Replik Klimaneutraler Strom Systemkosten statt Technologieziele

Christoph Maurers Beitrag „Der Weg zum klimaneutralen Energiesystem“ ist ein wertvoller Beitrag zur Diskussion um die zukünftige deutsche Stromversorgung. Bemerkenswert ist, wie weit seine Analyse und unsere Studie „Der klimaneutrale Strommix der Zukunft“ [1] in zentralen Punkten übereinstimmen. Dennoch gibt es einen Dissens. Dieser betrifft jedoch weniger die grundlegenden technisch-ökonomischen Zusammenhänge als vielmehr deren Bedeutung und die daraus abzuleitenden Schlussfolgerungen.

Maurer stellt zutreffend fest, dass niedrige Stromgestehungskosten von Windkraft und Photovoltaik keine hinreichende Aussage über die Kosten eines Stromsystems erlauben. Netze, gesicherte Leistung, Speicher, der zeitabhängige Wert der erzeugten Elektrizität und die Kosten klimaneutraler Brennstoffe müssen berücksichtigt werden. Er verweist zudem auf die zuletzt ungünstige Entwicklung bei klimaneutralem Wasserstoff. Auch die Stilllegung kostengünstiger deutscher Kernkraftwerke bewertet er rückblickend als Fehler. Kernenergie und CCS schließt er für die Zukunft nicht grundsätzlich aus. Schließlich hält er die Frage, ob sich kapitalintensive Technologien ohne staatliche Absicherung finanzieren lassen, ausdrücklich für nur begrenzt geeignet, um deren volkswirtschaftliche Vorteilhaftigkeit zu beurteilen.

Hinzu kommt die besondere Größenordnung der Transformationsaufgabe. Bei der zukünftigen Stromnachfrage liegen Maurer und wir nicht weit auseinander. Er nennt für ein klimaneutrales Deutschland 850 bis 1.200 TWh jährlich; unsere Modellierung geht von 950 TWh aus. Gegenüber einer historischen deutschen Stromerzeugung von rund 570 TWh um die Jahrtausendwende bedeutet dies nicht nur die Dekarbonisierung der bestehenden Erzeugung und den entsprechenden Umbau der Verbrauchssektoren Industrie, Verkehr und Gebäude, sondern zugleich eine erhebliche Vergrößerung des Stromsystems.

Bei sehr hohen fEE-Anteilen (Anteilen fluktuierender erneuerbarer Energien) erfordert diese zusätzliche Strommenge wegen der in Deutschland ausgeprägt geringeren Volllaststunden entsprechend hohe installierte Erzeugungsleistungen. Für die Transformation ist zusätzlich relevant, dass die hohe Gleichzeitigkeit der Stromerzeugung sowohl durch Wind als auch durch Sonne dazu führt, dass Netze, Speicher, gesicherte Reserveleistungen und Flexibilitätsoptionen weit überproportional zur Erzeugungsleistung aufgebaut werden müssen.

Diese Übereinstimmungen sind wesentlich. Denn genau hier setzt unsere Untersuchung an. Sie fragt nicht, welche Technologie politisch vorzuziehen oder am wahrscheinlichsten ist, sondern welche Stromsystemarchitektur unter vorgegebenen Anforderungen an Klimaneutralität und Versorgungssicherheit die geringsten volkswirtschaftlichen Kosten verursacht. Die Studie vergleicht dazu vier Szenarien bei einem Jahresstrombedarf von 950 TWh und stundenscharfem Ausgleich von Erzeugung und Last. Kosten für Erzeugung, Netze, Speicher, Rückverstromung sowie Im- und Exporte gehen in den Vergleich ein. Sie ist ausdrücklich keine Prognose für das Jahr 2045, sondern eine Szenarioanalyse unter definierten Annahmen.

Damit geht auch der Einwand fehl, ein bestimmter zukünftiger Kraftwerkspark sei „unwahrscheinlich“. Ein Szenario muss nicht wahrscheinlich sein, um analytisch relevant zu sein. Die entscheidende Frage zur Beurteilung eines Szenarios lautet vielmehr, wie sich die Systemkosten verändern, wenn politische Restriktionen entfallen und zusätzliche Technologien zugelassen werden.

