\u201eGef\u00e4hrliche Dunkelflauten: Energiewende braucht laut Studie auch Atomkraft\u201c lautete die Schlagzeile eines Artikels in der Frankfurter Allgemeinen Zeitung am 10. August 2026 [1], der \u00fcber eine Studie des Ulmer Thinktanks Global Energy Solutions [2] berichtet. Gem\u00e4\u00df der Studie werde bei einer Ber\u00fccksichtigung aller Systemkosten eine Dekarbonisierung des Stromsystems allein auf Basis erneuerbarer Energien extrem teuer. Stattdessen schlagen die Autoren ein sogenanntes \u201eKostenminimum-Szenario\u201c vor, das f\u00fcr 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 einschlie\u00dflich des Autors dieses Beitrags erhebliche Zweifel an den Annahmen und der Validit\u00e4t der Studie ge\u00e4u\u00dfert. [3]<\/p>\n\n\n\n
Gleichzeitig ist auch die oft behauptete Vorteilhaftigkeit des EE-Ausbaus allein auf Basis niedrigerer Stromgestehungskosten (LCOE) fragw\u00fcrdig. Sie klammert u. a. die Kosten f\u00fcr den notwendigen Netzausbau und die Vorhaltung steuerbarer Kraftwerke zur Gew\u00e4hrleistung der Versorgungssicherheit aus. Eine solche Betrachtung ignoriert zudem die sich eintr\u00fcbenden Perspektiven f\u00fcr gut speicherbare klimaneutrale Energietr\u00e4ger wie Wasserstoff einerseits und den tats\u00e4chlichen Wert des produzierten EE-Stroms andererseits.<\/p>\n\n\n\n
Aus Sicht des Autors sind die \u00f6ffentliche und auch die Fachdebatte zur Frage, wie eine Dekarbonisierung des Energiesystems zu geringstm\u00f6glichen Kosten erreicht werden kann, durch ausgepr\u00e4gte Polarisierung und h\u00e4ufig a priori feststehende Technologiepr\u00e4ferenzen gepr\u00e4gt, die vielfach mit generellen wirtschaftspolitischen Pr\u00e4ferenzen korrelieren, gleichzeitig aber dringend notwendigen Erkenntnisgewinn untergraben.<\/p>\n\n\n\n
Nachfolgende \u00dcberlegungen versuchen dem eine m\u00f6glichst n\u00fcchterne Sichtweise gegen\u00fcberzustellen und herauszuarbeiten, was \u00fcber die kostenminimale Transformation zu einem dekarbonisierten Energiesystem bekannt ist und wo erhebliche Unsicherheiten bestehen. <\/p>\n\n\n\n
Einf\u00fchrende \u00dcberlegungen<\/strong><\/p>\n\n\n\n Dazu erscheinen verschiedene Vor\u00fcberlegungen und Transparenz zu den getroffenen Annahmen und Rahmenbedingungen sinnvoll.<\/p>\n\n\n\n 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<\/sub>-Emissionen erreicht werden m\u00fcssen und der Stromsektor gleichzeitig direkt oder indirekt in erheblichem Ma\u00dfe zur Dekarbonisierung der Nachfragesektoren beitr\u00e4gt. Dabei ist es f\u00fcr die nachfolgenden grunds\u00e4tzlichen \u00dcberlegungen nicht entscheidend, ob ein bestimmtes Jahresziel exakt eingehalten wird. Gleichzeitig scheiden L\u00f6sungen wie Kernfusionskraftwerke aus, deren Realisierbarkeit im genannten Zeitrahmen \u00fcberhaupt nicht absehbar ist. Es wird au\u00dferdem nicht verlangt, dass die Bruttoemissionen auf null sinken; Technologien wie CO2<\/sub>-Abscheidung und Speicherung (CCS) sowie negative Emissionen werden explizit als Teil des L\u00f6sungsraums angesehen. <\/p>\n\n\n\n Auch dar\u00fcber hinaus werden keine grunds\u00e4tzlichen technologischen Vorgaben getroffen. Vielmehr erscheinen Technologieoffenheit und Bereitschaft zur Reaktion auf technologische Entwicklungen als ein wesentlicher Baustein, um den anstehenden Transformationsprozess mit m\u00f6glichst geringen Kosten zu bew\u00e4ltigen. Die reine M\u00f6glichkeit technischen Fortschritts ohne absehbare Realisierungs- und Kostensenkungsperspektive darf aus Sicht des Autors aber nicht als Feigenblatt f\u00fcr das Aufschieben der Transformation genutzt werden.