Problematlas Deutschland

## Dossier 7 – Strom, Gas, Wärme und Energiepolitik

**Stand: 23. August 2026**

### 1. Kernaussage

Deutschlands Energieproblem ist derzeit keine akute physische Versorgungskrise. Strom- und Gasnetze gehören weiterhin zu den zuverlässigsten Europas. Das eigentliche Problem ist die Kombination aus:

- hohen Endkundenpreisen,
- stark steigenden Netz- und Systemkosten,
- räumlich und zeitlich schlecht abgestimmtem Ausbau,
- noch nicht ausreichenden steuerbaren Kapazitäten und Flexibilitäten,
- fortbestehender fossiler Import- und Weltmarktpreisabhängigkeit,
- widersprüchlichen Investitionssignalen bei Heizungen, Gasnetzen und Wasserstoff,
- einer zunehmend schwer durchschaubaren Verlagerung von Kosten aus Energiepreisen in Steuern, Sondervermögen und Bundeszuschüsse.

Die Energiewende ist damit weder „gescheitert“ noch bereits kosteneffizient abgesichert. Erneuerbare Energien senken Brennstoffimporte, Emissionen und zeitweise Großhandelspreise. Ohne rechtzeitige Netze, Speicher, flexible Nachfrage und steuerbare Leistung verursachen dieselben Anlagen jedoch zusätzliche Engpass-, Reserve- und Finanzierungskosten.

Die entscheidende Fehlleistung liegt im **mangelnden Gleichlauf des Gesamtsystems**: Erzeugung, Netze, Kraftwerke, Speicher, Wärme, Wasserstoff und Verbrauch wurden über viele Jahre in getrennten politischen und regulatorischen Verfahren geplant.

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### 2. Begriffe und Abgrenzungen

- **Großhandelspreis:** Preis der gehandelten Strom- oder Gasmenge. Er enthält noch keine Netzentgelte, Steuern, Umlagen, Vertriebskosten oder Margen.
- **Endkundenpreis:** Tatsächlich abgerechneter Gesamtpreis.
- **Netzentgelt:** Reguliertes Entgelt für Bau, Betrieb und Finanzierung der Netze.
- **Versorgungszuverlässigkeit:** Tatsächlich aufgetretene Unterbrechungen, etwa gemessen durch den SAIDI.
- **Versorgungsadäquanz:** Frage, ob künftig in jeder Stunde genügend Erzeugung, Speicher, Importe oder flexible Lasten verfügbar sein werden.
- **Redispatch:** Änderung der Kraftwerkseinspeisung beziehungsweise Abregelung erneuerbarer Anlagen zur Beseitigung von Netzengpässen.
- **Stromimport:** Bestandteil des europäischen Stromhandels. Ein Nettoimport ist nicht automatisch ein Zeichen mangelnder Versorgungssicherheit.
- **Anteil erneuerbarer Energien:** Muss nach Bezugsgröße unterschieden werden. 58,8 Prozent der allgemeinen Stromerzeugung sind nicht dasselbe wie 55,1 Prozent des Bruttostromverbrauchs oder 23,8 Prozent des gesamten Endenergieverbrauchs.
- **Systemkosten:** Erzeugung, Netze, Reserven, Redispatch, Speicher, Regelenergie, Mess- und Steuerungstechnik sowie staatliche Förder- und Finanzierungskosten.
- **Stranded Asset:** Infrastruktur, deren wirtschaftliche Nutzung früher endet oder geringer ausfällt als bei ihrer Finanzierung angenommen.
- **Kostenentlastung:** Ein Zuschuss kann die Stromrechnung senken, ohne die volkswirtschaftlichen Ressourcenkosten zu beseitigen. Er verlagert sie gegebenenfalls auf Steuerzahler oder Kreditaufnahme.

