Bei den Grenzkosten handelt es sich um die Kosten f\u00fcr eine zus\u00e4tzliche Kilowattstunde Strom aus einem bereits bestehenden Kraftwerk oder einer Erneuerbare-Energien-Anlage (EE-Anlage). Hier sind wetterabh\u00e4ngige erneuerbare Energien mit Grenzkosten nahe null konkurrenzlos g\u00fcnstig. Auch bestehende Kernkraftwerke haben \u00fcblicherweise sehr niedrige Grenzkosten. Dagegen waren die Grenzkosten von Gaskraftwerken im letzten Jahr wegen der Gaspreisexplosion stark gestiegen.<\/em><\/p>\n\n\n\n Bei den Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Electricity, LCOE) werden die anf\u00e4nglichen Investitionskosten, die fixen und variablen Betriebskosten sowie die Kapitalkosten \u00fcber die Lebensdauer einer geplanten Anlage ins Verh\u00e4ltnis zur erzeugten Strommenge \u00fcber die Laufzeit gesetzt. Es handelt sich also um die betriebswirtschaftliche Sichtweise eines Investors oder Betreibers einer Anlage. Die Stromgestehungskosten der wetterabh\u00e4ngigen erneuerbaren Energien sind in den letzten Jahren recht stetig gesunken. Ihre Wettbewerbsf\u00e4higkeit gegen\u00fcber konventionellen Kraftwerken ist mit den h\u00f6heren Preisen f\u00fcr fossile Energien weiter gestiegen.<\/em><\/p>\n\n\n\n In der \u00f6ffentlichen Debatte werden h\u00e4ufig jene Kosten vernachl\u00e4ssigt, die aus einem hohen und steigenden Anteil von wetterabh\u00e4ngigen Erneuerbaren im Strommarkt resultieren. Diese Systemkosten sind die volkwirtschaftlich relevante Gr\u00f6\u00dfe. Sie resultieren z.B. aus dem Bereithalten von Reservekraftwerken bzw. der sinkenden Kapazit\u00e4tsauslastung des gesamten Kraftwerksparks, dem notwendigen Netzausbau, den Ma\u00dfnahmen zur Netzsteuerung oder der Notwendigkeit zum Bau von Stromspeichern. Die Aussage, die Erneuerbaren seien die kosteng\u00fcnstigste Form der Stromerzeugung, ist beim Blick auf die Systemkosten zu pauschal.<\/em><\/p>\n\n\n\n\n\n\n\n Bevor Mitte April die letzten drei Kernkraftwerke in Deutschland vom Netz gingen, hatte es wieder einmal intensive Debatten in Politik und Medien \u00fcber die Vor- und Nachteile der Kernenergie und die Sinnhaftigkeit eines Ausstiegs zu diesem Zeitpunkt gegeben. Dabei stand auch die Frage der Kosten der Strom-erzeugung im Fokus. Die Bef\u00fcrworter eines Ausstiegs argumentierten, dass die Kernenergie zu den teuersten Formen der Stromerzeugung z\u00e4hle und dass Strom aus erneuerbaren Energien viel g\u00fcnstiger sei. Anh\u00e4nger einer Laufzeitverl\u00e4ngerung hielten dem entgegen, dass ein (tempor\u00e4rer) Verbleib der Kernkraft-werke am Netz die Kosten der Stromerzeugung in Deutschland senken w\u00fcrde. Viel gegens\u00e4tzlicher konnten die Positionen also nicht sein.<\/p>\n\n\n\n Die Debatte \u00fcber die Kosten der Stromerzeugung verschiedener Energietr\u00e4ger ist nicht neu. H\u00e4ufig wird dabei aber nicht unterschieden, welche Kosten konkret gemeint sind. Es sollten (mindestens) drei Arten von Kosten der Stromerzeugung unterschieden werden: die Grenzkosten, die Stromgestehungskosten sowie die Systemkosten.