Die eigentliche Frage ist die Kostensensitivität bei zunehmenden fEE-Anteilen

Unsere Untersuchung ermittelt im technologieoffenen Szenario Stromsystemkosten von rund 125 €/MWh. Die beiden am Osterpaket[1] orientierten Szenarien erreichen 197 beziehungsweise 212 €/MWh, das Szenario mit 100 Prozent fluktuierenden Erneuerbaren 321 €/MWh. Diese volkswirtschaftlichen Gesamtsystemkosten sind modellabhängig und vor allem nicht als Prognose zukünftiger Marktpreise zu verstehen. Ihre Unterschiede sind jedoch zu groß, um sie mit der allgemeinen Unsicherheit von Energiesystemmodellen zu erklären.

Die im Kostenminimum ausgewiesenen 96 GW Kernkraft sind dabei nicht der entscheidende Befund. Die genaue Lage des Minimums hängt insbesondere von Investitionskosten, Finanzierung, Flexibilität, Importmöglichkeiten und den Kosten konkurrierender Technologien ab. Wir würden deshalb aus der Simulation keine Ausbauempfehlung von 96 GW ableiten.

Wesentlich bedeutender und robuster ist ein anderer Befund: Das Kostenminimum liegt unter den verwendeten Annahmen weit entfernt von einem Stromsystem mit 80 oder 100 Prozent fluktuierender Erzeugung. Auch Maurer verweist auf die ESYS/Fraunhofer-ISI-Analyse [2], nach der neu errichtete Grundlastkraftwerke bis zu Investitionskosten in der Größenordnung von rund 9.250 €/kW die Systemkosten nicht erhöhen und bei niedrigeren Kosten senken. Damit bestätigt auch die von ihm herangezogene Untersuchung die Möglichkeit eines erheblichen ökonomischen Wertes gesicherter CO?-armer Erzeugung.

Unsere Annahme von 6.000 €/kW für Kernkraft bezieht sich auf standardisierte Serienprojekte. Zum Vergleich: Die Investitionskosten von Olkiluoto 3 lagen bei rund 6.800 €/kW, obwohl das Projekt durch zahlreiche Unterbrechungen und Designänderungen geprägt war. Sie darf nicht mit den Kosten einzelner europäischer First-of-a-Kind-Projekte gleichgesetzt werden. Ob die von uns unterstellten Kosten tatsächlich erreicht werden, bleibt unsicher. Aus dieser Unsicherheit folgt jedoch kein sachlicher Grund, Kernenergie bereits ex ante aus dem Lösungsraum auszuschließen.

Flexibilität senkt Kosten – sie ersetzt aber keine saisonale Energiespeicherung

Ein wesentlicher Unterschied betrifft die Bewertung der Rolle von Demand Side Management und Batteriespeichern. Maurer erwartet erhebliche Flexibilität insbesondere durch Elektromobilität und Wärmespeicher. Diese Flexibilität existiert und besitzt einen volkswirtschaftlichen Wert. Entscheidend ist jedoch ihre zeitliche Reichweite.

Batterien, Wärmespeicher und flexible Verbraucher können Last und Erzeugung über Minuten, Stunden und teilweise Tage verschieben. Sie können Abregelung reduzieren, Preisspitzen glätten und den Einsatz von Spitzenlastkraftwerken verringern. Sie erzeugen aber keine zusätzliche Energie. Nach länger andauernden Perioden mit geringer Wind- und Solarproduktion sind Batterie- und Lastverschiebepotenziale ausgeschöpft. Der verbleibende Energiebedarf muss dann durch Importe, langzeitgespeicherte Energie oder disponible Erzeugung gedeckt werden.

Die Simulation zeigt genau diese zeitliche Struktur. Bei hohen fEE-Anteilen treten nicht nur kurzfristige Leistungsspitzen auf, sondern länger anhaltende Über- und Unterdeckungen. Überschüsse müssen deshalb teilweise in Wasserstoff überführt und über längere Zeiträume gespeichert werden. Elektrolyseure, Speicher und Rückverstromungskapazitäten sind hierfür zu dimensionieren. Kurzfristige Flexibilität kann deren Bedarf nur wenig verringern; sie ersetzt die erforderliche Leistung für saisonale Absicherung nicht.

