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.

Kolumne von Matthias Seelmann-Eggebert (Beirat Klimaschutz im Bundestag e.V.)

So überschreibt unsere Energieministerin Katharina Reiche ihren kürzlichen Gastbeitrag der FAZ. Man mag ihr nur zustimmen. Bei ihrer in diesem Beitrag durchgeführten Analyse und den daraus folgenden Maßnahmen können allerdings Zweifel nicht ausbleiben. Frau Reiche bringt in ihrem Gastbeitrag eine Reihe von fragwürdigen Argumenten vor.

Gesamtenergiebedarf von Deutschland

Zunächst wird als „Faktenlage“ behauptet, der Gesamtenergiebedarf von Deutschland betrage 2900 TWh. Diese korrekte Zahl betrifft den Primärenergieverbrauch aus dem Jahre 2025 und umfasst auch den Anteil an fossilen Energieträgern, die rein stofflich genutzt werden. Für den Energiebedarf ist schon eher die Endenergie maßgeblich, die tatsächlich beim Verbraucher ankommt. Im Jahr 2025 belief diese sich auf 2200 TWh. Vor allem beim Verkehr und der Gebäudewärme besteht hier aber noch enormes Einsparpotential. Der Energiebedarf, der aus der tatsächlichen Nutzenergie entsteht, beläuft sich auf weniger als 1800 TWh. Durch breite Erschließung der Umweltwärme als weitere Energiequelle und konsequente Elektrifizierung lässt sich der Brennstoffbedarf auf etwa 200 TWh reduzieren und die verbleibende Nutzenenergie durch 1000 TWh Strom decken. Wir können also mehr als 50% unseres primären Energiebedarfs einsparen. Eine Elektrifizierung unserer Energieversorgung ist ein grundlegendes sinnvolles Konzept und würde selbst dann zu einer deutlichen Einsparung des primären Energiebedarfs führen, wenn wir ganz auf Windkraft und PV verzichten würden. Der heutige Primärenergiebedarf ist deshalb eine schlechte Kennzahl für eine ernsthafte Energiepolitik. Im Gegensatz zu thermischen Kraftwerken stellen Windkraft und PV als Primärenergie direkt Strom zur Verfügung und sparen dadurch viel Primärenergie. Etwa ein Viertel des zukünftig anzustrebenden Strombedarfs wird schon heute durch Erneuerbare Energien gedeckt.

Systemkosten

„EEG-Kosten, Kapazitätsreserve, Netzreserve, Redispatch-Kosten, Netzsubventionen, Subventionen für die Senkung der Energiepreise – all das summiert sich auf Systemkosten von über 36 Milliarden Euro pro Jahr.“
Ausgehend von dieser Zahl wird für 2035 vor einem gewaltigen Anstieg gewarnt und zum Beleg eine Prognose von 90 Mrd. € zitiert (offenbar aus einer kürzlich veröffentlichten McKInsey Studie). Zur Beruhigung ist einzuwenden: Die gesamten Systemkosten (für Strom!) beliefen sich auch im Jahr 2025 auf geschätzte 100 Mrd €, woraus sich mit einer Jahreslast von ca 500 TWh ein systemischer Strompreis von etwa 20 ct pro kWh ergibt. Die eher pessimistische McKinsey Studie gibt für das Jahr 2035 Systemkosten von 96 Mrd € bei einem Strombedarf von 750 TWh an, woraus sich ein Strompreis von 13 ct pro kWh ergibt. Von den heutigen Systemkosten entfallen etwa 30% auf Importe von fossilen Brennstoffen und 50% auf Netzkosten. Angesichts der andauernden Ölkrise ist, wie nach Beginne des Ukrainekriegs, mit einem Anstieg des ersteren Kostenanteils zu rechnen. Ein großer Anteil der erstgenannten Kosten sind tatsächlich als Investitionen in die Zukunft zu sehen oder gehen auf Versäumnisse in den letzten 20 Jahren beim Netzunterhalt und Netzausbau zurück. Mit dem Rückgang der Brennstoffkosten verschiebt sich im Jahr 2035 der Schwerpunkt der Systemkosten zunehmend zu Investitionen in die Infrastruktur.