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### 3. Die 15 zentralen Teilprobleme

#### 3.1 Hohe Strompreise für Haushalte und kleinere Betriebe

Haushalte zahlten im zweiten Halbjahr 2025 durchschnittlich 40,55 Cent je Kilowattstunde. Das waren 23,4 Prozent mehr als im zweiten Halbjahr 2021. Obwohl die Beschaffungskomponente gegenüber dem Vorjahr sank, stiegen staatlich veranlasste Bestandteile. Kleinbetriebe zahlen wegen ihrer geringen Abnahmemengen ebenfalls besonders hohe Preise. [Destatis](https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2026/03/PD26_111_61243.html)

Die Belastung wird durch Tarifträgheit verstärkt: Grundversorgung und ältere Verträge sind häufig teurer. Der Wettbewerb funktioniert grundsätzlich; seine Vorteile erreichen aber vor allem aktive und digital kompetente Kunden. 2024 wurden rund 245.000 Stromsperren und ungefähr 33.700 Gassperren gemeldet. [Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/1065238)

#### 3.2 Wettbewerbsnachteil energieintensiver Unternehmen

Nicht-Haushaltskunden zahlten im zweiten Halbjahr 2025 durchschnittlich 19,22 Cent je Kilowattstunde Strom und 6,18 Cent Gas. Die Spanne ist sehr groß: Kleine gewerbliche Stromabnehmer zahlten 32,58 Cent, sehr große Abnehmer 13,07 Cent. [Destatis](https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2026/03/PD26_111_61243.html)

Für die übliche Eurostat-Verbrauchsgruppe von 500 bis 2.000 MWh lag Deutschland mit 22,64 Euro je 100 kWh unter den teuersten EU-Staaten. Steuer- und Erstattungsregeln erschweren allerdings internationale Vergleiche. [Eurostat](https://ec.europa.eu/eurostat/en/web/products-eurostat-news/w/ddn-20260508-2)

Von Februar 2022 bis März 2026 sank die Produktion der energieintensiven Industriezweige um 15,2 Prozent; in der Chemie waren es 18,1 Prozent. Energie ist ein wesentlicher, aber nicht der einzige Grund: globale Nachfrageschwäche, chinesische Konkurrenz, Investitionsunsicherheit und strukturelle Probleme wirken ebenfalls. [Destatis](https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2026/05/PD26_N032_42.html)

#### 3.3 Sehr hoher Kapitalbedarf der Stromnetze

Der aktuelle Netzentwicklungsplan veranschlagt bis 2045 rund 360 bis 390 Milliarden Euro für land- und seeseitige Übertragungsnetze. Für die Verteilernetze nennt die Expertenkommission einen zusätzlichen Planungsbedarf von ungefähr 240 Milliarden Euro. Die Werte stammen aus unterschiedlichen Planungsständen und dürfen nicht ohne Bereinigung addiert werden. [Netzentwicklungsplan 2025](https://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/2025-12/NEP_2037_2045_V2025_1_Entwurf_0.pdf), [Expertenkommission](https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/zusammenfassung-monitoringbericht.der-expertenkommission-zum-energiewende.pdf?__blob=publicationFile&v=18)

Diese Investitionen sind nicht per se Fehlkosten. Sie ermöglichen Elektrifizierung und den Transport erneuerbarer Energie. Das Problem liegt in Umfang, Finanzierung, regionaler Verteilung und der Gefahr unnötiger Überdimensionierung bei unzureichend genutzter Flexibilität.

#### 3.4 Netzengpässe, Redispatch und Abregelung

2024 wurden 30,3 TWh für Engpassmanagement bewegt. Die endgültigen Kosten lagen bei rund 2,90 Milliarden Euro. Darin enthalten waren etwa 1,87 Milliarden Euro für Redispatch und Gegenhandel sowie rund 683 Millionen Euro für die Vorhaltung der Netzreserve. [Bundesnetzagentur/SMARD](https://www.smard.de/page/home/topic-article/211784/216636/volumen-und-kosten-gesunken), [Monitoring der Energiewende](https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/MonitoringEnergiederZukunft/monitoringbericht_2025.pdf?__blob=publicationFile&v=6)

Das bedeutet nicht, dass der gesamte abgeregelte Strom „verloren“ war: 96,5 Prozent der erneuerbaren Erzeugung wurden transportiert. Die verbleibenden Engpässe sind dennoch ein messbares Symptom mangelnder räumlicher Synchronisierung.