Hier besteht zudem ein ordnungspolitischer Aspekt. Technisch mögliche Lastverschiebung ist für die Verbraucher nicht kostenfrei. Verbraucher besitzen Präferenzen hinsichtlich Produktionszeit, Mobilität, Wärme und Komfort. Wird ihre Flexibilität über Marktpreise aktiviert, muss die Vergütung ihre damit verbundenen Nachteile (Opportunitätskosten) ausgleichen. Sehr weitgehende Lastanpassungen lassen sich daher nicht als kostenfreie Systemressource behandeln. In einem marktwirtschaftlichen System sollte die Entscheidung darüber grundsätzlich beim Verbraucher liegen und seine Flexibilität durch Preissignale erschlossen werden.

Batterien werden in der Realität in erheblichem Umfang bei Netzengpässen eingesetzt. Da die Simulation das Netz als Kupferplatte betrachtet, entstehen keine Flexibilisierungserfordernisse und -kosten. Das macht unsere Gesamtsystem-Kostenschätzung bei hohen fEE-Anteilen konservativ.

Stromimporte sind wohlfahrtssteigernd – aber kein Ersatz für gesicherte Leistung

Auch beim europäischen Stromhandel besteht mehr Übereinstimmung mit Maurer, als es zunächst scheint. Internationaler Stromhandel erhöht grundsätzlich den Wohlstand, wenn unterschiedliche Grenzkosten, Erzeugungsstrukturen und Wetterlagen genutzt werden können. Die GES-Studie argumentiert insofern nicht für elektrische Autarkie. Der europäische Strommarkt ist institutionell bereits weit entwickelt. Die physische Integration, die für einen wesentlich stärkeren europaweiten Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch erforderlich wäre, ist dagegen noch ein sehr langfristiges Infrastrukturprojekt. Die stärkere Nutzung europäischer Ausgleichseffekte setzt damit zunächst erhebliche Investitionen in nationale und grenzüberschreitende Netze voraus, die ebenfalls in der Simulation nicht berücksichtigt wurden.

Strom unterscheidet sich zudem ökonomisch in einem entscheidenden Punkt von gewöhnlichen Handelsgütern. Eine MWh Elektrizität muss zu dem Zeitpunkt zur Verfügung stehen, zu dem Nachfrage besteht. Eine um eine Stunde verspätete Lieferung kann in einer Knappheitssituation weitgehend wertlos sein. Bei vielen lagerfähigen Konsum- und Investitionsgütern führt eine verspätete Lieferung dagegen zwar zu zusätzlichen Kosten und entgangenem Nutzen, die Lieferung kann jedoch nachgeholt werden. Bei Strom ist dies grundsätzlich anders: Eine in einer Knappheitsstunde nicht gelieferte MWh kann ihren wirtschaftlichen Nutzen für diesen Zeitpunkt endgültig verlieren.

Die jährlichen Importmengen sagen wenig darüber aus, ob ausreichend Leistung während einer europaweiten Knappheitsstunde verfügbar ist. Die langfristig statistisch gesicherte Leistung von Strom aus Windkraft liegt bei etwa 3 % der installierten Leistung, die eines konventionellen Kraftwerks über 90 %. Dies und die auf Zeitskalen von Tagen und Wochen hohe Gleichzeitigkeit der europäischen fEE-Erzeugung lassen erkennen, welche europäische Erzeugungsstruktur erforderlich ist. Konkret: Langfristig hohe Verfügbarkeit erfordert steuerbare Erzeugung.

Die dafür erforderliche gesicherte Erzeugungs- oder Speicherleistung verschwindet durch den Stromhandel nicht aus der volkswirtschaftlichen Systemkostenrechnung; sie wird lediglich räumlich verlagert. Soll Deutschland in Knappheitssituationen systematisch auf Importe zurückgreifen, müssen die entsprechenden Kapazitäten irgendwo im europäischen System errichtet, finanziert und über ausreichende Netze erreichbar sein.

Marktwirtschaftlich spricht dies keineswegs gegen Stromhandel. Es bedeutet vielmehr, dass bei seiner Bewertung auch die Kosten der dafür erforderlichen Erzeugungs-, Speicher- und Netzinfrastruktur berücksichtigt werden müssen. Ein gemeinsamer europäischer Markt führt zudem tendenziell zu Preisangleichungen. Steigt die deutsche Nachfrage in europäischen Knappheitsstunden stark an, steigen deshalb nicht nur die deutschen Importpreise. Der zusätzliche deutsche Nachfrageimpuls erhöht unter sonst gleichen Bedingungen auch die Strommarktpreise in den Exportländern, was politische Akzeptanz erfordert.