<\/p>\n\n\n\n Ebenso sind Forderungen nach Technologieoffenheit im Energiesystem, das auf \u00f6ffentlich finanzierter oder zumindest mit \u00f6ffentlichen de-facto-Refinanzierungszusagen errichteter Infrastruktur basiert, nicht ohne die Folgen f\u00fcr die notwendige Infrastrukturentwicklung zu diskutieren. Technologieoffenheit auf Ebene der Endtechnologien impliziert nicht Technologieoffenheit der Infrastrukturplanung mit einem zwangsl\u00e4ufigen Anspruch auf eine \u00f6ffentlich abgesicherte fl\u00e4chendeckende Errichtung und Erhaltung mehrerer paralleler Infrastrukturen (z. B. Strom-\/Wasserstoff-\/Gas-Netze) f\u00fcr konkurrierende Technologien. F\u00fcr die Netzentwicklung m\u00fcssen \u2013 auch angesichts der Realisierungsdauern \u2013 robuste Entscheidungen unter Unsicherheit getroffen werden. Den Rahmen daf\u00fcr soll in Deutschland die im EnWG verankerte Systementwicklungsstrategie liefern [5].<\/p>\n\n\n\n Die Entwicklung des deutschen Energiesystems kann nicht unabh\u00e4ngig von den Entwicklungen in Resteuropa betrachtet werden. \u00dcber vielf\u00e4ltige Interkonnektoren und den europ\u00e4ischen Energiebinnenmarkt sind die Energiesysteme der europ\u00e4ischen L\u00e4nder technisch und institutionell eng miteinander verkn\u00fcpft. Das erfordert ein Mindestma\u00df an Koordination, er\u00f6ffnet aber \u2013 gerade auch vor dem Hintergrund des gemeinsamen Rechtsraums, der die Risiken von Importabh\u00e4ngigkeiten mindert \u2013 auch erhebliche Chancen zur Senkung der Transformationskosten. Denn die Bedingungen f\u00fcr die klimaneutrale Energieerzeugung gerade aus erneuerbaren Energien sind in Europa, sowohl was Dargebote als auch was Fl\u00e4chenverf\u00fcgbarkeit angeht, ungleich verteilt. Gerade f\u00fcr ein Land mit relativ zur Nachfrage begrenzten Potenzialen f\u00fcr kosteng\u00fcnstigen Strom aus erneuerbaren Energien wie Deutschland ergeben sich daher Optimierungsm\u00f6glichkeiten, wenn die Transformation des Stromsystems als europ\u00e4isches 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. europ\u00e4ische Regelungen zur Finanzierungsverantwortung f\u00fcr Infrastrukturprojekte. Gerade in Deutschland, das europ\u00e4ische Finanzierungsmechanismen tendenziell kritisch sieht, sollte keine reflexhafte Ablehnung solcher Regelungen erfolgen, auch wenn man hier isoliert betrachtet mit hoher Wahrscheinlichkeit ein Nettozahler w\u00e4re.<\/p>\n\n\n\n Betrachtet wird ausschlie\u00dflich die Entwicklung nach vorne ausgehend vom Status quo. F\u00fcr die Frage nach der optimalen weiteren Transformationsstrategie f\u00fcr das Stromsystem sind versunkene Kosten nicht entscheidungsrelevant. Dabei sind im bisherigen Verlauf der Energiewende erhebliche Fehler gemacht worden. Dazu geh\u00f6ren aus Sicht des Autors u. a. die Stilllegung von Bestandskernkraftwerken, die zu niedrigen Kosten signifikante Teile der Stromnachfrage h\u00e4tten decken k\u00f6nnen, die lange fehlende Fokussierung auf g\u00fcnstige Erneuerbaren-Technologien und die teilweise fehlende Durchl\u00e4ssigkeit des F\u00f6rdersystems f\u00fcr Marktpreissignale mit der Konsequenz wohlfahrtsmindernder Einspeisung in Negativpreissituationen. Diese Fehler der Vergangenheit m\u00f6gen zwar Hinweise auf die polit\u00f6konomischen Risiken einer sehr starken Rolle des Staates bei der Gestaltung des Energiesystems geben, sagen aber nichts aus \u00fcber effiziente Weiterentwicklungen des Energiesystems. Anders gesagt: Auch wenn man die Stilllegung von Bestandskernkraftwerken f\u00fcr falsch h\u00e4lt, impliziert das noch lange nicht, dass ein Wiedereinstieg in die Kernenergienutzung effizient w\u00e4re. Obwohl eine Fokussierung auf entscheidungsrelevante Kostenbestandteile eine Trivialit\u00e4t darstellen sollte, scheinen gerade viele Meinungsbeitr\u00e4ge, die einen signifikanten Wechsel in der Transformationsstrategie fordern, st\u00e4rker von der negativen Bewertung der Historie als vom Blick nach vorne gepr\u00e4gt zu sein.