#### 3.5 Noch nicht gesicherter Zubau steuerbarer Leistung

Der aktuelle Kraftwerksbestand reicht im heutigen System aus; für die 2030er Jahre reicht bloßes Fortschreiben nicht. Die Bundesnetzagentur kommt zu dem Ergebnis, dass die Versorgung sicher bleiben kann, **wenn** zusätzliche steuerbare Kapazitäten entstehen und der Verbrauch flexibler wird. Bislang seien die entsprechenden Investitionen unzureichend. [Versorgungssicherheitsmonitoring 2025](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Monitoring_Strom/start.html)

2025 wurden gut zwölf Gigawatt steuerbare Kapazität außerhalb des Marktes als Reserven vorgehalten. Der Bestand steuerbarer Kraftwerksleistung war 2024 erstmals unter 90 GW gefallen. [Expertenkommission](https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/MonitoringEnergiederZukunft/monitoringbericht_2025.pdf?__blob=publicationFile&v=6)

Das im Juli 2026 beschlossene Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz schafft nun Ausschreibungen für zunächst rund zehn GW Langzeitkapazitäten und weitere zwei GW im Jahr 2027. Die Wirkung kommt jedoch erst nach Planung und Bau. [BMWE](https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2026/07/20260710-meilenstein-fuer-versorgungssicherheit.html)

#### 3.6 Erneuerbaren-Ausbau und Systemintegration laufen nicht gleich schnell

2025 stieg die installierte erneuerbare Leistung um knapp 21 GW auf knapp 210 GW. Die Solarleistung erreichte 117 GW, Wind an Land 68,1 GW. Um die Ziele für 2030 zu erreichen, wären künftig im Durchschnitt jährlich 19,6 GW Solar und 9,4 GW Wind an Land erforderlich. [Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260108_EEG.html)

Gleichzeitig gab es 2025 in 573 von 8.760 Stunden negative Großhandelspreise, aber auch 40 Stunden mit Preisen über 300 Euro/MWh. Der Durchschnittspreis stieg auf 89,32 Euro/MWh. [Bundesnetzagentur/SMARD](https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/EN/2026/20260104_SMARD.html?nn=694186)

Das ist kein Beweis, dass erneuerbare Energien wertlos sind. Es zeigt vielmehr einen steigenden Wert von Speichern, flexiblen Verbrauchern, stärkeren Grenzkuppelstellen und marktgerechter Einspeisung.

#### 3.7 Flexibilitäts- und Speicherpotenzial wird noch nicht systematisch genutzt

Ende 2024 waren insgesamt rund 11,7 GW Batterieleistung registriert; Großbatterien erreichten im Oktober 2025 etwa 2,4 GW und 3,2 GWh nutzbare Kapazität. Gleichzeitig lagen allein bei den Übertragungsnetzbetreibern bereits 650 Anschlussanfragen mit zusammen 226 GW vor. Ein großer Teil davon wird nicht realisiert werden. Das zeigt unzureichende Anschlusspriorisierung und spekulative Mehrfachanfragen. [Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Speicher/start.html)

Die durchschnittliche Batteriedauer liegt bei rund 1,5 Stunden. Batterien helfen bei kurzfristiger Verschiebung und Regelenergie, ersetzen aber nicht automatisch mehrtägige Dunkelflauten.