<\/p>\n\n\n\n Grenzkosten: Wetterabh\u00e4ngige erneuerbare Energien unschlagbar g\u00fcnstig<\/strong><\/p>\n\n\n\n Bei den Grenzkosten handelt es sich um die Kosten f\u00fcr eine zus\u00e4tzliche Kilowattstunde Strom aus einem bereits bestehenden Kraftwerk oder einer Erneuerbare-Energien-Anlage (EE-Anlage). Hier sind wetterabh\u00e4ngige erneuerbare Energien mit Grenzkosten nahe null konkurrenzlos g\u00fcnstig. In diesem Fall trifft die Aussage zu, dass Wind und Sonne f\u00fcr eine zus\u00e4tzliche Kilowattstunde Strom keine Rechnung schicken. Dagegen m\u00fcssen bei konventionellen Kraftwerken f\u00fcr eine zus\u00e4tzliche Kilowattstunde Energietr\u00e4ger (z.B. Kohle oder Erdgas) zugef\u00fchrt werden. Die Grenzkosten sind auch ma\u00dfgeblich f\u00fcr die Reihenfolge, in der die verschiedenen Kraftwerkstypen Strom ins Netz einspeisen (Merit Order). Die wetterabh\u00e4ngigen Erneuerbaren stehen dank der geringen Grenzkosten, gepaart mit dem durch das EEG garantierten Einspeisevorrang, stets am Anfang der Merit Order. Vor dem Ausstieg aus der Kernenergie kamen da-nach die Kernkraftwerke zum Zug, denn sie verzeichneten ebenfalls sehr geringe Grenzkosten. Unter den thermischen Kraftwerkstypen folgten in der Merit Order in Deutschland \u00fcblicherweise Braunkohle- sowie Steinkohle- und Gaskraftwerke. Dabei h\u00e4ngt die Reihenfolge u.a. von den jeweiligen Preisen der Energietr\u00e4ger und den Preisen f\u00fcr CO2-Zertifikate im EU-Emissionshandel ab, mit denen die externen Kosten des Verbrauchs fossiler Energietr\u00e4ger (Klimawandel) internalisiert werden sollen. Bei allen thermischen Kraftwerken nahmen die Grenzkosten 2022 wegen h\u00f6herer Preise f\u00fcr Energierohstoffe und Emissionszertifikate zum Teil deutlich zu.<\/p>\n\n\n\n Wegen der hohen Gaspreise erlangte der Merit-Order-Effekt im letzten Jahr gr\u00f6\u00dfere Bekanntheit. Gaskraftwerke waren sehr h\u00e4ufig die preissetzenden Kraftwerke. Dadurch schlugen die hohen Gaspreise auf den Strompreis im Gro\u00dfhandelsmarkt durch. Mit dem Ausstieg aus der Kernenergie nimmt die CO2-Intensit\u00e4t der Grundlastversorgung vorerst zu. Weil die Kernkraftwerke aus der Merit-Order-Kurve fallen, werden teurere Spitzenlastkraftwerke (z.B. auf Basis von Erdgas) k\u00fcnftig fr\u00fcher f\u00fcr eine ausreichende Stromerzeugung ben\u00f6tigt als zuvor. Letztlich war f\u00fcr die bestehenden Kernkraftwerke in Deutschland die Aussage zutreffend, dass die (Grenz-) Kosten der Stromerzeugung sehr gering waren.<\/p>\n\n\n\n Stromgestehungskosten: Wettbewerbsf\u00e4higkeit der Erneuerbaren stetig gestiegen<\/strong><\/p>\n\n\n\n Bei den Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Electricity, LCOE) werden die anf\u00e4nglichen Investitionskosten, die fixen und variablen Betriebskosten sowie die Kapitalkosten \u00fcber die Lebensdauer einer geplanten Anlage ins Verh\u00e4ltnis zur erzeugten Strommenge \u00fcber die Laufzeit gesetzt. Es handelt sich also um die betriebswirtschaftliche Sichtweise eines Investors oder Betreibers