<\/p>\n\n\n\n Schlie\u00dflich: V\u00f6llig unabh\u00e4ngig davon, wie die weitere Transformation aussieht, wird sie mit enormen Investitionsnotwendigkeiten in sehr langlebige Wirtschaftsg\u00fcter und damit mit sehr gro\u00dfem Kapitalbedarf einhergehen. Gleichzeitig h\u00e4ngt die Wirtschaftlichkeit dieser Investitionen von der weiteren Klimaschutzpolitik, z. B. von der Entwicklung des hohen staatlichen Einfl\u00fcssen (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 polit\u00f6konomischen 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 st\u00e4rkere Rolle spielen werden. Die h\u00e4ufig gestellte Frage, ob sich Technologien ohne Absicherung am freien Kapitalmarkt finanzieren k\u00f6nnen, scheint aus Sicht des Autors damit f\u00fcr die Frage nach ihrer volkswirtschaftlichen Eignung nur begrenzt aussagef\u00e4hig. Gleichzeitig wird es von hoher Bedeutung sein, den optimalen Einsatz der vorhandenen Ressourcen \u00fcber Marktpreissignale, die die tats\u00e4chlichen Systemanforderungen widerspiegeln, zu koordinieren.<\/p>\n\n\n\n Nachfragentwicklung<\/strong><\/p>\n\n\n\n Bei allen offenen Fragen im Detail erscheint es aus heutiger Sicht sehr wahrscheinlich, dass eine Dekarbonisierung des Energiesystems mit einer starken Elektrifizierung der Sektoren W\u00e4rme und Verkehr sowie einer deutlich steigenden Stromnachfrage der Industrie einhergehen wird.<\/p>\n\n\n\n Im Bereich des stra\u00dfengebundenen Verkehrs spricht aus Sicht des Autors sehr viel f\u00fcr eine weitgehende Verdr\u00e4ngung von Verbrennungsmotoren durch batterieelektrische Fahrzeuge. Dabeihandelt es sich dabei gar nicht um eine speziell nationale oder europ\u00e4isch getriebene Entwicklung. Auswertungen der IEA zeigen, dass es sich beim Aufstieg der Elektromobilit\u00e4t um einen globalen, an Dynamik gewinnenden Trend handelt. [6] Auch der Aufstieg Chinas zum weltgr\u00f6\u00dften Herstellungsland f\u00fcr Automobile, der sowohl mit den Fortschritten in der Batterietechnologie als auch mit dem technisch einfacheren Aufbau von Elektrofahrzeugen im Verh\u00e4ltnis zu Fahrzeugen mit Verbrennungsmotor in Verbindung steht, ist Teil dieses globalen Trends. Gleichzeitig sind bei der Verf\u00fcgbarkeit und Marktf\u00e4higkeit 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 d\u00fcrfte sich die langfristige Wettbewerbsf\u00e4higkeit alternativer Antriebskonzepte wie synthetischer Kraftstoffe, die wesentlich auf Wasserstoff als Grundstoff basieren und gleichzeitig gegen\u00fcber batterieelektrischen Antrieben unter geringerer technischer Effizienz (und damit insgesamt h\u00f6herem Energiebedarf) leiden, nicht verbessern. Auch im Bereich des Schwerlastverkehrs, der lange Zeit als ein potenzieller Anwendungsfall f\u00fcr alternative Konzepte wie wasserstoffbetriebene Brennstoffzellen gesehen wurde, l\u00e4uft die Entwicklung in den letzten Jahren \u2013 auch getrieben durch die f\u00fcr Logistikunternehmen besonders relevanten Kostenunterschiede \u2013 klar in Richtung batterieelektrischer Konzepte [7], [8].