Seit 2025 müssen Lieferanten dynamische Tarife anbieten. Modellrechnungen der Bundesnetzagentur zeigen, dass diese 2025 selbst ohne aktive Verbrauchsverschiebung häufig günstiger waren. Ohne intelligente Zähler, Automatisierung und steuerbare Geräte bleibt das Potenzial dennoch begrenzt. [Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2025/20251202_Stromtarife.html?r=1)

#### 3.8 Fortbestehende Gas- und LNG-Importabhängigkeit

Deutschland verbrauchte 2025 rund 864 TWh Gas. Der Verbrauch lag zwar 11,9 Prozent unter dem Mittel der Jahre 2018 bis 2021, stieg aber gegenüber 2024 um 2,2 Prozent. Rund 60 Prozent entfielen auf Industrie, 40 Prozent auf Haushalte und Gewerbe. [Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Gasversorgung/a_2025/start.html)

Die unmittelbare Abhängigkeit von Russland wurde durch breitere Lieferwege ersetzt:

- Norwegen: 44 Prozent,
- Niederlande: 24 Prozent,
- Belgien: 21 Prozent,
- direkte deutsche LNG-Terminals: rund 10,3 Prozent der Importe.

Das verbessert die geopolitische Resilienz. Gleichzeitig macht es Deutschland stärker vom globalen LNG-Preis und von internationalen Transport- und Krisenrisiken abhängig.

#### 3.9 LNG-Infrastruktur kann langfristig unterausgelastet werden

Die schnelle Errichtung schwimmender LNG-Terminals war nach 2022 eine nachvollziehbare Versicherungsentscheidung. Der Bund schätzte die Kosten für Standorte, Charter und Anschlussleitungen 2023 auf etwa neun Milliarden Euro. [Deutscher Bundestag](https://www.bundestag.de/presse/hib/kurzmeldungen-947812)

Werden jedoch alle geplanten Kapazitäten realisiert, während der Gasverbrauch zur Erreichung der Klimaziele deutlich sinkt, drohen Unterauslastung und Folgekosten. Umrüstbarkeit auf klimaneutrale Gase ist technisch und wirtschaftlich nicht für jede Anlage nachgewiesen.

#### 3.10 Kostenfalle der schrumpfenden Gasverteilernetze

Ein großer Teil des mehr als 500.000 Kilometer langen Gasverteilnetzes wird nach Einschätzung der Bundesnetzagentur nach 2045 nicht mehr benötigt. Werden immer weniger Kunden über das Netz versorgt, verteilen sich fixe Betriebs-, Rückbau- und Restwertkosten auf eine schrumpfende Nutzerbasis.

Mit KANU 2.0 dürfen Gasnetze schneller abgeschrieben werden. Das vermindert spätere Restwerte, erhöht aber tendenziell die heutigen Netzentgelte. Die Kosten verschwinden nicht, sondern werden zeitlich vorgezogen. [Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2024/20240925_KANU.html?nn=686258)

Besonders gefährdet sind spät wechselnde Haushalte, Mieter und Eigentümer ohne Kapital für eine alternative Heizung.

#### 3.11 Wiederholte Richtungswechsel in der Wärme- und Heizungspolitik

Die 2023 beschlossene 65-Prozent-Regelung wurde mit dem am 29. Juli 2026 in Kraft getretenen Gebäudemodernisierungsgesetz aufgehoben. Neue Gas- und Ölheizungen bleiben zulässig. Ab 2029 sollen steigende biogene Brennstoffanteile gelten; die Brennstoffe müssen ab 2045 vollständig klimaneutral sein. Details der Grüngasquote sollen erst bis Dezember 2026 durch ein weiteres Gesetz festgelegt werden. [Bundesregierung](https://www.bundesregierung.de/breg-de/suche/neues-gebaeudemodernisierungsgesetz-2430284)

Der Richtungswechsel verringert unmittelbaren ordnungsrechtlichen Druck, erzeugt aber neue Unsicherheit über:

- künftige Brennstoffverfügbarkeit und -preise,
- CO₂-Kosten,
- lokale Gasnetzstilllegungen,
- Verlässlichkeit der Wärmeplanung,
- zukünftige Förderbedingungen.

