Was getan werden müsste
Die drei vorangegangenen Teile dieser Serie haben gezeigt, was Europa hat und was es nicht hat. Die Bilanz ist eindeutig: Europa hat die Technologien, bei Solar, bei Wind, bei Speichern, bei der Wärmeerzeugung, bei der Power-to-Gas-Kette. Was Europa nicht hat, ist die Fähigkeit oder der Wille, diese Technologien zur richtigen Zeit in industrielle Realität zu überführen.
Der vierte Teil stellt die Frage, die sich daraus ergibt: Was müsste konkret getan werden? Und bis wann ist was erreichbar, wenn heute begonnen wird?
Das Muster, das erklärt werden muss
Bevor die Lösungen: das Muster des Scheiterns.
Meyer Burger hatte ein gutes Produkt. Die Heterojunction-Technologie erreichte Wirkungsgrade, die chinesischen TOPCon-Modulen überlegen waren. Das Unternehmen hatte Werke in Freiberg und Thalheim, es hatte Aufträge, es hatte eine funktionierende Produktion. Was es nicht hatte, war eine europäische Abnahmegarantie, die Investitionen in den nächsten Ausbauschritt rechtfertigte. Als der US-amerikanische Inflation Reduction Act verbindliche Produktionsboni und Steuerrabatte bot, hat Meyer Burger die einfachste betriebswirtschaftliche Entscheidung der Welt getroffen und Colorado gewählt.
NorSun, NexWafe, AVANCIS: dasselbe Muster, andere Namen. Alle haben nicht gegen chinesische Technologie verloren. Alle haben gegen chinesische Industriepolitik verloren, finanziert vom chinesischen Staat, ermöglicht durch europäische Passivität. Wer von dieser Passivität profitiert und warum sich das politisch so hartnäckig hält, analysiert Teil 6.
Der Net-Zero Industry Act der EU setzt auf freiwillige Marktanreize und ein Ziel von 30 GW Produktionskapazität entlang der gesamten Solarwertschöpfungskette bis 2030. Klingt ambitioniert. Ist es nicht, weil kein Instrument die Zielerreichung erzwingt. China hat Instrumente. Die USA haben den IRA. Europa hat Industriepolitik Empfehlungen.
Was bis 2030 erreichbar ist, wenn 2027 begonnen wird
Solar
Oxford PV in Brandenburg braucht keine weitere Forschungsförderung. Es braucht Kapazitätserweiterungsfinanzierung und eine gesicherte Nachfrage. Mit verbindlichen Abnahmegarantien für europäisch produzierte Perowskit-Tandem-Module (analog zu den US-Domestic-Content-Boni im IRA) ist eine skalierte Produktion von 3 bis 5 GW Jahreskapazität bis 2030 in Brandenburg erreichbar. Das sind rund 300 bis 500 Millionen Euro Investitionsbedarf für den Technologiepfad, der Europa einen echten Wirkungsgradvorsprung gegenüber chinesischen Siliziummodulen sichert.
NexWafe in Bitterfeld: Produktionsstart für erste kommerzielle Einheiten Ende 2026, Ausbau auf 3 GW Waferkapazität bis 2030 mit gezielter Finanzierung. Investitionssumme für diese Ausbaustufe: im dreistelligen Millionenbereich.
Wacker Chemie: Keine neue Anlage nötig. Eine verbindliche Polysilizium-Abnahmegarantie für Solarqualität reicht, um Wackers strategische Ausrichtung zu verschieben. Die Kapazität ist vorhanden.
Wind
Designvorschrift für Onshore-Neuanlagen: Asynchrongenerator statt Permanentmagnet-Direktantrieb. Keine Investition, keine Förderung, eine Regulierungsentscheidung. Sofort umsetzbar, sofort wirksam.
VAC Hanau: Mit gesicherter Nachfrage skalierbar auf 5.000 bis 8.000 Tonnen Permanentmagnete pro Jahr bis 2030, ausreichend für einen substanziellen Anteil des europäischen Offshore-Bedarfs. Rohstoffbasis aus Australien und Skandinavien, nicht aus China.