Die Analogie zum allgemeinen Wohlfahrtsgewinn des internationalen Warenhandels greift deshalb zu kurz. Sie berücksichtigt weder die Zeitkritikalität des Gutes noch die hohen Kosten einer Nichtversorgung, das potenzielle Zusammenfallen europäischer Knappheiten und den erheblichen Infrastrukturbedarf, der für eine weitergehende europäische Integration und damit die erforderlichen Transportkapazitäten erst noch realisiert werden muss.

Warum die Grenzkosten hoher fEE-Anteile steigen

Maurer verweist darauf, dass Kostenminima in Energiesystemmodellen häufig flach verlaufen. Daraus folgt jedoch nicht, dass die Systemkosten bei sehr hohen fEE-Anteilen nur geringfügig ansteigen.

Grundsätzlich zu unterscheiden ist, unter welchen Annahmen ein flaches Kostenminimum zustande kommt und ob diese Annahmen für ein zukünftiges Stromsystem realistisch sind. Modellrechnungen mit hohen fEE-Anteilen werden insbesondere durch niedrige Kosten für Batterien, Elektrolyse und Wasserstoff, weitreichende Nachfrageflexibilität, stark ausgebaute nationale und europäische Netze sowie hohe Importmöglichkeiten begünstigt. Umgekehrt steigt der Wert gesicherter CO2-armer Erzeugung, wenn Kernkraft oder CCS zu wettbewerbsfähigen Kosten verfügbar sind, Importmöglichkeiten in europäischen Knappheitssituationen begrenzt bleiben oder höhere Anforderungen an Versorgungssicherheit und Resilienz gestellt werden.

Damit lässt sich die Frage nach dem Kostenminimum nicht dadurch beantworten, dass man auf die Bandbreite vorhandener Modellergebnisse verweist. Zu prüfen ist vielmehr, welche Annahmen die tatsächlichen technischen und ökonomischen Eigenschaften des zukünftigen Stromsystems am besten abbilden.

Unsere Simulation weist zwei charakteristische Bereiche auf: einen flachen Kurvenverlauf bei geringen bis mittleren fEE-Anteilen und einen zunehmend steilen, monoton steigenden Kostenverlauf bei mittleren bis hohen fEE-Anteilen. Die zugrunde liegenden Mechanismen sind technisch und ökonomisch nachvollziehbar.

Genau hier liegt aus unserer Sicht die Bedeutung der GES-Ergebnisse. Die ausgewiesene hohe Kernkraftleistung ist keine Prognose eines optimalen zukünftigen Kraftwerksparks. Entscheidend ist vielmehr, warum unsere Modellierung bei einem signifikanten Anteil gesicherter CO2-armer Erzeugung deutlich niedrigere Systemkosten ausweist als bei sehr hohen fEE-Anteilen. Dafür sind die nachfolgend dargestellten strukturellen Zusammenhänge maßgeblich:

fEE können bei geringen Anteilen konventionelle Kraftwerke wie Gaskraftwerke kostengünstig ersetzen. Teure Flexibilisierungsoptionen wie Batterien sind noch nicht erforderlich. Dies sorgt für eine anfangs flache, ggf. sogar leicht negative Steigung der Kostenkurve im Bereich geringer fEE-Anteile und entspricht der Erfahrung mit der Energiewende in den ersten Jahren. Diese erste Phase ist vorbei. Wir befinden uns am Beginn der zweiten Phase, in der folgende Effekte dominieren.

Erstens sinkt der Grenznutzen zusätzlicher Wind- und Solarleistung. Eine zusätzliche Anlage erzeugt, meteorologisch bedingt, in denselben Zeiträumen wie die bereits vorhandenen Anlagen. Mit wachsender installierter Leistung nehmen deshalb Erzeugungsspitzen stark zu ohne zusätzliche bedeutende Erzeugung während Dunkelflauten. Der Marktwert der zusätzlichen so erzeugten MWh sinkt. Dieser Kannibalisierungseffekt ist bereits heute an den Strommärkten in Form zunehmend auch negativer Preise in Stunden hoher Wind- und Solarproduktion zu beobachten. Zusätzliche Speicher und flexible Nachfrage können diesen Effekt vermindern, aber nicht die meteorologische Korrelation der Erzeugung beseitigen.