<\/p>\n\n\n\n Ebenso zeigt sich im W\u00e4rmebereich 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 Wohngeb\u00e4ude W\u00e4rmepumpen zum Einsatz kamen [9]. Dazu kommt der in vielen Kommunen geplante Ausbau der W\u00e4rmenetze, die angesichts steigender Preise f\u00fcr fossile Brennstoffe und fehlender Verf\u00fcgbarkeit von g\u00fcnstigem und klimafreundlich produziertem Wasserstoff zuk\u00fcnftig vermehrt durch Gro\u00dfw\u00e4rmepumpen gespeist werden d\u00fcrften, wobei die niedrigen Kosten und die einfache technische Verf\u00fcgbarkeit von W\u00e4rmespeichern bis hin zu Saisonspeichern eine flexible Reaktion auf das Stromangebot erm\u00f6glichen.<\/p>\n\n\n\n Nat\u00fcrlich haben die Verfechter alternativer Ans\u00e4tze im Grundsatz recht, wenn sie darauf hinweisen, dass die h\u00f6here technische Effizienz elektrischer L\u00f6sungen allein nicht deren \u00f6konomische Effizienz sicherstellt. Das w\u00e4re vor allem dann relevant, wenn alternative Energietr\u00e4ger auf Ressourcen und Potenziale zur\u00fcckgreifen k\u00f6nnten, die mit einer Elektrifizierungsstrategie nicht erschlie\u00dfbar w\u00e4ren. Angesichts begrenzter Biomassepotenziale und vielf\u00e4ltiger Herausforderungen, synthetische Kraftstoffe in kommerziell relevanten Mengen und zu wirtschaftlich attraktiven Preisen verf\u00fcgbar zu machen einerseits, der zu erwartenden Nachfrage aus Sektoren wie internationalem See- und Luftverkehr andererseits [10], spricht aus Sicht des Autors jedoch vieles daf\u00fcr, dass die direkte Elektrifizierung dort, wo sie technisch und wirtschaftlich gut m\u00f6glich ist, die dominante Dekarbonisierungsstrategie darstellen wird. Diese hohe Bedeutung von Elektrifizierung entspricht auch den Erwartungen des IPCC [11][1]<\/a><\/p>\n\n\n\n Unterstellt man diese Dekarbonisierung der Energienachfrage durch starke Elektrifizierung, hat das verschiedene Konsequenzen, die auch f\u00fcr die Angebots- und Umwandlungsseite relevant sind:<\/p>\n\n\n\n Angebots- und Umwandlungssektor<\/strong><\/p>\n\n\n\n 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 f\u00fcr ein dekarbonisiertes Energiesystem im Bereich von 850 TWh\/a bis 1200 TWh\/a [12] selbst unter Ber\u00fccksichtigung von Netto-Importen im Bereich von 150 TWh\/a, die weit \u00fcber historisch beobachteten Werten liegen, ein zus\u00e4tzlicher Bedarf nach klimaneutral produziertem Strom von mindestens 450 TWh\/a abgedeckt werden muss.[3]<\/a> Hierf\u00fcr kommen im Wesentlichen vier Klassen von gro\u00dfenteils neu zu errichtenden (oder jedenfalls aufw\u00e4ndig zu ert\u00fcchtigenden) Technologien in Frage.<\/p>\n\n\n\n Dabei besteht ein wesentlicher Unterschied in der Kostenstruktur. EE und KKW sind sehr kapitalintensiv, bei gleichzeitig sehr niedrigen variablen Kosten. Auch CCS-Kraftwerke weisen gegen\u00fcber konventionellen Gaskraftwerken erheblich erh\u00f6hte Fixkosten auf[7]<\/a>, w\u00e4hrend gleichzeitig relevante Brennstoffkosten verbleiben. Die auf die erzeugte Energie umgelegten Gesamtkosten sind deshalb stark von der tats\u00e4chlichen Energieproduktion abh\u00e4ngig. 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 verf\u00fcgbaren Erzeugungspotenzials genutzt werden kann. Bei der Option, thermische Kraftwerke mit dekarbonisierten Brennstoffen zu betreiben, spielen hingegen, insbesondere bei g\u00fcnstigen, aber vergleichsweise ineffizienten Gasturbinen, die fixen Kosten eine geringere Rolle als die zu erwartenden hohen bis sehr hohen variablen Kosten f\u00fcr den Brennstoffeinsatz. Diese Option wird \u00f6konomisch vor allem bei niedriger zu erwartender Auslastung, z. B. als Backup oder f\u00fcr Spitzenlastsituationen, relevant sein, weniger f\u00fcr die Deckung des Gro\u00dfteils der Stromnachfrage.