#### 3.12 Der Gebäudesektor bleibt deutlich außerhalb des Klimapfads

Die Gebäudeemissionen stiegen 2025 witterungsbedingt um 3,4 Prozent auf 103,4 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalente. Die rechnerisch angepasste Jahresemissionsmenge von 90,1 Millionen Tonnen wurde deutlich überschritten. [Umweltbundesamt](https://www.umweltbundesamt.de/system/files/document/UBA%20Emissionsdaten%202025_Projektionsdaten%202026_Hintergrundpapier_2026_03_14.pdf)

Die Projektion 2026 erwartet für den Gebäudesektor von 2021 bis 2030 eine kumulierte Überschreitung von rund 110 Millionen Tonnen. Das neue Gebäudemodernisierungsgesetz war in dieser Projektion allerdings noch nicht enthalten; seine tatsächliche Wirkung muss daher neu berechnet werden. [Umweltbundesamt](https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/klimaschutz-energiepolitik-in-deutschland/szenarien-projektionen/treibhausgas-projektionen/aktuelle-treibhausgas-projektionen)

#### 3.13 CO₂-Bepreisung belastet Haushalte sehr unterschiedlich

Der nationale CO₂-Preis betrug 2025 55 Euro je Tonne. 2026 gilt ein Auktionskorridor von 55 bis 65 Euro. [Bundesregierung](https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/gesetzliche-neuregelungen-januar-2026-2399838)

2025 flossen aus dem nationalen Brennstoffemissionshandel mehr als 15,2 Milliarden Euro in den Klima- und Transformationsfonds. Zusammen mit dem europäischen Emissionshandel waren es rund 21 Milliarden Euro. [Umweltbundesamt](https://www.umweltbundesamt.de/presse/pressemitteilungen/emissionshandel-21-milliarden-euro-fliessen-in-den)

Der Preis schafft ein sinnvolles Lenkungssignal. Er trifft jedoch Haushalte besonders hart, die weder Heizung noch Wohnort kurzfristig verändern können. Eine automatische Pro-Kopf-Rückzahlung existiert weiterhin nicht. Förderprogramme erreichen Eigentümer leichter als Mieter oder einkommensschwache Haushalte ohne Vorfinanzierungsmöglichkeiten.

#### 3.14 Wasserstoffkernnetz mit hohem Nachfrage- und Finanzierungsrisiko

Das genehmigte Wasserstoffkernnetz umfasst 9.040 Kilometer und erwartete Investitionen von 18,9 Milliarden Euro. Etwa 56 bis 60 Prozent sollen durch Umstellung vorhandener Gasleitungen entstehen. [Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2024/20241022_H2Kernnetz.html)

Zur Überbrückung anfangs niedriger Netzeinnahmen stellt die KfW einen Kreditrahmen von 24 Milliarden Euro bereit. Ist das Amortisationskonto 2055 nicht ausgeglichen, trägt der Bund 76 Prozent des verbleibenden Risikos. [KfW](https://www.kfw.de/%C3%9Cber-die-KfW/Newsroom/Aktuelles/Wasserstoff-Kernnetz.html)

Die Spannweite erwarteter deutscher Wasserstoffnachfrage ist sehr groß: Studien reichen für 2030 von neun bis 55 TWh und für 2045 von 71 bis 605 TWh. Infrastruktur muss früh vorhanden sein, kann aber bei verzögertem Hochlauf erhebliche Leerstands- und Haushaltsrisiken erzeugen.

#### 3.15 Intransparente Gesamt- und Verlagerungskosten

2025 zahlte der Bund 16,5 Milliarden Euro für die EEG-Finanzierung. 2026 kommen unter anderem 6,5 Milliarden Euro Zuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten sowie vier Milliarden Euro Strompreiskompensation für stromintensive Unternehmen hinzu. [Bundesfinanzministerium 2025](https://www.bundesfinanzministerium.de/Monatsberichte/Ausgabe/2026/01/Inhalte/Kapitel-2-Analysen/2-1-abschluss-bundeshaushalt-ktf-svik-2025.html), [Bundesfinanzministerium 2026](https://www.bundesfinanzministerium.de/Monatsberichte/Ausgabe/2026/02/Downloads/monatsbericht-2026-02.pdf?__blob=publicationFile&v=2)

Der Netzzuschuss senkt die sichtbare Rechnung, aber nicht die zugrunde liegenden Kosten. Für 2027 bis 2029 ist inzwischen ein jährlicher Zuschuss von 5,525 Milliarden Euro vorgesehen. [BMWE](https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/2026/20260821-uebertragungsnetzkosten-2027-bis-2029.html)

Deutschland besitzt keine jährlich fortgeschriebene, methodisch einheitliche Gesamtrechnung aus Endkundenpreisen, Steuervergünstigungen, Netzinvestitionen, Förderverpflichtungen, Reserven, Rückbaukosten und Bundesgarantien.