einer Anlage vor deren Errichtung (oder bei Erwerb einer Anlage). Die Stromgestehungskosten der wetterabh\u00e4ngigen erneuerbaren Energien sind in den letzten Jahren recht stetig gesunken und waren bereits vor der Energiekrise mindestens konkurrenzf\u00e4hig gegen\u00fcber konventionellen Kraftwerken. Das Fraunhofer ISE bezifferte z.B. die Stromgestehungskosten f\u00fcr Windkraft an Land (in Deutsch-land) im Jahr 2021 auf etwa 4 bis 8 Cent pro kWh, f\u00fcr Fotovoltaik (ohne Batterien) auf gut 3 bis 11 Cent pro kWh und f\u00fcr Windkraft auf See auf gut 7 bis 12 Cent pro kWh. Dem standen 2021 Stromgestehungskosten f\u00fcr Gas- und Dampfkraftwerke von 8 bis 13 Cent pro kWh und f\u00fcr Steinkohlekraftwerke von 11 bis 13 Cent pro kWh gegen\u00fcber. Das BMWK hat k\u00fcrzlich ausgef\u00fchrt, dass die Stromgestehungskosten der Windkraft und Fotovoltaik 2022 wegen steigender Preise f\u00fcr Vorprodukte und Materialengp\u00e4ssen sowie h\u00f6heren Kapitalkosten erstmals seit mehr als 20 Jahren gestiegen sind. Allerdings d\u00fcrften die Stromgestehungskosten von thermischen Kraftwerken wegen der h\u00f6heren Energiepreise noch kr\u00e4ftiger expandiert sein, weshalb die Konkurrenzf\u00e4higkeit von Erneuerbaren zugenommen hat.<\/p>\n\n\n\n Die Stromgestehungskosten von EE-Anlagen oder konventionellen Kraftwerken unterscheiden sich je nach Region oder regulatorischem Umfeld. An Standorten mit viel Windaufkommen sind sie niedriger als an Standorten mit geringem Windaufkommen (z.B. Norddeutschland versus S\u00fcddeutschland). In L\u00e4ndern, in denen CO2-Emissionen bepreist werden, fallen die Stromgestehungskosten von Kohle- oder Gaskraftwerken h\u00f6her aus als in Staaten ohne eine solche Regulierung.<\/p>\n\n\n\n F\u00fcr Kernkraftwerke finden sich in der Literatur unterschiedliche Aussagen zu den Stromgestehungskosten. Die US-Investmentbank Lazard sch\u00e4tzt sie f\u00fcr neue Kernkraftwerke (USA) auf etwa 14 bis 21 US-Cent pro kWh (zum Vergleich Windkraft an Land: 2,4 bis 7,5 US-Cent pro kWh). Die Kosten f\u00fcr die Behandlung von radioaktiven Abf\u00e4llen sind hier explizit nicht eingeschlossen. Die Inter-nationale Energieagentur (IEA) bezifferte in ihrem letzten Word Energy Outlook die Stromgestehungskosten f\u00fcr Kernkraftwerke im Jahr 2030 in den USA auf 10 US-Cent pro kWh, in der EU auf 12 US-Cent pro kWh und in China auf 6,5 US-Cent pro kWh. Windkraft und Fotovoltaik sind in allen drei L\u00e4ndern\/Regionen g\u00fcnstiger. F\u00fcr das in Bau befindliche Kernkraftwerk Hinkley Point C in Gro\u00dfbritannien hat der Betreiber einen garantierten Stromabnahmepreis von 10,7 Pence pro kWh vereinbart. Die Stromgestehungskosten von Investitionen f\u00fcr eine Laufzeitverl\u00e4ngerung bestehender Kernkraftwerke sind deutlich g\u00fcnstiger als jene f\u00fcr neue Kernkraftwerke. Laut einer Studie der IEA von 2020 beliefen sie sich auf knapp 3 bis knapp 5 US-Cent pro kWh.