Zweitens wächst der Bedarf an Umwandlung und Speicherung. Kann zusätzlicher Strom nicht unmittelbar verbraucht, exportiert oder kurzfristig gespeichert werden, muss er abgeregelt oder beispielsweise über Elektrolyse unter hohen Energieverlusten in Wasserstoff umgewandelt werden. Bei anschließender Rückverstromung geht erneut ein großer Teil der ursprünglich eingesetzten elektrischen Energie verloren. Zusätzlich entstehen Kapitalkosten für Elektrolyseure, Speicher und Gasturbinen. Sinkende Kosten dieser Technologien können diesen Effekt wirtschaftlich abschwächen; die Umwandlungsverluste und der zusätzliche Anlagenbedarf bleiben jedoch bestehen.

Drittens sinkt mit wachsendem fEE-Anteil die Auslastung der notwendigen gesicherten Kraftwerksleistung. Deren Fixkosten verteilen sich damit auf weniger erzeugte MWh. Werden zugleich fossile Brennstoffe durch teureren klimaneutralen Wasserstoff ersetzt, wirken beide Effekte in dieselbe Richtung: Die Brennstoffkosten steigen, während die erzeugte Strommenge sinkt.

Viertens steigen die Anforderungen an die Netzinfrastruktur. Die GES-Studie modelliert Deutschland vereinfachend als Kupferplatte und skaliert den Netzausbau top-down. Räumliche Netzengpässe, Redispatch und regionale Flexibilitätsanforderungen sind damit nicht erfasst. Diese Vereinfachung unterschätzt eher die Kosten einer stark dezentralen und räumlich vom Verbrauch entkoppelten Erzeugungsstruktur, als dass sie diese überschätzt.

Fünftens werden bei fortschreitendem fEE-Ausbau tendenziell weniger günstige Standorte erschlossen. Die GES-Rechnung berücksichtigt diesen Effekt nicht, sondern skaliert die historischen Erzeugungsprofile linear. Zusätzliche Anlagen dürften im Durchschnitt nicht bessere, sondern eher ungünstigere Ertrags-, Anschluss- oder Standortbedingungen vorfinden. Dieser Effekt wird in unserer Modellierung eher unterschätzt als überschätzt.

Diese Zusammenhänge haben eine gemeinsame Eigenschaft: Sie beruhen nicht primär auf Prognosen zu den Kosten einzelner Technologien, sondern auf strukturellen Eigenschaften eines deutschen Stromsystems mit hohen Anteilen korrelierter, wetterabhängiger Erzeugung. Technischer Fortschritt bei Batterien, Elektrolyseuren oder Laststeuerung kann ihre Kostenwirkungen vermindern. Er hebt jedoch die zugrunde liegenden Zusammenhänge nicht auf, insbesondere die vergleichsweise geringen Vollaststunden von Wind- und PV-Anlagen in Deutschland sowie die erhebliche räumliche und zeitliche Diskrepanz zwischen fEE-Erzeugung und Stromverbrauch.

Damit verschiebt sich auch die Beweisfrage. Für ein flaches Kostenminimum bei sehr hohen fEE-Anteilen reicht es nicht aus, auf entsprechende Modellergebnisse zu verweisen. Es muss gezeigt werden, welche Flexibilitätsressourcen in welcher Größenordnung, zu welchen Kosten und mit welcher gesicherten Verfügbarkeit die oben genannten kostensteigernden Effekte kompensieren sollen. Dies betrifft insbesondere Batterien, Demand Side Management, Wasserstoff, nationale und europäische Netze sowie gesicherte Importmöglichkeiten.

Unsere Szenarien beweisen keinen mathematischen bestimmten Verlauf der Kostenkurve, sondern dienen der Illustration: Sie zeigen für Deutschland einen ausgeprägten Kostenanstieg mit zunehmendem fEE-Anteil, für den es technisch und ökonomisch nachvollziehbare Ursachen gibt. Die relevante Frage ist deshalb nicht, ob sich mit geeigneten Annahmen auch ein flacherer Kurvenverlauf modellieren lässt. Entscheidend ist, welcher Verlauf unter realistischen Annahmen über die tatsächlich verfügbaren Systemressourcen zu erwarten ist.

