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“.