<\/p>\n\n\n\n Aus den Zahlen l\u00e4sst sich die Aussage ablesen, dass Windkraft und Fotovoltaik hinsichtlich der Stromgestehungskosten g\u00fcnstiger sind als konventionelle thermische Kraftwerke und dass neue Kernkraftwerke zu den Stromerzeugungsformen mit sehr hohen Stromgestehungskosten z\u00e4hlen. Sollten die Preise f\u00fcr CO2-Zertifikate im EU-Emissionshandel im Zuge der kontinuierlichen Verknappung k\u00fcnftig steigen, f\u00fchrt dies zu h\u00f6heren Stromgestehungskosten f\u00fcr Kohle- oder Gaskraftwerke.<\/p>\n\n\n\n Systemkosten: Unstetigkeit und Saisonalit\u00e4t der Erneuerbaren treiben Kosten<\/strong><\/p>\n\n\n\n In der \u00f6ffentlichen Debatte werden h\u00e4ufig jene Kosten vernachl\u00e4ssigt, die aus einem hohen und steigenden Anteil von wetterabh\u00e4ngigen Erneuerbaren im Strommarkt resultieren. Diese Systemkosten sind die volkwirtschaftlich relevante Gr\u00f6\u00dfe. Die Systemkosten entstehen z.B. durch eine sinkende durchschnittliche Kapazit\u00e4tsauslastung der gesamten Stromerzeugungsanlagen. So ist die installierte Leistung in Deutschland im deutschen Strommarkt vor allem wegen des Zubaus bei Windkraft und Fotovoltaik seit Anfang des letzten Jahrzehnts um etwa 40% auf 238 Gigawatt (GW) gestiegen (Nettonennleistung Mitte 2022 laut Bundesnetzagentur). Zum Vergleich: Die Spitzenlast, also die h\u00f6chste Nachfrage zu einem bestimmten Zeitpunkt, liegt in Deutschland in der Gr\u00f6\u00dfen-ordnung von 80 GW. Die installierte Leistung \u00fcbersteigt die Spitzenlast also bereits um den Faktor 3. Die gesamte Bruttostromerzeugung sank im gleichen Zeitraum jedoch um 6% (2022 gg. 2011 laut AG Energiebilanzen). Das liegt zum einen daran, dass wetterabh\u00e4ngige erneuerbare Energien per se eine geringe Kapazit\u00e4tsauslastung aufweisen. Zum anderen verdr\u00e4ngen sie wegen ihrer geringen Grenzkosten fossile Kraftwerke aus dem Markt, was aus klimapolitischer Sicht erw\u00fcnscht ist. Bei Steinkohlekraftwerken sank die Kapazit\u00e4tsauslastung von etwa 50% im Jahr 2011 auf knapp 39% im Jahr 2022. Bei Gaskraftwerken war ein R\u00fcckgang von 36% auf knapp 27% zu verzeichnen (jeweils Verh\u00e4ltnis von Volllaststunden zur gesamten Jahresstundenzahl). Die sinkende Auslastung verursacht bei den Betreibern der konventionellen Anlagen h\u00f6here Kosten. Die L\u00fccke zwischen installierte Leistung und Spitzenlast wird mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien in den kommenden Jahren weiter steigen, obwohl auch die Spitzenlast mit einer st\u00e4rkeren Elektrifizierung von W\u00e4rmemarkt, Verkehrssektor und von Industrieprozessen ebenfalls zunehmen d\u00fcrfte.<\/p>\n\n\n\n Zu den Systemkosten z\u00e4hlt auch das Hoch- und Runterfahren von thermischen Kraftwerken in Abh\u00e4ngigkeit vom Windaufkommen oder der Sonneneinstrahlung. Hierf\u00fcr sind viele traditionelle Kraftwerke nur bedingt ausgelegt. Um das Problem der Auslastung zu adressieren, k\u00f6nnte man die gesicherte Leistung schneller reduzieren. Allerdings ist hierbei ein deutlich h\u00f6heres Tempo vorerst nicht m\u00f6glich, weil es nach wie vor l\u00e4ngere Phasen gibt, in denen Windkraft und