Gastbeitrag Der Weg zum klimaneutralen Energiesystem

„Gefährliche Dunkelflauten: Energiewende braucht laut Studie auch Atomkraft“ lautete die Schlagzeile eines Artikels in der Frankfurter Allgemeinen Zeitung am 10. August 2026 [1], der über eine Studie des Ulmer Thinktanks Global Energy Solutions [2] berichtet. Gemäß der Studie werde bei einer Berücksichtigung aller Systemkosten eine Dekarbonisierung des Stromsystems allein auf Basis erneuerbarer Energien extrem teuer. Stattdessen schlagen die Autoren ein sogenanntes „Kostenminimum-Szenario“ vor, das für Deutschland eine installierte Leistung aus Kernkraftwerken von 96 GW vorsieht und bei dem die Stromsystemkosten nur bei rund 40 % des Szenarios mit 100 % erneuerbare Energien liegen sollen. Allerdings haben verschiedene Kommentatoren einschließlich des Autors dieses Beitrags erhebliche Zweifel an den Annahmen und der Validität der Studie geäußert. [3]

Gleichzeitig ist auch die oft behauptete Vorteilhaftigkeit des EE-Ausbaus allein auf Basis niedrigerer Stromgestehungskosten (LCOE) fragwürdig. Sie klammert u. a. die Kosten für den notwendigen Netzausbau und die Vorhaltung steuerbarer Kraftwerke zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit aus. Eine solche Betrachtung ignoriert zudem die sich eintrübenden Perspektiven für gut speicherbare klimaneutrale Energieträger wie Wasserstoff einerseits und den tatsächlichen Wert des produzierten EE-Stroms andererseits.

Aus Sicht des Autors sind die öffentliche und auch die Fachdebatte zur Frage, wie eine Dekarbonisierung des Energiesystems zu geringstmöglichen Kosten erreicht werden kann, durch ausgeprägte Polarisierung und häufig a priori feststehende Technologiepräferenzen geprägt, die vielfach mit generellen wirtschaftspolitischen Präferenzen korrelieren, gleichzeitig aber dringend notwendigen Erkenntnisgewinn untergraben.

Nachfolgende Überlegungen versuchen dem eine möglichst nüchterne Sichtweise gegenüberzustellen und herauszuarbeiten, was über die kostenminimale Transformation zu einem dekarbonisierten Energiesystem bekannt ist und wo erhebliche Unsicherheiten bestehen.

Einführende Überlegungen

Dazu erscheinen verschiedene Vorüberlegungen und Transparenz zu den getroffenen Annahmen und Rahmenbedingungen sinnvoll.

Die Analyse orientiert sich an den vom IPCC ausgewerteten kosteneffektiven Pfaden zur Erreichung ambitionierter Pariser Klimaziele [4]. Sie geht davon aus, dass im Stromsystem grob bis zur Jahrhundertmitte Netto-Null-CO₂-Emissionen erreicht werden müssen und der Stromsektor gleichzeitig direkt oder indirekt in erheblichem Maße zur Dekarbonisierung der Nachfragesektoren beiträgt. Dabei ist es für die nachfolgenden grundsätzlichen Überlegungen nicht entscheidend, ob ein bestimmtes Jahresziel exakt eingehalten wird. Gleichzeitig scheiden Lösungen wie Kernfusionskraftwerke aus, deren Realisierbarkeit im genannten Zeitrahmen überhaupt nicht absehbar ist. Es wird außerdem nicht verlangt, dass die Bruttoemissionen auf null sinken; Technologien wie CO₂-Abscheidung und Speicherung (CCS) sowie negative Emissionen werden explizit als Teil des Lösungsraums angesehen.

Auch darüber hinaus werden keine grundsätzlichen technologischen Vorgaben getroffen. Vielmehr erscheinen Technologieoffenheit und Bereitschaft zur Reaktion auf technologische Entwicklungen als ein wesentlicher Baustein, um den anstehenden Transformationsprozess mit möglichst geringen Kosten zu bewältigen. Die reine Möglichkeit technischen Fortschritts ohne absehbare Realisierungs- und Kostensenkungsperspektive darf aus Sicht des Autors aber nicht als Feigenblatt für das Aufschieben der Transformation genutzt werden.

Ebenso sind Forderungen nach Technologieoffenheit im Energiesystem, das auf öffentlich finanzierter oder zumindest mit öffentlichen de-facto-Refinanzierungszusagen errichteter Infrastruktur basiert, nicht ohne die Folgen für die notwendige Infrastrukturentwicklung zu diskutieren. Technologieoffenheit auf Ebene der Endtechnologien impliziert nicht Technologieoffenheit der Infrastrukturplanung mit einem zwangsläufigen Anspruch auf eine öffentlich abgesicherte flächendeckende Errichtung und Erhaltung mehrerer paralleler Infrastrukturen (z. B. Strom-/Wasserstoff-/Gas-Netze) für konkurrierende Technologien. Für die Netzentwicklung müssen – auch angesichts der Realisierungsdauern – robuste Entscheidungen unter Unsicherheit getroffen werden. Den Rahmen dafür soll in Deutschland die im EnWG verankerte Systementwicklungsstrategie liefern [5].