Systemfehler-Kosten

Im Gastbeitrag heißt es: “Fast drei Milliarden Euro zahlen wir allein dafür, dass Windräder und Solaranlagen abgeregelt werden, weil die Netze den Strom nicht aufnehmen können.“ Die tatsächlichen Kosten für Abregelung lagen 2025 hingegen bei lediglich 400 Mio €.
Gemeint sind offensichtlich die Kosten für Netzengpassmanagement, die sich auf etwa 3 Mrd € beliefen. Diese sind aber nicht den Erneuerbaren Energien zuzuschreiben, sondern eher als Systemfehler-Kosten zu verbuchen. Im Gastbeitrag nicht erwähnt werden die Kosten für Netzverluste in Höhe von 1 Mrd €, welche die Netzbetreiber am Markt vorbei über das Netzentgelt auf die Endkunden umlegen.
Mindestens vier Milliarden € an Kosten wären bei einer klugen Reform des heutigen Energiemarktdesigns, welche die Netzkosten gezielt aus dem Markt herausnimmt, nicht entstanden.
Die in Realität preissenkende Rolle der Erneuerbaren Energien zeigt eine andere Zahl: Wäre der gesamte Strom in fossilen Kraftwerken erzeugt worden, wären allein für zusätzlichen Brennstoff weitere 20 Mrd € an Kosten entstanden. Zum Vergleich: der Marktwert der in Deutschland gehandelten Strommenge betrug 2025 ca. 40 Mrd €.

Wie lassen sich Kosten für Engpassmanagement vermeiden?

Großbatterien können, sofern sie auf der Netzseite der Erzeugungsquelle liegen, überschüssigen Strom für viele Stunden zwischenspeichern und so eine Netzüberlastung verhindern.
Das Paradigma einer einheitlichen Strompreiszone birgt aber für Deutschland im Gegenteil das Risiko, dass Batterien an ungeeigneten Anschlusspunkten die Netzüberlastung sogar noch deutlich verstärken. Der Ansatz eines Netzanschlusspakets als politisches Steuerungsmittel, das den Netzausbau und Anschlusspunkte priorisiert, ist daher richtig und wichtig. Pauschale Anschlussbeschränkungen oder gar eine Kostenbeteiligung der Projektierer wären aber kontraproduktiv. Die Regelung muss sicherstellen, dass Windkraft- und PV-Anlagen mindestens bis zur Deckung des regionalen Bedarfs angeschlossen werden können und Großbatterien dort installiert werden, wo sie Netzengpässe verhindern können. Bei Einsatz als Netzbetriebsmittel sind sie in der Lage, den Umfang des erforderlichen Netzausbaus substantiell zu reduzieren. Von den für 2035 prognostizierten 96 Mrd € Systemkosten helfen sie so, bis zu 15 Mrd € einzusparen, indem die Netze weniger großzügig dimensioniert werden und dafür netzdienliche Batterien einkalkuliert werden.

Reform des Energiemarkts

Damit Großbatterien die wichtige Funktion der Nutzbarmachung von ansonsten abzuregelnder Energie erfüllen können, bedarf es Echtzeit-Steuersignale, welche die Netzauslastung zumindest an kritischen Stellen (besser noch bis zur lokalen Ebene) anzeigen. Engstellen im Übertragungsnetz erfordern eine Aufteilung des Markts in verschiedene Strompreiszonen, welche durch Koppelstellen miteinander verbunden sind. Eine solche Aufteilung berücksichtigt die Kosten für große Übertragungsstrecken und verhindert unnötige Überdimensionierung der Übertragungsleitungen. Zudem ist sie Voraussetzung, dass Windkraft auch im windschwächeren und zusätzlich gebirgigen Süden wirtschaftlich produziert werden kann.
Frau Reiche stellt fest: wir haben „ein Marktdesign, das die Realität ignoriert.“ Und fordert richtigerweise: „Der Ausbau muss ökonomisch effizient erfolgen.“
Die richtigen Rezepte dafür liegen auf der Hand, kommen aber bisher nicht aus ihrem Ministerium.