Kernkraft und erneuerbare Energien sind Substitute und Komplemente zugleich

Maurer stellt zutreffend fest, dass Kernkraft sowie Wind- und Solaranlagen kapitalintensive Technologien mit niedrigen variablen Kosten sind. Werden sie gebaut, ist eine hohe Nutzung ihres Erzeugungspotenzials wirtschaftlich sinnvoll. Kernkraft als nur selten eingesetztes Backup für Dunkelflauten wäre deshalb ineffizient.

Daraus folgt jedoch nicht, dass Kernkraft und fluktuierende Erneuerbare in einem kostenoptimalen System nur begrenzt nebeneinander bestehen können.

Beide Technologien sind Substitute: Jede zusätzliche TWh Kernkraft reduziert grundsätzlich den Bedarf an anderer CO2-armer Erzeugung. In der GES-Simulation wird konservativ angenommen, dass Kernkraft konstant, im Szenario „absolutes Kostenminimum“ als Grundlastkraftwerk, durchläuft. fEE in Verbindung mit begrenztem Stromimport und Export sowie Erdgas-Peakern mit CCS stellen in jeder Stunde des Jahres die noch fehlende Leistung bereit.

Beide Technologien können bei geringen fEE-Anteilen auch komplementär wirken, wie der oben beschriebene Kostensenkungseffekt zeigt.

Die internationale Modellliteratur [3], [4], [5], [6], [7], [8], [9], [10] findet entsprechend regelmäßig kostenoptimale Kombinationen aus fluktuierenden Erneuerbaren, gesicherter CO2-armer Erzeugung, Speichern, Netzen und flexibler Nachfrage. Entscheidend ist nicht, ob sich Kernkraft und Wind/PV „vertragen“, sondern welcher Mix unter realistischen Kostenannahmen die geringsten Gesamtsystemkosten verursacht.

Der ordnungspolitische Kern

Dies führt zu einer grundlegenden volkswirtschaftlichen Frage: Die Alternative lautet nicht Kernenergie oder erneuerbare Energien. Sie lautet auch nicht staatliche Planung oder ein unregulierter Strommarkt. Stromnetze sind natürliche Monopole, Versorgungssicherheit besitzt viele Charakteristika eines öffentlichen Gutes, CO2-Emissionen verursachen externe Kosten und kapitalintensive Anlagen reagieren stark auf regulatorische Risiken. Ein vollkommen interventionsfreier Strommarkt ist deshalb keine realistische Referenz.

Gerade daraus folgt aber, dass staatliche Eingriffe möglichst technologieunabhängig an den jeweiligen Ursachen von Marktversagen ansetzen sollten.

Der Staat sollte Klimaziele festlegen, die CO2-Externalität über ein geeignetes Preissignal internalisieren, Anforderungen an Versorgungssicherheit festlegen und monopolistische Netze regulieren. Er sollte dagegen möglichst nicht vorgeben, mit welchen Erzeugungstechnologien diese Ziele erreicht werden. Marktpreise sollten Knappheit, zeitlichen Wert, Netzwirkungen und CO2-Kosten so weit wie möglich abbilden. Investoren können dann entscheiden, ob eine zusätzliche Windkraftanlage, ein Speicher, ein Kernkraftwerk, ein CCS-Kraftwerk oder eine Lastflexibilisierung unter diesen Bedingungen wirtschaftlich sind.

Genau hier liegt das Problem technologiespezifischer Ausbauziele. Werden bestimmte Erzeugungsmengen politisch vorgegeben und andere Technologien regulatorisch ausgeschlossen, kann der Markt nicht mehr feststellen, welche Systemarchitektur die geringsten volkswirtschaftlichen Kosten aufweist. Die Politik legt zunächst die Produktionsstruktur fest und versucht anschließend, die daraus entstehenden Netze, Speicher, Backup-Kapazitäten und Fördermechanismen anzureizen.

