Kolumne von Matthias Seelmann-Eggebert, Juni 2026

Die Bestrebungen, eine treibhausgasneutrale Energieversorgung zu verwirklichen, haben in den letzten Jahren zu einem erfreulich raschen Zubau von erneuerbaren Energien geführt. Mit der voranschreitenden Entwicklung von Sonnenstrom und Windkraft ist der Anteil der Erneuerbaren an der Deckung der elektrischen Jahreslast von 31% im Jahr 2015 auf 55% im Jahr 2025 angestiegen und soll im Jahr 2030 80% erreichen. Strom aus PV- und Windkraftanlagen ist inzwischen konkurrenzlos billig, hat aber den Nachteil großer witterungsbedingter Schwankungen und damit einer fehlenden Disponibilität.

Das systematische Problem

Hieraus ergibt sich ein systemisches Problem, denn ein Teil des erzeugten Stroms kann nicht direkt genutzt werden. Er wird zu Zeiten erzeugt, zu denen die elektrischen Verbraucher fehlen. Ein beachtlicher Teil dieses überschüssigen Stroms kann zwar in Batterien zwischengespeichert werden. Ein Teil des Überschusses entsteht aber in Witterungsperioden von mehreren Tagen und kann nicht mehr von Batteriespeichern bewältigt werden. Dieser Anteil an erneuerbarem Strom, der nicht direkt genutzt werden kann, steigt mit dem Zubau immer stärker an und führt zu einer von Jahr zu Jahr erhöhten Stundenzahl mit negativen Strompreisen. Bei dem langfristig angestrebten bilanziellen Ausgleich von Jahreserzeugung und Jahreslast (und dem vorgesehenen Verhältnis von Windkraft und PV) werden nur noch ungefähr 70% des Stroms direkt, d.h. ohne Speicher nutzbar sein. Etwa 10-15% können durch Kurzzeitspeicher nutzbar gemacht werden. Es verbleiben aber etwa 15-20% des Energiebedarfs, der trotz ausgeglichener Jahresbilanz aus anderen Quellen beschafft werden muss.

Das Residuallast-Dilemma

Mit anderen Worten, auf Grund der wetterabhängigen Natur von Sonnen- und Windstrom und den daraus resultierenden Ertragsschwankungen verbleibt grundsätzlich eine Menge an Strombedarf, die nicht durch diese Energiequellen gedeckt werden kann, die sogenannte unvermeidliche Residuallast. Zum Ausgleich der unvermeidlichen Residuallast werden deshalb auch zukünftig zwingend thermische Kraftwerke benötigt, es sei denn andere disponible Energieerzeuger (wie z.B. Hochtemperatur-Brennstoffzellen) erreichen ausreichende Technologiereife.
Der Beitrag der konventionellen thermischen Kraftwerke zur Energiebilanz kann also nur bis auf einen Sockel reduziert werden, der etwa 20% beträgt. Treibhausgasneutralität kann für diesen Sockel nur, in einem weiteren Schritt, nämlich durch Ersatz von fossilen durch klimaneutrale Brennstoffe erzielt werden. Von der heutigen Situation ausgehend wird die Betriebsstundenzahl der existierenden thermischen Kraftwerke abnehmen und ein Neubau dadurch finanziell zunehmend unattraktiver.

Energie und Leistung

Die Zielmarke für den Anteil der Energie, die künftig aus thermischen Kraftwerken kommen muss, liegt damit weitgehend fest. Für die Versorgungssicherheit ist aber nicht die erzeugte Energiemenge (kWh), sondern die verfügbare Leistung (kW) solcher Kraftwerke maßgeblich. Die disponible Leistung aus thermischen Kraftwerken, die für eine umfängliche Versorgungssicherheit bereitgestellt werden muss, erweist sich als sehr hoch, wodurch die Betriebsstundenzahl weiter absinkt. Damit die Versorgungssicherheit auch langfristig sichergestellt ist, bedarf es einer Kraftwerksstrategie.

Kraftwerksstrategie und Kapazitätsmarkt

Die gegenwärtige Kraftwerkstrategie der Bundesregierung sieht einen Kapazitätsmarkt für Kraftwerke vor, die auf Abruf gesicherte Leistung für einen Zeitbereich von vielen Tagen bereitstellen sollen. Der Begriff eines Marktes ist hier allerdings irreführend. Nach einer einmaligen Ausschreibung werden über einen Zeitraum von bis zu zwei Jahrzehnten jährliche Fixzahlungen geleistet. Es handelt sich also eher um eine langjährige festgeschriebene Subvention für Gaskraftwerke, die deren Zubau trotz nachlassender finanzieller Attraktivität sicherstellen soll. Noch in diesem Jahr will das Wirtschaftsministerium zu diesem Zweck 10 GW an gesicherter Leistung ausschreiben.