<\/p>\n\n\n\n Aus der fixkostenlastigen Kostenstruktur speziell von KKW und EE ergibt sich aber auch, dass in einem effizienten Energiesystemdesign diese Anlagen nicht in erheblichem Ma\u00dfe um die gleiche Stromnachfrage konkurrieren sollten. Wenn gro\u00dfe Teile des Erzeugungspotenzials der einen oder anderen Technologie nicht genutzt werden k\u00f6nnten, weil ihm eine nicht ausreichende Stromnachfrage gegen\u00fcbersteht, steigen die spezifischen Erzeugungskosten stark an und die Rechtfertigung f\u00fcr die hohen Fixkosten geht verloren. Insbesondere erscheinen Designs, bei denen KKW als Backup f\u00fcr volatile EE vorgesehen werden, ineffizient.<\/p>\n\n\n\n KKW und EE haben zudem gemeinsam, dass ein kosteneffizientes Systemdesign grunds\u00e4tzlich auf eine hohe Nutzung ihres verf\u00fcgbaren Erzeugungspotenzials abzielen wird. Sie erzeugen damit \u00f6konomisch einen Bedarf an Flexibilit\u00e4t an anderer Stelle des Systems, auch wenn insbesondere KKW technisch Lastfolge fahren und EE bei verf\u00fcgbarer Erzeugung abgeregelt werden k\u00f6nnen. Gleichzeitig muss ihre Nichtverf\u00fcgbarkeit \u2013 wenn auch in unterschiedlichem Umfang \u2013 durch separate Backup-Erzeugungsm\u00f6glichkeiten abgesichert werden. Bei EE sind die Volatilit\u00e4t der Einspeisung und die Absicherungsnotwendigkeit f\u00fcr Phasen l\u00e4ngerer Nichtverf\u00fcgbarkeit offensichtlich. Aber auch bei Kernkraftwerken, die grunds\u00e4tzlich steuerbar sind, d\u00fcrfte es in vielen F\u00e4llen wirtschaftlicher sein, \u00fcber die Aktivierung sonstiger Flexibilit\u00e4t im Energieversorgungssystem einen weitgehend gleichm\u00e4\u00dfigen Betrieb mit voller Kapazit\u00e4t zu erm\u00f6glichen als die Einspeisung zu reduzieren. Insbesondere ist es nicht sinnvoll, die in einem System vorgehaltene Kernkraftleistung auf seltene Spitzenlastsituationen auszulegen. Zudem ist zu ber\u00fccksichtigen, dass aufgrund der besonderen Sicherheitsvorkehrungen, die an KKW zu stellen sind, korrelierte Nichtverf\u00fcgbarkeiten, z. B. aufgrund von Serienfehlern bzw. pr\u00e4ventiven Abschaltanordnungen, auftreten k\u00f6nnen und bei der Systemauslegung zu bedenken sind.<\/p>\n\n\n\n Sowohl KKW- als auch EE-dominierte Systeme m\u00fcssen deshalb sinnvoll durch ausreichend gesicherte und flexible Leistung wie thermische Spitzenlastkapazit\u00e4ten \u2013 zuk\u00fcnftig auf Basis von dekarbonisierten Brennstoffen \u2013 erg\u00e4nzt werden. Deren reine Vorhaltung ist allerdings im Verh\u00e4ltnis zu den Gesamtkosten des Energiesystems nicht extrem teuer. \u00dcberschlagsrechnungen kommen f\u00fcr ein EE-dominiertes Systeme zu auf den Stromverbrauch umgelegten Vorhaltekosten von ca. 1 ct\/kWh[8]<\/a>. Angesichts von variablen Stromerzeugungskosten mit dekarbonisierten Brennstoffen, die eher in der H\u00f6he von 20-30 ct\/kWh[9]<\/a> liegen d\u00fcrften, erscheint es stattdessen entscheidend, die Notwendigkeit des Einsatzes dieser Anlagen so weit wie m\u00f6glich zu begrenzen. Hierzu k\u00f6nnen die flexible Nachfrage insbesondere von neuen Verbrauchern mit Speicherm\u00f6glichkeiten (E-Auto-Batterien, W\u00e4rmespeicher), Gro\u00dfbatteriespeichern und Austauschm\u00f6glichkeiten mit dem europ\u00e4ischen Ausland beitragen. Insbesondere der Beitrag des europ\u00e4ischen Stromhandels zur kontinuierlichen Optimierung des Systems und der Vermeidung des Einsatzes teurer Spitzenlastkraftwerke sollte nicht untersch\u00e4tzt werden, weil Situationen mit besonders hoher oder besonders niedriger Verf\u00fcgbarkeit von EE (insbesondere Wind) in Europa h\u00e4ufig nicht synchron auftreten.