Die Entwicklung des deutschen Energiesystems kann nicht unabhängig von den Entwicklungen in Resteuropa betrachtet werden. Über vielfältige Interkonnektoren und den europäischen Energiebinnenmarkt sind die Energiesysteme der europäischen Länder technisch und institutionell eng miteinander verknüpft. Das erfordert ein Mindestmaß an Koordination, eröffnet aber – gerade auch vor dem Hintergrund des gemeinsamen Rechtsraums, der die Risiken von Importabhängigkeiten mindert – auch erhebliche Chancen zur Senkung der Transformationskosten. Denn die Bedingungen für die klimaneutrale Energieerzeugung gerade aus erneuerbaren Energien sind in Europa, sowohl was Dargebote als auch was Flächenverfügbarkeit angeht, ungleich verteilt. Gerade für ein Land mit relativ zur Nachfrage begrenzten Potenzialen für kostengünstigen Strom aus erneuerbaren Energien wie Deutschland ergeben sich daher Optimierungsmöglichkeiten, wenn die Transformation des Stromsystems als europäisches Projekt vorangetrieben wird und Teile des Energiebedarfs durch Importe gedeckt werden. Das erscheint aber nur dann realistisch, wenn die beteiligten Mitgliedstaaten eine Chance sehen, von den dadurch erzielten Wohlfahrtsgewinnen zu profitieren. Das erfordert u. a. europäische Regelungen zur Finanzierungsverantwortung für Infrastrukturprojekte. Gerade in Deutschland, das europäische Finanzierungsmechanismen tendenziell kritisch sieht, sollte keine reflexhafte Ablehnung solcher Regelungen erfolgen, auch wenn man hier isoliert betrachtet mit hoher Wahrscheinlichkeit ein Nettozahler wäre.

Betrachtet wird ausschließlich die Entwicklung nach vorne ausgehend vom Status quo. Für die Frage nach der optimalen weiteren Transformationsstrategie für das Stromsystem sind versunkene Kosten nicht entscheidungsrelevant. Dabei sind im bisherigen Verlauf der Energiewende erhebliche Fehler gemacht worden. Dazu gehören aus Sicht des Autors u. a. die Stilllegung von Bestandskernkraftwerken, die zu niedrigen Kosten signifikante Teile der Stromnachfrage hätten decken können, die lange fehlende Fokussierung auf günstige Erneuerbaren-Technologien und die teilweise fehlende Durchlässigkeit des Fördersystems für Marktpreissignale mit der Konsequenz wohlfahrtsmindernder Einspeisung in Negativpreissituationen. Diese Fehler der Vergangenheit mögen zwar Hinweise auf die politökonomischen Risiken einer sehr starken Rolle des Staates bei der Gestaltung des Energiesystems geben, sagen aber nichts aus über effiziente Weiterentwicklungen des Energiesystems. Anders gesagt: Auch wenn man die Stilllegung von Bestandskernkraftwerken für falsch hält, impliziert das noch lange nicht, dass ein Wiedereinstieg in die Kernenergienutzung effizient wäre. Obwohl eine Fokussierung auf entscheidungsrelevante Kostenbestandteile eine Trivialität darstellen sollte, scheinen gerade viele Meinungsbeiträge, die einen signifikanten Wechsel in der Transformationsstrategie fordern, stärker von der negativen Bewertung der Historie als vom Blick nach vorne geprägt zu sein.

Schließlich: Völlig unabhängig davon, wie die weitere Transformation aussieht, wird sie mit enormen Investitionsnotwendigkeiten in sehr langlebige Wirtschaftsgüter und damit mit sehr großem Kapitalbedarf einhergehen. Gleichzeitig hängt die Wirtschaftlichkeit dieser Investitionen von der weiteren Klimaschutzpolitik, z. B. von der Entwicklung des hohen staatlichen Einflüssen (siehe aktuelle Diskussion zu ETS-Reformen) unterliegenden CO?-Preises, ab. Auch wenn man eine zu aktive Rolle des Staates bei der Entwicklung des Energiesystems gerade mit Blick auf die politökonomischen Risiken kritisch sieht, ist vor dem Hintergrund von bekannter Interventionsneigung, hohem staatlichen Einfluss und hohem Kapitalbedarf wahrscheinlich, dass staatliche Investitionsabsicherungen in der Zukunft eine eher stärkere Rolle spielen werden. Die häufig gestellte Frage, ob sich Technologien ohne Absicherung am freien Kapitalmarkt finanzieren können, scheint aus Sicht des Autors damit für die Frage nach ihrer volkswirtschaftlichen Eignung nur begrenzt aussagefähig. Gleichzeitig wird es von hoher Bedeutung sein, den optimalen Einsatz der vorhandenen Ressourcen über Marktpreissignale, die die tatsächlichen Systemanforderungen widerspiegeln, zu koordinieren.