Wie hoch ist die gesicherte Leistung, die benötigt wird?

Versorgungssicherheit bedeutet, dass der Strombedarf zu jedem Zeitpunkt im Jahr vollständig durch die vorhandenen Energieerzeuger abgedeckt werden können muss. Die Durchschnittsleistung, die sich aus dem Jahresverbrauch in Deutschland ergibt, beträgt heute 60 GW, wobei im Jahr 2025 Spitzenlasten bis zu 76 GW aufgetreten sind. Die Verteilung der Tageserträge von Wind- und Sonnenstromanlagen zeigen grundsätzlich immer mehrere Tage mit sehr geringen Erträgen. So entstehen Fehlbeträge, die nicht durch Batterien ausgeglichen werden können. Daher muss das Stromsystem an diesen Tagen die Last vollständig aus thermischen Kraftwerken decken können. Dies bedeutet: Im Grunde müssen wir parallel zu den Erneuerbaren Energien ein komplettes konventionelles Kraftwerksystem erhalten bzw. zusätzlich aufbauen, das künftig nur an wenigen Stunden im Jahr in vollem Umfang im Einsatz sein wird und die allermeiste Zeit lediglich in Reserve vorgehalten wird. Unter Berücksichtigung einer sinnvollen, weitgehenden Elektrifizierung ist davon auszugehen, dass die Durchschnittsleistung der Jahreslast (und damit die abzusichernde Leistung) bis zum Jahr 2040 auf über 110 GW ansteigen wird.

Absicherungspflicht statt Kapazitätsmarkt?

Neben dem Kapazitätsmarkt ist eine sogenannte Absicherungspflicht als Alternative im Gespräch. Der Absicherungspflicht liegt folgender einfacher Gedanke zu Grunde: Für jede aus PV oder Windkraft erzeugten Kilowattstunde muss ein Backup aus thermischen Kraftwerken bereitstehen. Hierfür hat der Verbraucher oder der Erzeuger Sorge zu tragen.

Was bedeutet das in der Praxis? Durch Zubau an PV mit einer Nennleistung von 1 kWP werden im Jahr auf 8760 Stunden verteilt etwa 1000 kWh an zusätzlicher elektrischer Energie erzeugt. Über das Jahr gerechnet stehen somit durchschnittlich etwa 110 W an zusätzlicher Erzeugungsleistung zur Verfügung.

Für Windkraftanlagen ergibt sich ein anderes Verhältnis zwischen Nennleistung und Absicherungsleistung. Windkraft an Land produziert jährlich pro MW Nennleistung etwa 2,5 GWh an elektrischer Energie. Pro installierte Kilowattstunde ergibt sich hier im Jahresdurchschnitt eine höhere Erzeugungsleistung von 290 Watt.

Diese Durchschnittsleistung ist nun durch thermische Kraftwerke abzusichern. Meist wird diskutiert, dass diese Absicherung durch den Verbraucher, d.h. die Stadtwerke, Großindustrie etc. erfolgen soll. Diese Absicherung könnte aber auch dadurch erfolgen, indem der Betreiber der EE-Anlagen einen Anteil von einem bestehenden Kraftwerk kauft oder in einen Fonds einbezahlt, aus dem neue thermische Kraftwerke gebaut werden. Durch eine solche Tandem-Regelung ist der gleichzeitige Ausbau von thermischen Kraftwerken in dem erforderlichen Umfang gesichert, der ohne eine solche Regelung ggf. finanziell unattraktiv wäre. Denkbar wäre auch, an Stelle eines Kaufs eine verbindliche vertragliche Absicherung installierter Leistung von Wind- und Solarstrom durch thermische Kraftwerksleistung. Die genaue Ausgestaltung der Absicherungspflicht wäre im Rahmen einer gesetzlichen Regelung noch festzulegen. So könnte z.B. das Mehr an Kapitalkosten, welches für die Projektierer von Wind- und PV-Kraftwerken entstünde, durch eine staatliche Absicherung dieses Kreditanteils reduziert werden