Speicher
Natrium-Ionen: Tiamat Frankreich startet Mitte 2027, Ziel 5 GWh bis 2029. Eine zusätzliche europäische Kapazität (idealerweise eine deutsche Fabrik auf KIT-Basis) ist der dringlichste Einzelschritt im Speicherbereich. Der Technologievorsprung gegenüber China existiert noch, aber er schmilzt. Investitionsbedarf für eine erste deutsche Gigafabrik: 500 bis 800 Millionen Euro. Zum Vergleich: Der IRA hat für Batteriefertigungssubventionen Hunderte Milliarden Dollar mobilisiert.
Vanadium-Redox-Flow: Eine Ausgründung aus dem Fraunhofer ICT, analog zum NexWafe-Modell aus der Fraunhofer-Forschung, wäre der logische nächste Schritt. Erste kommerzielle Großspeicher für Stadtwerke und Industrieparks bis 2029 realistisch.
Wechselrichter und Netz
SMA Kassel: Der EU-Ausschluss chinesischer Hochrisikogeräte schafft ab 2026 einen Ersatzmarkt im Millionenbereich. Planungssicherheit für SMA (in Form einer klaren Ankündigung, dass der Marktschutz dauerhaft gilt) ist die Investitionsvoraussetzung für die notwendige Kapazitätserweiterung. Das kostet kein Geld. Es kostet ein klares Signal. Wie tief das Wechselrichter-Problem in die gesamte Netzarchitektur reicht und was an weiterer digitaler Infrastruktur verwundbar ist, zeigt Teil 7.
Transformatoren: Europäische Hersteller (ABB, Siemens Energy, Hitachi Energy) sind global führend, aber kapazitätsbeschränkt bei explodierender Netzausbaunachfrage. Lieferzeiten von aktuell 120 Wochen. Kapazitätserweiterungen brauchen Vorlaufzeit und gesicherte Auftragsvolumina.
Was bis 2035 erreichbar ist
Eine vollständig geschlossene europäische Solarwertschöpfungskette auf Perowskit-Tandem-Basis: Wacker liefert Restsilizium für den Si-Unterbau, NexWafe liefert Wafer ohne Polysilizium-Stufe, Oxford PV und Nachahmer produzieren Tandemmodule mit Wirkungsgraden über 27 Prozent. Die Repowering-Welle der ausgelaufenen EEG-Anlagen aus den 2000er-Jahren ist ein vorhersehbares, massives Beschaffungsvolumen, das idealerweise europäisch gedeckt wird.
Eine europäische Permanentmagnet-Lieferkette: VAC und GKN skalieren die Fertigungsseite, LKAB und skandinavische Projekte liefern die Rohstoffe. Nicht vollständige Unabhängigkeit von China, aber ein substanzieller Anteil europäischer Produktion, realistisch 40 bis 60 Prozent des europäischen Bedarfs bis 2035.
Ein dezentrales SOEC/Biomethan-Netzwerk: Tausende SOEC-Module (Sunfire-Technologie) dezentral an deutschen Biogasanlagen, Kläranlagen und Industriestandorten, gemeinsam ins Gasnetz einspeisend. Saisonal puffernder Speicher auf Basis der bestehenden Gasinfrastruktur, ohne neuen Leitungsbau, ohne neue Speicherbauten.
Was Deutschland alleine kann. Und was nicht.
Das ist die Frage, die jede Debatte über Energiesouveränität beantworten muss: Was ist national lösbar, was erfordert europäische Kooperation?
Deutschland kann alleine beenden: die Abhängigkeit von chinesischen Solarmodulen und Wafern (Wacker, NexWafe, Oxford PV), die Abhängigkeit von chinesischen Wechselrichtern (SMA), die Seltenerd-Abhängigkeit bei Onshore-Wind (Designentscheidung Asynchrongenerator), die Abhängigkeit von fossilen Raumheizungen (Wärmepumpen) und die Abhängigkeit von importiertem Erdgas für Niedrig- und Mitteltemperatur-Prozesswärme (Biomethan-KWK, Industriewärmepumpen).
Was Deutschland strukturell nicht alleine lösen kann, ist die saisonale Speicherung. Pumpspeicher brauchen Berge. Deutschland hat keine für neue Großanlagen geeignete Topographie mehr. Österreich und die Schweiz haben klassische Pumpspeicherkapazitäten und nutzen sie bereits. Norwegen hat ein anderes Konzept: natürliche Speicherseen in großer Höhe, die über Fallwasserkraft verstromt werden. Das ist kein Pumpspeicher im technischen Sinne und lässt sich nicht einfach umrüsten, ohne Salzwasser in Süßwasserspeicher zu pumpen. Hinzu kommt: Der Stromtransport von Norwegen nach Deutschland über neue Leitungstrassen ist nach bisherigen Berechnungen unwirtschaftlich, die Infrastrukturkosten übersteigen den Nutzen erheblich. Die saisonale Speicherfrage bleibt damit europäisch, aber mit Schwerpunkt auf Österreich, der Schweiz und gezieltem Batterieausbau statt auf Norwegen.