<\/p>\n\n\n\n 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, d\u00fcrfte ma\u00dfgeblich davon abh\u00e4ngen, wie viel sonstige Flexibilit\u00e4t im System vorhanden ist, wie gut es also gelingt, die Potenziale der Erzeugungsanlagen mit niedrigeren variablen Kosten auszunutzen. Techno\u00f6konomische Analysen deuten darauf hin, dass die Vorteilhaftigkeit von CCS-Anlagen gegen\u00fcber Spitzenlastkraftwerken auf Basis dekarbonisierter Brennstoffe erst bei Auslastungen in der Gr\u00f6\u00dfenordnung einiger Tausend Volllaststunden pro Jahr eintritt; [14] ermittelt unter den dort getroffenen Annahmen einen \u00dcbergangsbereich von etwa 2.500 Volllaststunden. Diese k\u00f6nnten in einem System mit hohen EE-Anteilen (aufgrund ihrer begrenzten Verf\u00fcgbarkeit) zumindest f\u00fcr einen Teil der notwendigen thermischen Kraftwerksleistung erreicht werden. Bei einem System mit hohen Anteilen von Kernenergie erscheint das zumindest unwahrscheinlicher.<\/p>\n\n\n\n F\u00fcr die Abw\u00e4gung 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:<\/p>\n\n\n\n Hinweise auf die optimale Systemkonfiguration geben vor allem Energiesystemstudien, in denen die Gesamtkosten der Nachfragedeckung im Energiesystem unter Modellierung der wesentlichen Kostenzusammenh\u00e4nge minimiert werden. Dabei unterscheiden sich die vorliegenden Studien u. a. mit Blick auf zeitliche Aufl\u00f6sung, 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 europ\u00e4ische Ausland als auch die Kostenwirkungen f\u00fcr \u00dcbertragungs- 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 \u00e4hnlicher Modellierungsgenauigkeit wie die Langfristszenarien ber\u00fccksichtigen. Auch aufgrund der \u00e4hnlichen Methodik zu [15] erlaubt eine von der von den Wissenschaftsakademien getragenen Initiative \u201eEnergiesysteme der Zukunft\u201c vorgelegte Studie zur Bedeutung von generischen Grundlastkraftwerken [16], [17] aber zumindest eine grobe Einordnung.<\/p>\n\n\n\n Eine Herausforderung f\u00fcr alle Studien ist dabei, dass f\u00fcr Kern- wie CCS-Kraftwerke unklar ist, welche Kostensenkungen gegen\u00fcber den extrem hohen \u2013 und sicherlich nicht verallgemeinerbaren \u2013 Kosten von First-of-a-Kind-Projekten wie dem 2025 in Betrieb gegangenen EPR in Flamanville erreicht werden k\u00f6nnen. Sollten sich die Kostensch\u00e4tzungen von EDF f\u00fcr die geplanten sechs EPR2 von ca. 7.300 \u20ac2020<\/sub>\/kW als realistisch erweisen, k\u00f6nnten Kernkraft-Grundlastkraftwerke auf Basis der Ergebnisse aus [17] zumindest potenziell zu einer Senkung der Systemkosten f\u00fchren[10]<\/a>. Die Ergebnisse derartiger Modellierungen legen aber auch nahe, dass Kostenoptima flach sind und durch eine technologische Neuausrichtung auf Basis des vorliegenden Wissens keine grunds\u00e4tzlichen \u00c4nderungen der Systemkosten eines klimaneutralen Energiesystems zu erwarten sind.<\/p>\n\n\n\n Aus Sicht des Autors sind somit allzu definitive Aussagen \u00fcber den angeblich effizienten Technologiemix mit erheblicher Skepsis zu betrachten. Dass ausgehend vom Status quo durch einen kurzfristigen und grunds\u00e4tzlichen Schwenk weg vom Ausbau erneuerbarer Energien hin zu alternativen Technologien wie Kernenergie oder CCS erhebliche Kosteneinsparungen realisiert werden k\u00f6nnen, 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, tats\u00e4chliche 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 g\u00fcnstigen Technologien Windenergie an Land und PV-Freifl\u00e4che liegen.