Fotovoltaik nur wenig zur gesamten Stromerzeugung beitragen (z.B. bei Inversionswetterlagen mit stabilem Hochdruck im Winter). Gleichzeitig wird wegen des h\u00f6heren Elektrifizierungsgrades (E-Mobilit\u00e4t, W\u00e4rmepumpen, Industrieprozesse) erwartet, dass nicht nur die Spitzenlast, sondern auch die absolute Stromnachfrage von ca. 555 Terawattstunden (TWh) im Jahr 2022 auf 680 bis 750 TWh im Jahr 2030 steigen wird (ein Zuwachs um mindestens ein F\u00fcnftel). Gerade in der Heizperiode wird die Fotovoltaik auch k\u00fcnftig nur wenig zur Stromerzeugung beitragen.<\/p>\n\n\n\n Von besonderer Bedeutung f\u00fcr die Systemkosten ist ferner der Netzausbau, der zumindest teilweise durch den Zubau bei Erneuerbaren ausgel\u00f6st wird. So liegen die Erzeugungszentren f\u00fcr Windkraft im Norden Deutschlands, viele gro\u00dfe Stromverbraucher jedoch im S\u00fcden. Ein Ende M\u00e4rz 2023 ver\u00f6ffentlichter erster Strategieentwurf der \u00dcbertragungsnetzbetreiber zeigt, dass sich der Investitionsbedarf f\u00fcr das \u00dcbertragungsnetz bis 2037 auf EUR 198 Mrd. belaufen k\u00f6nnte. Auch das Verteilnetz muss physisch erweitert und intelligenter gesteuert wer-den, wenn sowohl die dezentrale Stromerzeugung durch Erneuerbare als auch die dezentrale Stromnachfrage (z.B. W\u00e4rmepumpen, Ladestationen) weiter zunehmen. Ohne solche Ma\u00dfnahmen d\u00fcrfte das Verteilnetz regional ein Engpass f\u00fcr die Elektrifizierung des W\u00e4rmemarktes und des Verkehrssektors werden. Die Bundesnetzagentur hatte bereits im Jahr 2021 den Investitionsbedarf im Stromverteilungsnetz auf EUR 47 Mrd. bis 2030 gesch\u00e4tzt. Die Zahl d\u00fcrfte seither eher gestiegen sein.<\/p>\n\n\n\n Mit einem steigenden Anteil der wetterabh\u00e4ngigen erneuerbaren Energien m\u00fcssen die Netzbetreiber zudem h\u00e4ufiger Netz- und Systemsicherheitsma\u00dfnahmen vornehmen. Laut Bundesnetzagentur lagen die gesamten Netzengpassmanagementma\u00dfnahmen allein im 2. Quartal 2023 bei EUR 771 Mio. (Q2 2022: EUR 389 Mio.). Schlie\u00dflich z\u00e4hlen auch Investitionen in Stromspeicher zu den Systemkosten, die mit dem Ausbau der Erneuerbaren einhergehen, denn mit ihnen soll das Problem der Unstetigkeit und Saisonalit\u00e4t der wetterabh\u00e4ngigen Erneuerbaren abgemildert werden. Das gilt sowohl f\u00fcr Batterien bei kleineren Verbrauchern als auch f\u00fcr Elektrolyseanlagen zur Erzeugung von (gr\u00fcnem) Wasserstoff oder andere Power-to-X-Technologien.<\/p>\n\n\n\n Es ist nicht trivial, die Systemkosten exakt zu beziffern, weil eine Zurechnung verschiedener Kosten nicht trennscharf m\u00f6glich ist. Klar ist aber, dass die Aus-sage, die Erneuerbaren seien die kosteng\u00fcnstigste Form der Stromerzeugung zu pauschal ist. Eine ausgewogene Debatte sollte jedenfalls alle Folgekosten ber\u00fccksichtigen, die mit einem Ausbau wetterabh\u00e4ngiger erneuerbarer Energien bei gleichzeitigem Fehlen von kosteng\u00fcnstigen Stromspeichern im gro\u00dfindustriellen Ma\u00dfstab entstehen. Genauso ist es richtig, die externen