Das europäische Verbundnetz ist damit nicht nur ökonomisch sinnvoll, es ist physikalisch zwingend. Das ist kein Argument gegen nationale Energiepolitik. Es ist das einzige belastbare Argument für europäische.
Fünf Entscheidungen, die den Unterschied machen würden
Alle fünf sind politisch. Keine ist technisch.
- Erstens: Sofortiger Stopp der Neuinstallation von Wechselrichtern chinesischer Hochrisikohersteller in öffentlich geförderter oder öffentlich betriebener Infrastruktur, nicht erst ab der EU-Frist, sondern ab sofort. Die Sicherheitslage ist bekannt.
- Zweitens: Verbindliche Abnahmegarantien für europäisch produzierte Solarmodule und Wafer, keine freiwilligen Marktanreize, sondern Domestic-Content-Boni nach IRA-Modell für alle öffentlich geförderten Solarinstallationen. Das legt den Markt auf europäische Produktion fest und macht Investitionen in NexWafe und Oxford PV bankfinanzierbar.
- Drittens: Regulatorische Designvorschrift für Onshore-Windneuanlagen auf Asynchrongenerator-Basis, bis zur ausreichenden Skalierung der europäischen Permanentmagnetproduktion. Das kostet nichts außer der Entscheidung.
- Viertens: Ein regulatorischer Rahmen, der Biogasanlage, SOEC-Modul, Wärmenetz und Gasnetzeinspeisung als gemeinsam bewilligungs- und förderfähige Einheit behandelt. Heute sind das drei bis vier getrennte Genehmigungsverfahren in verschiedenen Ministerien. Das ist kein technisches Problem. Das ist Verwaltungsorganisation.
- Fünftens: Eine europäische Batterieförderung, die explizit auf nicht-chinesische Chemien zielt (Natrium-Ionen, Vanadium-Redox-Flow) und die Entstehung europäischer Produktionskapazitäten mit verbindlichen Abnahmegarantien koppelt, nicht mit Förderbescheiden.
Das Risiko des Unterlassens
Es ist üblich, in politischen Debatten das Risiko des Handelns zu betonen: Es kostet Geld, es dauert, es kann scheitern. Das stimmt. Eine europäische Solarlieferkette aufzubauen ist teuer und dauert Jahre.
Das Risiko des Unterlassens wird systematisch unterschätzt.
China hat 2025 die Exportkontrollen für Seltene Erden aktiviert, nicht angekündigt, nicht gedroht, sondern aktiviert. Die EU bezieht 98 Prozent ihrer Permanentmagnete aus China. Wenn diese Lieferung ausfällt (durch Eskalation, durch politischen Entscheid, durch eine Krise in der Taiwanstraße) steht die europäische Windkraft-Neuinstallation still. Nicht in zehn Jahren. In dem Moment, in dem die Lagerhaltung aufgebraucht ist. 80 Prozent der installierten Wechselrichter kommen aus China und haben möglicherweise undokumentierte Fernzugriffsfähigkeiten. Ein koordiniertes Abschaltsignal an einem windstillen Wintertag wäre kein Angriff auf die Energieversorgung. Er wäre die Energieversorgung.
Das sind keine Szenarien aus Sicherheitsthrillern. Das sind die Konsequenzen von Entscheidungen, die in den vergangenen 20 Jahren getroffen wurden, oder eben nicht. Die Technologien für die Alternative liegen auf dem Tisch. In Bitterfeld, in Hanau, in Kassel, in Dresden, in Karlsruhe, in Brandenburg an der Havel. Sie warten nicht auf einen Durchbruch. Sie warten auf eine Entscheidung.
Wer diese Entscheidung als zu teuer einstuft, möge berechnen, was ein Ausfall der Energieversorgung in einem deutschen Winter kostet. Die Rechnung ist einfacher als sie aussieht.