Nachfragentwicklung

Bei allen offenen Fragen im Detail erscheint es aus heutiger Sicht sehr wahrscheinlich, dass eine Dekarbonisierung des Energiesystems mit einer starken Elektrifizierung der Sektoren Wärme und Verkehr sowie einer deutlich steigenden Stromnachfrage der Industrie einhergehen wird.

Im Bereich des straßengebundenen Verkehrs spricht aus Sicht des Autors sehr viel für eine weitgehende Verdrängung von Verbrennungsmotoren durch batterieelektrische Fahrzeuge. Dabeihandelt es sich dabei gar nicht um eine speziell nationale oder europäisch getriebene Entwicklung. Auswertungen der IEA zeigen, dass es sich beim Aufstieg der Elektromobilität um einen globalen, an Dynamik gewinnenden Trend handelt. [6] Auch der Aufstieg Chinas zum weltgrößten Herstellungsland für Automobile, der sowohl mit den Fortschritten in der Batterietechnologie als auch mit dem technisch einfacheren Aufbau von Elektrofahrzeugen im Verhältnis zu Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor in Verbindung steht, ist Teil dieses globalen Trends. Gleichzeitig sind bei der Verfügbarkeit und Marktfähigkeit alternativer klimaneutraler Antriebskonzepte in den letzten Jahren kaum Fortschritte erreicht worden. Das liegt auch daran, dass die Entwicklungen im Bereich von low-carbon oder aus erneuerbaren Quellen erzeugten Wasserstoffs in den vergangenen Jahren deutlich langsamer vorangeschritten sind als erwartet und hier auch keine Trendwende absehbar ist. Damit dürfte sich die langfristige Wettbewerbsfähigkeit alternativer Antriebskonzepte wie synthetischer Kraftstoffe, die wesentlich auf Wasserstoff als Grundstoff basieren und gleichzeitig gegenüber batterieelektrischen Antrieben unter geringerer technischer Effizienz (und damit insgesamt höherem Energiebedarf) leiden, nicht verbessern. Auch im Bereich des Schwerlastverkehrs, der lange Zeit als ein potenzieller Anwendungsfall für alternative Konzepte wie wasserstoffbetriebene Brennstoffzellen gesehen wurde, läuft die Entwicklung in den letzten Jahren – auch getrieben durch die für Logistikunternehmen besonders relevanten Kostenunterschiede – klar in Richtung batterieelektrischer Konzepte [7], [8].

Ebenso zeigt sich im Wärmebereich ein starker Trend zur Elektrifizierung, zumindest im Neubau, wo Umstellungskosten eine geringere Rolle spielen und wo in fast 75 % aller im Jahr 2025 neu errichteten Wohngebäude Wärmepumpen zum Einsatz kamen [9]. Dazu kommt der in vielen Kommunen geplante Ausbau der Wärmenetze, die angesichts steigender Preise für fossile Brennstoffe und fehlender Verfügbarkeit von günstigem und klimafreundlich produziertem Wasserstoff zukünftig vermehrt durch Großwärmepumpen gespeist werden dürften, wobei die niedrigen Kosten und die einfache technische Verfügbarkeit von Wärmespeichern bis hin zu Saisonspeichern eine flexible Reaktion auf das Stromangebot ermöglichen.

Natürlich haben die Verfechter alternativer Ansätze im Grundsatz recht, wenn sie darauf hinweisen, dass die höhere technische Effizienz elektrischer Lösungen allein nicht deren ökonomische Effizienz sicherstellt. Das wäre vor allem dann relevant, wenn alternative Energieträger auf Ressourcen und Potenziale zurückgreifen könnten, die mit einer Elektrifizierungsstrategie nicht erschließbar wären. Angesichts begrenzter Biomassepotenziale und vielfältiger Herausforderungen, synthetische Kraftstoffe in kommerziell relevanten Mengen und zu wirtschaftlich attraktiven Preisen verfügbar zu machen einerseits, der zu erwartenden Nachfrage aus Sektoren wie internationalem See- und Luftverkehr andererseits [10], spricht aus Sicht des Autors jedoch vieles dafür, dass die direkte Elektrifizierung dort, wo sie technisch und wirtschaftlich gut möglich ist, die dominante Dekarbonisierungsstrategie darstellen wird. Diese hohe Bedeutung von Elektrifizierung entspricht auch den Erwartungen des IPCC [11][1]