<\/p>\n\n\n\n Quellen<\/p>\n\n\n\n [1] C. Geinitz, \u201eEnergiewende braucht laut Studie auch Atomkraft\u201c, FAZ.NET<\/em>, 10. August 2026. Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: https:\/\/www.faz.net\/aktuell\/wirtschaft\/mehr-wirtschaft\/darum-braucht-die-energiewende-laut-studie-auch-atomkraft-accg-201109267.html<\/p>\n\n\n\n [2] U. Begemann, C. von Branconi, und T. Frewer, \u201eDER KLIMANEUTRALE STROMMIX DER ZUKUNFT: Eine Szenarioanalyse zu den Kosten des zuk\u00fcnftigen deutschen Stromsystems\u201c, Global Energy Solutions. Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: https:\/\/global-energy-solutions.org\/wp-content\/uploads\/2026\/05\/DER-KLIMANEUTRALE-STROMMIX-DER-ZUKUNFT-veroeffentlicht-V1.1.pdf<\/p>\n\n\n\n [3] C. Maurer, \u201eDa die Studie so einen Widerhall gefunden hat, habe ich sie mir nun einmal etwas genauer angeschaut …\u201c, X (Twitter). Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: https:\/\/x.com\/maurerchr\/status\/2087201755746521408?s=20<\/p>\n\n\n\n [4] Intergovernmental Panel On Climate Change (Ipcc), Hrsg., \u201eMitigation Pathways Compatible with Long-term Goals\u201c, in Climate Change 2022 – Mitigation of Climate Change<\/em>, 1. Aufl., Cambridge University Press, 2023, S. 295\u2013408. doi: 10.1017\/9781009157926.005.<\/p>\n\n\n\n [5] Consentec, BET Consulting, IKEM, und Fraunhofer IEG, \u201eIntegrierte und robuste sowie resiliente Planung der Energieinfrastrukturen im Rahmen der Systementwicklungsstrategie\u201c, Studie f\u00fcr das Bundesministerium f\u00fcr Wirtschaft und Energie, Aug. 2025. Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: https:\/\/consentec.de\/publikation\/integrierte-und-robuste-sowie-resiliente-planung-der-energieinfrastrukturen-im-rahmen-der-systementwicklungsstrategie\/<\/p>\n\n\n\n [6] IEA, \u201eTrends in electric cars \u2013 Global EV Outlook 2026 \u2013 Analysis\u201c, IEA. Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: https:\/\/www.iea.org\/reports\/global-ev-outlook-2026\/trends-in-electric-cars<\/p>\n\n\n\n [7] S. Link, A. Stephan, D. Speth, und P. Pl\u00f6tz, \u201eRapidly declining costs of truck batteries and fuel cells enable large-scale road freight electrification\u201c, Nat Energy<\/em>, Bd. 9, Nr. 8, S. 1032\u20131039, Mai 2024, doi: 10.1038\/s41560-024-01531-9.<\/p>\n\n\n\n [8] \u201eWeltweiter Absatz von E-Lkw und -Bussen 2025 fast verdoppelt\u201c, FAZ.NET. Zugegriffen: 21. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: https:\/\/www.faz.net\/agenturmeldungen\/dpa\/weltweiter-absatz-von-e-lkw-und-bussen-2025-fast-verdoppelt-201142204.html<\/p>\n\n\n\n [9] \u201eRund drei Viertel der im Jahr 2025 errichteten Wohngeb\u00e4ude heizen mit W\u00e4rmepumpen\u201c, Statistisches Bundesamt. Zugegriffen: 21. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: https:\/\/www.destatis.de\/DE\/Presse\/Pressemitteilungen\/2026\/06\/PD26_N038_31_51.html<\/p>\n\n\n\n [10] L. Colelli, S. Dell\u2019Aversano, C. Bassano, G. Vanga, K. Gallucci, und G. Vilardi, \u201eLiquid e-fuels for a sustainable future: A comprehensive review of production, regulation, and technological innovation\u201c, Energy Conversion and Management<\/em>, Bd. 347, S. 120529, Jan. 2026, doi: 10.1016\/j.enconman.2025.120529.