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### 4. Zentrale Messgrößen

| Messgröße | Aktueller Wert | Einordnung |
|---|---:|---|
| Haushaltsstrom, 2. Halbjahr 2025 | 40,55 ct/kWh | +23,4 % gegenüber 2. Halbjahr 2021 |
| Haushaltsgas | 12,23 ct/kWh | +79,1 % gegenüber 2. Halbjahr 2021 |
| Nicht-Haushaltsstrom | 19,22 ct/kWh | +15,4 % gegenüber 2021 |
| Nicht-Haushaltsgas | 6,18 ct/kWh | +33,5 % gegenüber 2021 |
| Erneuerbare an allgemeiner Stromerzeugung 2025 | 58,8 % | Nicht mit Bruttostromverbrauch verwechseln |
| Erneuerbare am Bruttostromverbrauch | 55,1 % | Gesetzliches Ziel 2030: 80 % |
| Erneuerbare am gesamten Endenergieverbrauch | 23,8 % | Strom ist nur ein Teil des Energieverbrauchs |
| Erneuerbare Wärme | 19,0 % | Langsamer als im Strombereich |
| Strom-Nettoimport 2025 | etwa 19–22 TWh | Je nach physischer oder kommerzieller Abgrenzung |
| Negative Strompreisstunden 2025 | 573 | 6,5 % aller Stunden |
| Durchschnittlicher Day-ahead-Preis | 89,32 €/MWh | +13,8 % gegenüber 2024 |
| Strom-SAIDI 2024 | 11,7 Minuten | Unter dem Zehnjahresmittel von 12,7 |
| Gas-SAIDI 2024 | 1,55 Minuten | Sehr hohe Zuverlässigkeit |
| Engpassmanagement 2024 | 30,3 TWh | Kosten rund 2,90 Mrd. € |
| Netzreserve 2024/25 | etwa 8,6 GW | Teil der außerhalb des Marktes gehaltenen Leistung |
| Batterieleistung Ende 2024 | 11,7 GW | Im Mittel nur etwa 1,5 Stunden Speicherdauer |
| Gasverbrauch 2025 | 864 TWh | 11,9 % unter Vorkrisenmittel |
| Direkte LNG-Importe | 106 TWh | 10,3 % der Importe |
| Gebäudeemissionen 2025 | 103,4 Mio. t CO₂e | Sollwert 90,1 Mio. t |
| Wasserstoffkernnetz | 9.040 km / 18,9 Mrd. € | Nachfrage- und Amortisationsrisiko |
| EEG-Finanzierung 2025 | 16,5 Mrd. € | Seit 2025 im Kernhaushalt |
| Netzentgeltzuschuss 2026 | 6,5 Mrd. € | Kostenverlagerung in den KTF |

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### 5. Historische Entwicklung und zentrale Entscheidungen

- **2000:** Einführung des EEG mit langfristig garantierter Einspeisung. Erfolgreicher Markthochlauf, aber nur begrenzte frühe System- und Standortsteuerung.
- **2010:** Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke durch CDU/CSU und FDP.
- **2011:** Nach Fukushima erneuter beschleunigter Atomausstieg; breite parlamentarische Mehrheit. Acht Anlagen wurden unmittelbar stillgelegt. [Deutscher Bundestag](https://www.bundestag.de/webarchiv/textarchiv/2011/34625620_kw23_sp_atomgesetz-205518)
- **2011–2022:** Netzausbau, Speicher, Reserve- und Kraftwerksfragen entwick
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