Unterstellt man diese Dekarbonisierung der Energienachfrage durch starke Elektrifizierung, hat das verschiedene Konsequenzen, die auch für die Angebots- und Umwandlungsseite relevant sind:

Es muss mit einem erheblichen Anstieg der Stromnachfrage gerechnet werden. Die meisten Studien gehen gegenüber dem Status quo von einer knappen Verdoppelung, zum Teil sogar von noch höheren Anstiegsraten, aus. Beispielhaft sei hier auf die Szenarien des Netzentwicklungsplans verwiesen, die die Bandbreite möglicher Entwicklungen abbilden [12].
Verweise auf den heutigen Primär- oder Endenergiebedarf sowie Vergleiche mit der EE-Stromerzeugung sind wenig aussagekräftig, weil aufgrund der deutlich höheren technischen Effizienzen der Technologien die gleiche Nutzenergie mit deutlich geringerem Bedarf an End- und Primärenergie bereitgestellt werden kann. Verschiedene Studien, die eine umfassende Dekarbonisierung des Energiesystems untersuchen [13], gehen– trotz wachsender Wirtschaft – von einer deutlichen Verringerung des Endenergiebedarfs von heute rund 2.200 TWh pro Jahr auf rund 1.500 TWh pro Jahr aus.[2]
Ein erheblicher Anteil der im Wärme- und Verkehrssektor entstehenden Stromnachfrage lässt sich vergleichsweise einfach zeitlich flexibilisieren, da Energiespeicherung im Wärmebereich über die Wärmespeicher sehr günstig und effizient bereitgestellt werden kann bzw. bei Elektromobilität inhärenter Bestandteil des Antriebskonzeptes ist. Daraus ergibt sich, dass die Stromnachfrage in Zukunft sehr viel weniger als bisher einem starren zeitlichen Muster folgen muss und wird. Stattdessen kann sie, sofern sich dadurch Kosteneinsparungen ergeben und entsprechende Anreize bestehen, vor allem im kurzfristigen Zeitbereich flexibel auf Angebotsveränderungen reagieren, ohne dass das aus Benutzersicht mit signifikanten Komfortverlusten einhergeht.
Allein durch den Anstieg der Stromnachfrage wird ein erheblicher Ausbau der Strominfrastruktur und insbesondere der Netze auf Übertragungs- und Verteilungsebene notwendig. Netzausbauten und Netzausbaubedarfe, die in der öffentlichen Debatte häufig kritisch gesehen werden, sind somit nicht allein den Veränderungen auf der Angebotsseite zuzuordnen, sondern zwangsläufig notwendig, wenn Dekarbonisierung durch Elektrifizierung erfolgen soll.

Angebots- und Umwandlungssektor

Betrachtet man vor diesem Hintergrund die Frage, wie der Transformationsprozess angebotsseitig umgesetzt werden kann, so wird offensichtlich, dass ausgehend von einer heutigen EE-Stromproduktion von ca. 250 TWh/a und in Systemstudien typischerweise ausgewiesenen Stromnachfragen für ein dekarbonisiertes Energiesystem im Bereich von 850 TWh/a bis 1200 TWh/a [12] selbst unter Berücksichtigung von Netto-Importen im Bereich von 150 TWh/a, die weit über historisch beobachteten Werten liegen, ein zusätzlicher Bedarf nach klimaneutral produziertem Strom von mindestens 450 TWh/a abgedeckt werden muss.[3] Hierfür kommen im Wesentlichen vier Klassen von großenteils neu zu errichtenden (oder jedenfalls aufwändig zu ertüchtigenden) Technologien in Frage.

Erneuerbare Energien (EE), in Deutschland vorwiegend Wind- und Solarenergie[4]
Kernkraftwerke (KKW)
Fossil befeuerte thermische Kraftwerke mit CCS[5]
Mit dekarbonisierten Brennstoffen befeuerte thermische Kraftwerke[6]

Dabei besteht ein wesentlicher Unterschied in der Kostenstruktur. EE und KKW sind sehr kapitalintensiv, bei gleichzeitig sehr niedrigen variablen Kosten. Auch CCS-Kraftwerke weisen gegenüber konventionellen Gaskraftwerken erheblich erhöhte Fixkosten auf[7], während gleichzeitig relevante Brennstoffkosten verbleiben. Die auf die erzeugte Energie umgelegten Gesamtkosten sind deshalb stark von der tatsächlichen Energieproduktion abhängig. Die Errichtung derartiger Anlagen ist in der Regel nur dann effizient, wenn ein hoher (CCS) bis sehr hoher (KKW, EE) Anteil ihres technisch bzw. dargebotsbedingt verfügbaren Erzeugungspotenzials genutzt werden kann. Bei der Option, thermische Kraftwerke mit dekarbonisierten Brennstoffen zu betreiben, spielen hingegen, insbesondere bei günstigen, aber vergleichsweise ineffizienten Gasturbinen, die fixen Kosten eine geringere Rolle als die zu erwartenden hohen bis sehr hohen variablen Kosten für den Brennstoffeinsatz. Diese Option wird ökonomisch vor allem bei niedriger zu erwartender Auslastung, z. B. als Backup oder für Spitzenlastsituationen, relevant sein, weniger für die Deckung des Großteils der Stromnachfrage.