<\/p>\n\n\n\n [11] Intergovernmental Panel On Climate Change (Ipcc), Hrsg., \u201eSummary for Policymakers\u201c, in Climate Change 2022 – Mitigation of Climate Change<\/em>, 1. Aufl., Cambridge University Press, 2023, S. 3\u201348. doi: 10.1017\/9781009157926.001.<\/p>\n\n\n\n [12] Bundesnetzagentur, \u201eGenehmigung des Szenariorahmens f\u00fcr den Netzentwicklungsplan Strom 2025-2037\/2045\u201c. April 2025. Zugegriffen: 21. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: https:\/\/www.netzentwicklungsplan.de\/sites\/default\/files\/2025-04\/250430_Genehmigung_Szenariorahmen_2025.pdf<\/p>\n\n\n\n [13] Ariadne et al., \u201eVergleich der \u201aBig 5\u2018-Klimaneutralit\u00e4tsszenarien\u201c, Apr. 2022. Zugegriffen: 18. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: https:\/\/ariadneprojekt.de\/news-de\/big5-szenarienvergleich\/<\/p>\n\n\n\n [14] ewi, \u201eDekarbonisierungsoptionen f\u00fcr steuerbare Kraftwerke \u2013 Perspektiven bis 2030\u201c, Nov. 2025. Zugegriffen: 21. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: https:\/\/www.ewi.uni-koeln.de\/cms\/wp-content\/uploads\/2025\/10\/20251031_EWI_Kurzstudie_DekarbonisierungsoptionenSteuerbareKraftwerke_final.pdf<\/p>\n\n\n\n [15] Fraunhofer ISI, Consentec, ifeu, und TU Berlin, \u201eLangfristszenarien f\u00fcr die Transformation des Energiesystems in Deutschland\u201c, Projekt im Auftrag des BMWE, 2026. Zugegriffen: 21. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: www.langfristszenarien.de<\/p>\n\n\n\n [16] P. St\u00f6cker u. a.<\/em>, Kernspaltung, Erdgas, Geothermie, Kernfusion: Welche Rolle spielen Grundlastkraftwerke in Zukunft?<\/em> 2024. doi: 10.48669\/esys_2024-14.<\/p>\n\n\n\n [17] Fraunhofer-Institut f\u00fcr System- und Innovationsforschung ISI, \u201eModellgest\u00fctzte Systemanalyse zur potentiellen Rolle von Grundlastkraftwerken im Rahmen eines dekarbonisierten europ\u00e4ischen Energiesystems\u201c, Studie f\u00fcr acatech\/ESYS, Juni 2024. Zugegriffen: 20. August 2026. [Online]. Verf\u00fcgbar unter: https:\/\/energiesysteme-zukunft.de\/fileadmin\/user_upload\/Publikationen\/PDFs\/ESYS_ISI_Gutachten_Grundlast.pdf<\/p>\n\n\n\n [1]<\/a> Vgl. dort insbesondere C.4.1 und C.8<\/p>\n\n\n\n [2]<\/a> Die genauen Zahlen unterscheiden sich z. B. abh\u00e4ngig von dem unterstellten Niveau energetischer Sanierungen des Geb\u00e4udebestands, der Verlagerung von Individualverkehr auf \u00d6PNV etc.<\/p>\n\n\n\n [3]<\/a> Der tats\u00e4chliche Wert d\u00fcrfte h\u00f6her liegen, da es auch Zeiten mit Exporten geben wird.<\/p>\n\n\n\n [4]<\/a> Es wird davon ausgegangen, dass die verf\u00fcgbaren Biomassepotenziale f\u00fcr anders schwer dekarbonisierbare Sektoren und nicht f\u00fcr die Stromerzeugung eingesetzt werden.<\/p>\n\n\n\n [5]<\/a> Da CCS die Emissionen nicht vollst\u00e4ndig abscheidet, w\u00e4ren weitere Technologien wie negative Emissionen notwendig, um vollst\u00e4ndige Klimaneutralit\u00e4t zu erreichen.<\/p>\n\n\n\n [6]<\/a> 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 m\u00fcssten.<\/p>\n\n\n\n [7]<\/a> Bei CCS ist neben den Anlagenkosten selbst auch die Transport- und Speicherinfrastruktur zu ber\u00fccksichtigen.<\/p>\n\n\n\n [8]<\/a> Bei einer Vorhalteleistung in H\u00f6he der heutigen Spitzenlast von 80 GW, angenommenen Investitionskosten f\u00fcr eine offene Gasturbine von 800 \u20ac\/kW, einem Annuit\u00e4tenfaktor (inkl. fixer Betriebskosten) von 10 % und einem nach unten abgesch\u00e4tzten Stromverbrauch von 650 TWh.<\/p>\n\n\n\n\n
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