2026 und darüber hinaus schaue, achte ich weniger auf einzelne Schlagzeilen als auf fünf Signale:
- Wie schnell der Zubau von Photovoltaik, Wind und Speichern weiterläuft.
- Ob Redispatch-Volumen und Netzengpasskosten steigen oder sinken.
- Ob die Netzreserve kleiner wird, weil mehr Flexibilität im System sitzt.
- Ob neue flexible Kraftwerke oder Speicher die kurzfristige Funktion von Kohle übernehmen können.
- Ob Preise in windarmen und sonnenarmen Stunden beherrschbar bleiben, ohne dass Kohle wieder häufiger einspringen muss.
Für mich sind das die relevanten Kennzahlen, nicht die bloße Frage, ob ein einzelnes Kraftwerk noch am Netz hängt. Wer diese Signale im Blick behält, versteht früh, ob Kohle nur noch als Restlast läuft oder in kritischen Lagen weiterhin das Netz stützt. Genau dort entscheidet sich, wie schnell Deutschland den Strommarkt wirklich umgebaut bekommt.