Aus der fixkostenlastigen Kostenstruktur speziell von KKW und EE ergibt sich aber auch, dass in einem effizienten Energiesystemdesign diese Anlagen nicht in erheblichem Maße um die gleiche Stromnachfrage konkurrieren sollten. Wenn große Teile des Erzeugungspotenzials der einen oder anderen Technologie nicht genutzt werden könnten, weil ihm eine nicht ausreichende Stromnachfrage gegenübersteht, steigen die spezifischen Erzeugungskosten stark an und die Rechtfertigung für die hohen Fixkosten geht verloren. Insbesondere erscheinen Designs, bei denen KKW als Backup für volatile EE vorgesehen werden, ineffizient.

KKW und EE haben zudem gemeinsam, dass ein kosteneffizientes Systemdesign grundsätzlich auf eine hohe Nutzung ihres verfügbaren Erzeugungspotenzials abzielen wird. Sie erzeugen damit ökonomisch einen Bedarf an Flexibilität an anderer Stelle des Systems, auch wenn insbesondere KKW technisch Lastfolge fahren und EE bei verfügbarer Erzeugung abgeregelt werden können. Gleichzeitig muss ihre Nichtverfügbarkeit – wenn auch in unterschiedlichem Umfang – durch separate Backup-Erzeugungsmöglichkeiten abgesichert werden. Bei EE sind die Volatilität der Einspeisung und die Absicherungsnotwendigkeit für Phasen längerer Nichtverfügbarkeit offensichtlich. Aber auch bei Kernkraftwerken, die grundsätzlich steuerbar sind, dürfte es in vielen Fällen wirtschaftlicher sein, über die Aktivierung sonstiger Flexibilität im Energieversorgungssystem einen weitgehend gleichmäßigen Betrieb mit voller Kapazität zu ermöglichen als die Einspeisung zu reduzieren. Insbesondere ist es nicht sinnvoll, die in einem System vorgehaltene Kernkraftleistung auf seltene Spitzenlastsituationen auszulegen. Zudem ist zu berücksichtigen, dass aufgrund der besonderen Sicherheitsvorkehrungen, die an KKW zu stellen sind, korrelierte Nichtverfügbarkeiten, z. B. aufgrund von Serienfehlern bzw. präventiven Abschaltanordnungen, auftreten können und bei der Systemauslegung zu bedenken sind.

Sowohl KKW- als auch EE-dominierte Systeme müssen deshalb sinnvoll durch ausreichend gesicherte und flexible Leistung wie thermische Spitzenlastkapazitäten – zukünftig auf Basis von dekarbonisierten Brennstoffen – ergänzt werden. Deren reine Vorhaltung ist allerdings im Verhältnis zu den Gesamtkosten des Energiesystems nicht extrem teuer. Überschlagsrechnungen kommen für ein EE-dominiertes Systeme zu auf den Stromverbrauch umgelegten Vorhaltekosten von ca. 1 ct/kWh[8]. Angesichts von variablen Stromerzeugungskosten mit dekarbonisierten Brennstoffen, die eher in der Höhe von 20-30 ct/kWh[9] liegen dürften, erscheint es stattdessen entscheidend, die Notwendigkeit des Einsatzes dieser Anlagen so weit wie möglich zu begrenzen. Hierzu können die flexible Nachfrage insbesondere von neuen Verbrauchern mit Speichermöglichkeiten (E-Auto-Batterien, Wärmespeicher), Großbatteriespeichern und Austauschmöglichkeiten mit dem europäischen Ausland beitragen. Insbesondere der Beitrag des europäischen Stromhandels zur kontinuierlichen Optimierung des Systems und der Vermeidung des Einsatzes teurer Spitzenlastkraftwerke sollte nicht unterschätzt werden, weil Situationen mit besonders hoher oder besonders niedriger Verfügbarkeit von EE (insbesondere Wind) in Europa häufig nicht synchron auftreten.