Kosten thermischer Kraftwerke auf Basis von fossilen Energien zu ber\u00fccksichtigen, die in vielen L\u00e4ndern au\u00dferhalb der EU noch nicht oder nur unzureichend durch CO2-Preise oder andere Instrumente internalisiert werden. Auch die Folgekosten der Nutzung der Kernenergie (z.B. radioaktive Abf\u00e4lle, Risiko von Unf\u00e4llen) geh\u00f6ren zu den Systemkosten. Deren Berechnung ist ebenfalls nicht trivial, wie der Wissenschaftliche Dienst des Bundestages in einer Ausarbeitung festgestellt hat. Ganz frei von externen Kosten sind auch die erneuerbaren Energien nicht. Zu nennen sind etwa Eingriffe in Natur- und Kulturlandschaften durch das Aufstellen von Windr\u00e4dern oder B\u00fcrgerproteste gegen Windr\u00e4der oder Stromtrassen.<\/p>\n\n\n\n Investitionen in Erneuerbare leichter darstellbar als Neubau von Back-up-Kraftwerken<\/strong><\/p>\n\n\n\n Wegen der niedrigen Stromgestehungskosten sind Investitionen in erneuerbare Energien leichter zu realisieren als Investitionen in neue Back-up-Kraftwerke. K\u00fcnftig sollen Direktvertr\u00e4ge (Power Purchase Agreements, PPAs) zwischen Betreibern von EE-Anlagen und Stromkunden an Bedeutung gewinnen. Dabei garantieren die Kunden die Abnahme des Stromes zu einem vorab festgelegten Preis. Dies erh\u00f6ht die Planungssicherheit f\u00fcr beide Seiten.<\/p>\n\n\n\n Schwieriger ist die Situation bei wasserstofff\u00e4higen Gaskraftwerken, deren Neubau die Bundesregierung plant. Sie sollen als Back-up-Kraftwerke f\u00fcr Zeiten mit wenig Windaufkommen und\/oder wenig Sonnenschein fungieren und den Ausstieg aus der Verstromung von Kohle (idealerweise bis 2030) erm\u00f6glichen. Die Stromgestehungskosten solcher Kraftwerke d\u00fcrften mindestens so hoch liegen wie bei traditionellen Gaskraftwerken. Mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien wird deren Marktanteil an der Stromerzeugung zunehmen. Die j\u00e4hrliche Auslastung der Reservekraftwerke d\u00fcrfte damit weiter sinken. Diese unzureichende Kapazit\u00e4tsauslastung erschwert es jedoch Investoren, einen Business Case f\u00fcr neue Gaskraftwerke zu erstellen, wenn Einnahmen nur durch den Stromverkauf erzielt werden k\u00f6nnen. Daher k\u00f6nnte die Regierung die notwendigen Investitionen durch die Schaffung eines Kapazit\u00e4tsmarktes unterst\u00fctzen, bei dem die Betreiber von Kraftwerken f\u00fcr die Bereitstellung gesicherter Kapazit\u00e4ten entlohnt werden. Ohne ausreichenden Zubau solcher wasserstofff\u00e4higer Gaskraftwerke m\u00fcsste in den kommenden Jahren ein Teil der Kohlekraftwerke wohl l\u00e4nger als bis 2030 laufen oder in einer Art Sicherheitsreserve verbleiben.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":" Im Zuge des Ausstiegs aus der Kernenergie in Deutschland wurde erneut \u00fcber die Kosten der Stromerzeugung debattiert. H\u00e4ufig wird dabei aber nicht unterschieden, welche Kosten … <\/p>\n![\"\"](\"https:\/\/wirtschaftlichefreiheit.de\/wordpress\/bilder\/heymi1-1024x751.png\")
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