Technologieoffenheit bedeutet nicht, jede denkbare Technologie staatlich zu finanzieren oder vorsorglich mehrere parallele Infrastrukturen aufzubauen. Sie bedeutet, Investitionsmöglichkeiten nicht administrativ auszuschließen und Technologien möglichst nach vergleichbaren volkswirtschaftlichen Kriterien zu bewerten.

Auch staatliche Finanzierungsabsicherungen ändern daran wenig. Maurer weist selbst darauf hin, dass ihre Notwendigkeit kein hinreichendes Kriterium gegen die volkswirtschaftliche Vorteilhaftigkeit einer Technologie ist. In einem politisch stark bestimmten Markt können regulatorisches Risiko und Kapitalkosten unmittelbar miteinander zusammenhängen. Ein hoher privater Finanzierungssatz bildet dann teilweise staatlich erzeugte Unsicherheit und nicht primär technisches Projektrisiko ab.

Die Schlussfolgerung aus der GES-Studie lautet deshalb mitnichten, dass Deutschland 96 GW Kernkraft bauen sollte. Sie liefert einen anderen Befund: Sobald gesicherte CO2-arme Erzeugung in den Lösungsraum aufgenommen wird, kann sich das volkswirtschaftliche Kostenminimum unter plausiblen Kostenannahmen erheblich von der politisch vorgegebenen fEE-dominierten Systemarchitektur entfernen.

Aus ordnungspolitischer Sicht ist das der entscheidende Punkt. Unsicherheit über zukünftige Technologiekosten spricht nicht für zusätzliche technologische Festlegungen. Sie erhöht vielmehr den Wert von Wahlmöglichkeiten. Der Staat sollte daher Ziele und Systemanforderungen definieren und einen Ordnungsrahmen schaffen, in dem unterschiedliche Technologien ihre tatsächlichen Kosten und ihren tatsächlichen Systemwert offenbaren können.

In welchem Umfang sich darin Kernkraft, Windkraft, Photovoltaik, CCS, Speicher oder Importe durchsetzen, sollte das Ergebnis dieses Wettbewerbs sein – nicht dessen politische Vorbedingung. Kernenergie im beschriebenen marktwirtschaftlichen Ordnungsrahmen zuzulassen, impliziert keine Entscheidung für ihren Bau. Technologieoffenheit erhält vielmehr eine zusätzliche Investitionsoption und vermindert das Risiko, eine möglicherweise kostengünstige Systemlösung bereits ex ante auszuschließen. Der erforderliche Aus- und Umbau des deutschen Stromsystems bleibt in jedem Fall eine große Transformationsaufgabe. Angesichts seines Umfangs ist die Minimierung der volkswirtschaftlichen Systemkosten von zentraler Bedeutung.

Quellen

[1]	GES; Ulrich Begemann, Christof von Branconi, Thomas Frewer, „DER KLIMANEUTRALE STROMMIX DER ZUKUNFT: Eine Szenarioanalyse zu den Kosten des zukünftigen deutschen Stromsystems,“ Juli 2026.
[2]	Fraunhofer ISI, „Modellgestützte Systemanalyse zur potenziellen Rolle von Grundlastkraftwerken im Rahmen eines dekarbonisierten europäischen Energiesystems,“ 20 August 2026.
[3]	V. Grimm, L. Oechsle und G. Zöttl, „Stromgestehungskosten von Erneuerbaren sind kein guter Indikator für zukünftige Stromkosten“.
[4]	WePlanet DACH, „Deutschlands Energiezukunft: Die Rolle der Kernenergie bei der Dekarbonisioerung,“ 26. Februar 2025.
[5]	Ariadne, Luderer, Bartels, Brown, „Die Energiewende kosteneffizient gestalten – Szenarien zur Klimaneutralität 2045,“ 2025.
[6]	Fraunhofer ISE, Thelen, Nolte, Kaiser, „Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem,“ April 2025.
[7]	BMWK, „Langfristszenarien III T45-Strom,“ März 2024.
[8]	O. Ruhnau und S. Qvist, „Storage requirements in a 100% renewable electricity system: extreme events and inter-annual variability,“ März 2022.
[9]	Naruf, „Open model-based analysis of a 100% renewable and sector-coupled energy system – The case of Germany in 2050,“ 2021.
[10]	B. &. Megy, „Battery and hydrogen storage: Complements or substitutes? A German case study,“ Juni 2026.