Welche Rolle CCS-Kraftwerke, die sowohl bei fixen als auch bei variablen Kosten zwischen KKW und EE einerseits und Spitzenlastkraftwerken andererseits stehen, bei einer effizienten Nachfragedeckung spielen, dürfte maßgeblich davon abhängen, wie viel sonstige Flexibilität im System vorhanden ist, wie gut es also gelingt, die Potenziale der Erzeugungsanlagen mit niedrigeren variablen Kosten auszunutzen. Technoökonomische Analysen deuten darauf hin, dass die Vorteilhaftigkeit von CCS-Anlagen gegenüber Spitzenlastkraftwerken auf Basis dekarbonisierter Brennstoffe erst bei Auslastungen in der Größenordnung einiger Tausend Volllaststunden pro Jahr eintritt; [14] ermittelt unter den dort getroffenen Annahmen einen Übergangsbereich von etwa 2.500 Volllaststunden. Diese könnten in einem System mit hohen EE-Anteilen (aufgrund ihrer begrenzten Verfügbarkeit) zumindest für einen Teil der notwendigen thermischen Kraftwerksleistung erreicht werden. Bei einem System mit hohen Anteilen von Kernenergie erscheint das zumindest unwahrscheinlicher.

Für die Abwägung zwischen den unterschiedlichen Erzeugungstechnologien sind neben den fixen und variablen Kosten der Anlagen zur Nachfragedeckung zudem auch die Netzintegrationskosten relevant. Dabei sind verschiedene Aspekte zu beachten:

Der notwendige Zubau an Erzeugungskapazität zur Deckung der steigenden Nachfrage wird in jedem Fall Netzausbau erfordern. Dieser wird erheblich, allerdings stark abhängig von den notwendigen Transportdistanzen sein.
Wenn KKW und CCS lastnäher platziert werden können als volatile EE, die abhängig von der Flächenverfügbarkeit und regional stark unterschiedlichen Erzeugungspotenzialen häufig in lastfernen Regionen konzentriert ausgebaut werden, kann der Netzausbaubedarf für diese Technologien niedriger sein.
Aber auch innerhalb der verschiedenen EE-Technologien gibt es relevante Unterschiede mit Blick auf die Netzintegrationskosten. Da der Netzausbau von Einspeisespitzen und damit der Erzeugungsleistung getrieben wird, PV-Anlagen aber eine niedrigere Volllaststundenzahl aufweisen als Windenergieanlagen, sind die Netzausbaukosten bezogen auf das Erzeugungspotenzial deutlich höher. Zudem liegen sie für PV-Dachanlagen zumindest in Gebieten, in denen der Abtransport von EE-Strom auslegungsrelevant ist, höher als für PV-Freiflächenanlagen. Bei Windenergie sind die Netzintegrationskosten von Offshore-Windenergieanlagen aufgrund der hohen Kosten für die Anbindung per Seekabel deutlich höher als für Onshore-Windenergieanlagen.
Gleichzeitig können Standortwahl und intelligentes Systemdesign wie Abregelung von extrem seltenen Einspeisespitzen oder Co-Location mit Speichern die Netzintegrationskosten und damit die Systemkosten reduzieren. Die Herausforderung liegt hier v. a. im Design von geeigneten Anreizmechanismen.

Hinweise auf die optimale Systemkonfiguration geben vor allem Energiesystemstudien, in denen die Gesamtkosten der Nachfragedeckung im Energiesystem unter Modellierung der wesentlichen Kostenzusammenhänge minimiert werden. Dabei unterscheiden sich die vorliegenden Studien u. a. mit Blick auf zeitliche Auflösung, Betrachtungsbereich, Genauigkeit der Modellierung der Netz- und Systemkosten etc. Die sogenannten Langfristszenarien [15], die vom BMWE finanziert werden und an denen der Autor selbst mitwirkt, zeichnen sich im Vergleich zu den meisten anderen vorliegenden Studien durch eine besonders detaillierte Modellierung aus, die sowohl das gesamte europäische Ausland als auch die Kostenwirkungen für Übertragungs- und Verteilungsnetze umfasst. Bisher vorliegende Szenarien betrachten allerdings Kernenergie in Deutschland nicht als Option zur Nachfragedeckung. Leider liegen keine dem Autor bekannten Studien vor, die alle relevanten Technologien mit ähnlicher Modellierungsgenauigkeit wie die Langfristszenarien berücksichtigen. Auch aufgrund der ähnlichen Methodik zu [15] erlaubt eine von der von den Wissenschaftsakademien getragenen Initiative „Energiesysteme der Zukunft“ vorgelegte Studie zur Bedeutung von generischen Grundlastkraftwerken [16], [17] aber zumindest eine grobe Einordnung.

Eine Herausforderung für alle Studien ist dabei, dass für Kern- wie CCS-Kraftwerke unklar ist, welche Kostensenkungen gegenüber den extrem hohen – und sicherlich nicht verallgemeinerbaren – Kosten von First-of-a-Kind-Projekten wie dem 2025 in Betrieb gegangenen EPR in Flamanville erreicht werden können. Sollten sich die Kostenschätzungen von EDF für die geplanten sechs EPR2 von ca. 7.300 €₂₀₂₀/kW als realistisch erweisen, könnten Kernkraft-Grundlastkraftwerke auf Basis der Ergebnisse aus [17] zumindest potenziell zu einer Senkung der Systemkosten führen[10]. Die Ergebnisse derartiger Modellierungen legen aber auch nahe, dass Kostenoptima flach sind und durch eine technologische Neuausrichtung auf Basis des vorliegenden Wissens keine grundsätzlichen Änderungen der Systemkosten eines klimaneutralen Energiesystems zu erwarten sind.