Finanzielle Mehrbelastungen für die Erneuerbaren

Für den Bau eines modernen GuD-Kraftwerks mit einer Leistung von 1 GW werden Investitionskosten zwischen 800 Mio € (IER Stuttgart) und 1,4 Mrd € (DIW Berlin) angegeben. Ein einfaches Gasturbinenkraftwerk kostet etwa die Hälfte. Um zu einer qualitativen Einschätzung zu kommen, kann als Gegenwert für eine 1 kW-Kraftwerksanteil 800 € angenommen werden. Die Investitionskosten für eine Freiflächen PV-Anlage pro kW Nennleistung sind ähnlich hoch. Von der Nennleistung ist die Durchschnittsleistung und damit etwa 11% (der Nennleistung) abzusichern. Der Kapitaleinsatz steigt für den FFPV-Projektierer mit Absicherung nach dem vorgeschlagenen Beteiligungsmodell (Beteilung an einem Neubau eines Gaskraftwerkes) um 10 bis 15%. Die Investitionskosten bei Windkraft an Land liegen bei etwa 1000 bis 1500 € pro kW Nennleistung. Die abzusichernde Leistung ist hier größer und dementsprechend fällt hier der Aufschlag mit 15 bis 23% höher aus. Diese Aufschläge durch die Absicherungspflicht sind nicht verloren, denn mit den thermischen Kraftwerken lässt sich auch in Zukunft noch Geld verdienen. Ihnen verbleiben (auch bei optimalem Ausbau von Batteriespeichern) ein Segment von ca. 20% am Strommarkt. Selbst wenn man den gesamten thermischen Kraftwerkspark neu aufbauen müsste liegen die zusätzlichen Investitionskosten im Bereich von 15 bis 20%.

Strompreis

Geht man davon aus, dass die Investitionskosten über 20 Jahre auf den Strompreis umgelegt werden und mittelfristig noch 70% des Stroms aus WK und PV direkt genutzt werden können, so ergäbe sich (unter Vernachlässigung von Betriebskosten und Kapitalkosten) ein Strompreis von 6 ct pro kWh für Sonnenstrom und 3,5 ct pro kWh für Windstrom.
Was kostet im Vergleich der Strom aus Residuallastkraftwerken? Bei dem betrachteten Finanzierungsmodell der Absicherungspflicht würde Strom aus den Kraftwerken mit reinen Betriebskosten zu Buche schlagen. Der Preis für Erdgas wird künftig vermutlich kaum unter 5 ct pro kWh fallen. Bei einem optimistisch angenommenen elektrischen Wirkungsgrad von 50% würden Stromkosten von mindestens 10 ct pro kWh entstehen. Schon bei einem CO2-Preis von 100 € pro Tonne würden allein die Emissionszertifikate mit zusätzlich 6 ct pro kWh zu Buche schlagen. Auf 20 Jahre umgelegt, würden die Investitionskosten für die thermischen Kraftwerke bei einem 20% Anteil am Strommarkt zusätzlich mit 2,3 ct pro kWh zu Buche schlagen. In dem vorgeschlagenen Beteiligungsmodell wären die Investitionskosten für die thermischen Kraftwerke bereits im Strompreis für die Erneuerbaren Energien enthalten. Diese halten aber mit ca. 70% einen größeren Strommarktanteil, so dass die Investitionskosten auf mehr Kilowattstunden umgelegt werden können.

Fazit

Eine Absicherungspflicht würde die Versorgungssicherheit dynamisch und automatisch ergeben, indem Residuallastkraftwerke im erforderlichen Maß zugebaut werden. Bei geeigneter Ausgestaltung würde sie zu überschaubaren Mehrkosten bei der Projektierung führen. Da die Betreiber von Windkraft- und Solarparks im Beteiligungsmodell bei dem Betrieb der Residuallastkraftwerke ein Mitspracherecht haben, wird deren Einsatz und damit auch die verbundenen Emissionen auf einem Minimum gehalten.

Ein Kapazitätsmarkt wird hingegen in Zukunft immer wieder neue auf Schätzungen basierende Ausschreibungen erfordern und muss langfristig Leistungen von mehr als 100 GW absichern. Das führt zu langfristigen hohen Subventionen und belastet alle Steuerzahler. Trotz dieser Zahlungen ist geplant, dass diese Kraftwerke zusätzlich am Strommarkt teilnehmen dürfen. Sie treten so auch an Tagen ohne unvermeidliche Residuallast in Konkurrenz mit den Erneuerbaren Energien.

An Stelle eines Kapazitätsmarkt mit planwirtschaftlichen Zügen besteht mit der Absicherungspflicht eine marktgerechte Regelung, die sich dynamisch dem Zubau anpasst. Die Kosten werden über den Strompreis finanziert, so dass große Verbraucher auch entsprechend mehr beizutragen haben. Ökonomische, soziale und politische Argumente sprechen gegen den Kapazitätsmarkt und stattdessen für die Einführung einer Absicherungspflicht.