Gesicherte Kraftwerkskapazitäten

Ursprünglich 20 GW, wegen Einwänden der EU nun doch nur 12 GW Gaskraftwerke sollen als Back-up Kraftwerke neu gebaut werden und – am gegenwärtigen Strommarkt vorbei – durch Umlagen finanziert werden.
Alle ernstzunehmenden Studien sind sich einig, dass ein auf erneuerbaren Energien fußendes Versorgungssystem eine Doppelstruktur erfordert, die in extremen Wettersituationen eine Vollversorgung mit thermischen Kraftwerken erfordert. Etwa 80 GW an Kraftwerken werden daher für den heutigen Bedarf auch langfristig in Reserve zu halten sein. Die neuen Gaskraftwerke, so heißt es, seien als Ersatz für die abgeschalteten Kernkraftwerke gedacht. Diese neuen Kraftwerke sollen nun aber hochflexibel sein, um die Schwankungen von Windstrom und PV auszugleichen. In dieser Funktion würden sie allerdings in direkter Konkurrenz zu Batteriespeichern treten.
Für über 100 GW an Batteriespeichern sind gegenwärtig Netzanschlüsse in Deutschland angefragt. Einmal installiert, könnten diese Großbatterien (bei hoher Flexibilität) sehr viel größer Leistungsspitzen als die geplanten Gaskraftwerke abfangen.
Hohe Brennstoffkosten machen den Betrieb von Gaskraftwerken teuer. Da es gilt, möglichst viel Primärenergie zu sparen, wären hocheffiziente GuD-Kraftwerke zu bevorzugen. Diese sind aber im Vergleich zu Gasturbinen relativ unflexibel. Hier könnten die Großspeicher bei geeigneter Betriebsführung ihre Stärken ausspielen. Würden sie mit einem gleitenden Mittelwertalgorithmus geführt werden, sind die verbleibenden Leistungsvariationen so langsam, dass sie selbst durch träge GuD-Kraftwerke (ohne Effizienzeinbußen) ausgeglichen werden könnten. In anderen Worten, wir brauchen beides: viele Großbatterien mit hohen Speicherkapazitäten und hocheffiziente Gaskraftwerke.
Beide müssen aufeinander abgestimmt betrieben werden, z.B. indem sie sich jeweils als Gesamtsystem in einer Hand befinden. Ob dies auch allein durch ein

Fazit:

Die Energiewende muss möglichst kosteneffizient und ideologiefrei gestaltet werden.
Die Systemkosten liegen heute bei etwa 100 Mrd € pro Jahr und ungefähr 20 ct pro kWh. „Deutsche Haushalte zahlen bis zu 37 Cent pro Kilowattstunde – gut neun Cent über dem EU-Durchschnitt.“ Der Staat könnte die Kosten mit einem Federstrich um mehr als 40% reduzieren, wenn er – wie in anderen Ländern – bereit wäre, im Gegenzug auf Steuereinnahmen aus Strom zu verzichten.

Unter Fortschreibung des bestehenden Ausbauplans prognostizieren Studien für 2035 ein gleichbleibendes Niveau der Systemkosten für Investitionen für Netz und Kraftwerke und deren Betrieb. Diese Schätzung beinhaltet allerdings einen Anstieg des Strombedarfs um 50%, was ein Absinken des systemischen Strompreises auf etwa 13 ct pro kWh bewirken würde bei gleichzeitiger Einsparung von Milliarden durch vermiedene Brennstoffkosten. Von einer Explosion der Kosten kann daher keine Rede sein. Weitere Kosteneinsparungen sind durch Abstriche bei der Dimensionierung der zukünftigen Übertragungs- und Verteilungsnetze möglich und erstrebenswert.

Allerdings erfordert ein kosteneffizienter Betrieb des Stromsystems der Zukunft eine detaillierte Feinabstimmung der verschiedenen Systemkomponenten. Rezepte aus dem vergangenen Jahrtausend helfen hier nicht weiter, vielmehr ist ein grundlegender Umbau der Markt- und Steuermechanismen zwingend erforderlich.

Ausblick

Mit fortschreitender Systemtransformation sinkt der als Direktstrom verfügbare Anteil aus Windstrom und PV-Erzeugung. Hiermit verbunden werden die Überschüsse immer höher und müssen deshalb zunehmend durch Speicher nutzbar gemacht werden. In der ersten Phase sind dies in erster Linie Überschüsse, die durch Tagesspeicher ausgeglichen werden können.
Bei einem kostengünstigen und effizienten Ausbau einer nachhaltigen Stromversorgung spielen Großbatterien eine zentrale Rolle. Sie erhöhen die Versorgungssicherheit, verhindern Netzüberlastungen, und ermöglichen eine Deckung der unvermeidlichen Residuallast durch hocheffiziente GuD- Kraftwerke.
Um dieser Aufgabe gerecht werden zu können, müssen Großbatterien nicht nur auf Leistung, sondern auch auf hohe Speicherkapazitäten ausgelegt werden. Für eine kosteneffiziente Dimensionierung des Netzes, sind sie zudem möglichst in der Nähe der Erzeugungsanlagen zu installieren. Zudem müssen Steuerelemente eingeführt werden, welche eine lokal netzdienliche Echtzeitsteuerung der Batterien ermöglichen. Dieser Umbau des bestehenden Systems fordert klare politische Konzepte und Entscheidungen, welche das transformierte System vom Ende her denken.

In der Krise liegt eine Chance. Oder mit den Worten von Katharina Reiche: „Schluss mit der (Selbst?-)Täuschung in der Energiepolitik – Jetzt ist Zeit für ernsthafte Energiepolitik“.