Aus Sicht des Autors sind somit allzu definitive Aussagen über den angeblich effizienten Technologiemix mit erheblicher Skepsis zu betrachten. Dass ausgehend vom Status quo durch einen kurzfristigen und grundsätzlichen Schwenk weg vom Ausbau erneuerbarer Energien hin zu alternativen Technologien wie Kernenergie oder CCS erhebliche Kosteneinsparungen realisiert werden können, erscheint unwahrscheinlich. Genauso ist aber denkbar, dass mit mehr umgesetzten Projekten Kostensenkungen bei diesen Technologien zu verzeichnen sein werden, die zumindest eine Kombination mit erneuerbaren Energien, durchaus auch mit Blick auf eine resiliente Aufstellung des Energiesystems, sinnvoll erscheinen lassen. Daher erscheint es sinnvoll, tatsächliche Kostenentwicklungen kontinuierlich im Auge zu behalten und Strategien ggf. neu auszurichten. Bis dahin sollte der Fokus beim Ausbau der erneuerbaren Energien vor allem auf den aus Systemkostensicht besonders günstigen Technologien Windenergie an Land und PV-Freifläche liegen.

Quellen

[1] C. Geinitz, „Energiewende braucht laut Studie auch Atomkraft“, FAZ.NET, 10. August 2026. Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: https://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/mehr-wirtschaft/darum-braucht-die-energiewende-laut-studie-auch-atomkraft-accg-201109267.html

[2] U. Begemann, C. von Branconi, und T. Frewer, „DER KLIMANEUTRALE STROMMIX DER ZUKUNFT: Eine Szenarioanalyse zu den Kosten des zukünftigen deutschen Stromsystems“, Global Energy Solutions. Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: https://global-energy-solutions.org/wp-content/uploads/2026/05/DER-KLIMANEUTRALE-STROMMIX-DER-ZUKUNFT-veroeffentlicht-V1.1.pdf

[3] C. Maurer, „Da die Studie so einen Widerhall gefunden hat, habe ich sie mir nun einmal etwas genauer angeschaut …“, X (Twitter). Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: https://x.com/maurerchr/status/2087201755746521408?s=20

[4] Intergovernmental Panel On Climate Change (Ipcc), Hrsg., „Mitigation Pathways Compatible with Long-term Goals“, in Climate Change 2022 – Mitigation of Climate Change, 1. Aufl., Cambridge University Press, 2023, S. 295–408. doi: 10.1017/9781009157926.005.

[5] Consentec, BET Consulting, IKEM, und Fraunhofer IEG, „Integrierte und robuste sowie resiliente Planung der Energieinfrastrukturen im Rahmen der Systementwicklungsstrategie“, Studie für das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Aug. 2025. Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: https://consentec.de/publikation/integrierte-und-robuste-sowie-resiliente-planung-der-energieinfrastrukturen-im-rahmen-der-systementwicklungsstrategie/

[6] IEA, „Trends in electric cars – Global EV Outlook 2026 – Analysis“, IEA. Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: https://www.iea.org/reports/global-ev-outlook-2026/trends-in-electric-cars

[7] S. Link, A. Stephan, D. Speth, und P. Plötz, „Rapidly declining costs of truck batteries and fuel cells enable large-scale road freight electrification“, Nat Energy, Bd. 9, Nr. 8, S. 1032–1039, Mai 2024, doi: 10.1038/s41560-024-01531-9.

[8] „Weltweiter Absatz von E-Lkw und -Bussen 2025 fast verdoppelt“, FAZ.NET. Zugegriffen: 21. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: https://www.faz.net/agenturmeldungen/dpa/weltweiter-absatz-von-e-lkw-und-bussen-2025-fast-verdoppelt-201142204.html

[9] „Rund drei Viertel der im Jahr 2025 errichteten Wohngebäude heizen mit Wärmepumpen“, Statistisches Bundesamt. Zugegriffen: 21. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2026/06/PD26_N038_31_51.html

[10] L. Colelli, S. Dell’Aversano, C. Bassano, G. Vanga, K. Gallucci, und G. Vilardi, „Liquid e-fuels for a sustainable future: A comprehensive review of production, regulation, and technological innovation“, Energy Conversion and Management, Bd. 347, S. 120529, Jan. 2026, doi: 10.1016/j.enconman.2025.120529.

[11] Intergovernmental Panel On Climate Change (Ipcc), Hrsg., „Summary for Policymakers“, in Climate Change 2022 – Mitigation of Climate Change, 1. Aufl., Cambridge University Press, 2023, S. 3–48. doi: 10.1017/9781009157926.001.

[12] Bundesnetzagentur, „Genehmigung des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan Strom 2025-2037/2045“. April 2025. Zugegriffen: 21. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: https://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/2025-04/250430_Genehmigung_Szenariorahmen_2025.pdf

[13] Ariadne et al., „Vergleich der ‚Big 5‘-Klimaneutralitätsszenarien“, Apr. 2022. Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: https://ariadneprojekt.de/news-de/big5-szenarienvergleich/

[14] ewi, „Dekarbonisierungsoptionen für steuerbare Kraftwerke – Perspektiven bis 2030“, Nov. 2025. Zugegriffen: 21. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: https://www.ewi.uni-koeln.de/cms/wp-content/uploads/2025/10/20251031_EWI_Kurzstudie_DekarbonisierungsoptionenSteuerbareKraftwerke_final.pdf

[15] Fraunhofer ISI, Consentec, ifeu, und TU Berlin, „Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland“, Projekt im Auftrag des BMWE, 2026. Zugegriffen: 21. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: www.langfristszenarien.de

[16] P. Stöcker u. a., Kernspaltung, Erdgas, Geothermie, Kernfusion: Welche Rolle spielen Grundlastkraftwerke in Zukunft? 2024. doi: 10.48669/esys_2024-14.

[17] Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI, „Modellgestützte Systemanalyse zur potentiellen Rolle von Grundlastkraftwerken im Rahmen eines dekarbonisierten europäischen Energiesystems“, Studie für acatech/ESYS, Juni 2024. Zugegriffen: 20. August 2026. [Online]. Verfügbar unter: https://energiesysteme-zukunft.de/fileadmin/user_upload/Publikationen/PDFs/ESYS_ISI_Gutachten_Grundlast.pdf

[1] Vgl. dort insbesondere C.4.1 und C.8

[2] Die genauen Zahlen unterscheiden sich z. B. abhängig von dem unterstellten Niveau energetischer Sanierungen des Gebäudebestands, der Verlagerung von Individualverkehr auf ÖPNV etc.

[3] Der tatsächliche Wert dürfte höher liegen, da es auch Zeiten mit Exporten geben wird.

[4] Es wird davon ausgegangen, dass die verfügbaren Biomassepotenziale für anders schwer dekarbonisierbare Sektoren und nicht für die Stromerzeugung eingesetzt werden.

[5] Da CCS die Emissionen nicht vollständig abscheidet, wären weitere Technologien wie negative Emissionen notwendig, um vollständige Klimaneutralität zu erreichen.

[6] Als dekarbonisierte Brennstoffe kommen z. B. low-carbon oder erneuerbar hergestellter Wasserstoff oder Derivate davon wie Methanol in Frage. Auch hier gilt, dass evtl. durch den Herstellungsprozess verbleibende Restemissionen mit negativen Emissionen kompensiert werden müssten.

[7] Bei CCS ist neben den Anlagenkosten selbst auch die Transport- und Speicherinfrastruktur zu berücksichtigen.

[8] Bei einer Vorhalteleistung in Höhe der heutigen Spitzenlast von 80 GW, angenommenen Investitionskosten für eine offene Gasturbine von 800 €/kW, einem Annuitätenfaktor (inkl. fixer Betriebskosten) von 10 % und einem nach unten abgeschätzten Stromverbrauch von 650 TWh.

[9] Die Höhe ist stark abhängig vom Wasserstoffpreis. Bei einer Umwandlungseffizienz von 50% entsprechen 20 ct/kWh einem Wasserstoffpreis von gut 3 €/kg, 30 ct/kWh ca. 5 €/kg. Der die Vollkosten der Produktion von grünem Wasserstoff abschätzende Index Hydex Plus Green liegt zum Zeitpunkt der Abfassung dieses Artikels bei knapp unter 7 €/kg, für blauen Wasserstoff bei ca. 4 €/kg.

[10] Die ESys-Studie nennt als Schwelle für Kostenparität einen Wert von 9.250 €/kW. Einschränkend ist zu sagen, dass aufgrund unterschiedlicher Finanzierungskonditionen etc. die Zahlen mglw. nicht vollständig vergleichbar sind. Neben den Kosten sind auch Bauzeiten als eine relevante Herausforderung zu diskutieren, wenn ein klimaneutrales Stromsystem bis ungefähr zur Jahrhundertmitte realisiert werden soll. EDF nennt für die geplanten sechs EPR2 mit 10 GW Leistung, somit einem Bruchteil der in Deutschland zusätzlich notwendigen Erzeugungskapazität, einen Inbetriebnahmezeitraum von 2038 für den ersten Reaktor und danach 12-18 Monate Abstand für die weiteren Reaktoren.