Christoph Maurers Beitrag \u201eDer Weg zum klimaneutralen Energiesystem\u201c<\/a> ist ein wertvoller Beitrag zur Diskussion um die zuk\u00fcnftige deutsche Stromversorgung. Bemerkenswert ist, wie weit seine Analyse und unsere Studie \u201eDer klimaneutrale Strommix der Zukunft\u201c <\/a>[1] in zentralen Punkten \u00fcbereinstimmen. Dennoch gibt es einen Dissens. Dieser betrifft jedoch weniger die grundlegenden technisch-\u00f6konomischen Zusammenh\u00e4nge als vielmehr deren Bedeutung und die daraus abzuleitenden Schlussfolgerungen.<\/p>\n\n\n\n Maurer stellt zutreffend fest, dass niedrige Stromgestehungskosten von Windkraft und Photovoltaik keine hinreichende Aussage \u00fcber die Kosten eines Stromsystems erlauben. Netze, gesicherte Leistung, Speicher, der zeitabh\u00e4ngige Wert der erzeugten Elektrizit\u00e4t und die Kosten klimaneutraler Brennstoffe m\u00fcssen ber\u00fccksichtigt werden. Er verweist zudem auf die zuletzt ung\u00fcnstige Entwicklung bei klimaneutralem Wasserstoff. Auch die Stilllegung kosteng\u00fcnstiger deutscher Kernkraftwerke bewertet er r\u00fcckblickend als Fehler. Kernenergie und CCS schlie\u00dft er f\u00fcr die Zukunft nicht grunds\u00e4tzlich aus. Schlie\u00dflich h\u00e4lt er die Frage, ob sich kapitalintensive Technologien ohne staatliche Absicherung finanzieren lassen, ausdr\u00fccklich f\u00fcr nur begrenzt geeignet, um deren volkswirtschaftliche Vorteilhaftigkeit zu beurteilen.<\/p>\n\n\n\n Hinzu kommt die besondere Gr\u00f6\u00dfenordnung der Transformationsaufgabe. Bei der zuk\u00fcnftigen Stromnachfrage liegen Maurer und wir nicht weit auseinander. Er nennt f\u00fcr ein klimaneutrales Deutschland 850 bis 1.200 TWh j\u00e4hrlich; unsere Modellierung geht von 950 TWh aus. Gegen\u00fcber 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 Geb\u00e4ude, sondern zugleich eine erhebliche Vergr\u00f6\u00dferung des Stromsystems.<\/p>\n\n\n\n Bei sehr hohen fEE-Anteilen (Anteilen fluktuierender erneuerbarer Energien) erfordert diese zus\u00e4tzliche Strommenge wegen der in Deutschland ausgepr\u00e4gt geringeren Volllaststunden entsprechend hohe installierte Erzeugungsleistungen. F\u00fcr die Transformation ist zus\u00e4tzlich relevant, dass die hohe Gleichzeitigkeit der Stromerzeugung sowohl durch Wind als auch durch Sonne dazu f\u00fchrt, dass Netze, Speicher, gesicherte Reserveleistungen und Flexibilit\u00e4tsoptionen weit \u00fcberproportional zur Erzeugungsleistung aufgebaut werden m\u00fcssen.<\/p>\n\n\n\n Diese \u00dcbereinstimmungen 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 Klimaneutralit\u00e4t 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 f\u00fcr Erzeugung, Netze, Speicher, R\u00fcckverstromung sowie Im- und Exporte gehen in den Vergleich ein. Sie ist ausdr\u00fccklich keine Prognose f\u00fcr das Jahr 2045, sondern eine Szenarioanalyse unter definierten Annahmen.<\/p>\n\n\n\n Damit geht auch der Einwand fehl, ein bestimmter zuk\u00fcnftiger Kraftwerkspark sei \u201eunwahrscheinlich\u201c. Ein Szenario muss nicht wahrscheinlich sein, um analytisch relevant zu sein. Die entscheidende Frage zur Beurteilung eines Szenarios lautet vielmehr, wie sich die Systemkosten ver\u00e4ndern, wenn politische Restriktionen entfallen und zus\u00e4tzliche Technologien zugelassen werden.<\/p>\n\n\n\n Die eigentliche Frage ist die Kostensensitivit\u00e4t bei zunehmenden fEE-Anteilen<\/strong><\/p>\n\n\n\n Unsere Untersuchung ermittelt im technologieoffenen Szenario Stromsystemkosten von rund 125 \u20ac\/MWh. Die beiden am Osterpaket[1]<\/a> orientierten Szenarien erreichen 197 beziehungsweise 212 \u20ac\/MWh, das Szenario mit 100 Prozent fluktuierenden Erneuerbaren 321 \u20ac\/MWh. Diese volkswirtschaftlichen Gesamtsystemkosten sind modellabh\u00e4ngig und vor allem nicht als Prognose zuk\u00fcnftiger Marktpreise zu verstehen. Ihre Unterschiede sind jedoch zu gro\u00df, um sie mit der allgemeinen Unsicherheit von Energiesystemmodellen zu erkl\u00e4ren.<\/p>\n\n\n\n Die im Kostenminimum ausgewiesenen 96 GW Kernkraft sind dabei nicht der entscheidende Befund. Die genaue Lage des Minimums h\u00e4ngt insbesondere von Investitionskosten, Finanzierung, Flexibilit\u00e4t, Importm\u00f6glichkeiten und den Kosten konkurrierender Technologien ab. Wir w\u00fcrden deshalb aus der Simulation keine Ausbauempfehlung von 96 GW ableiten.<\/p>\n\n\n\n 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 Gr\u00f6\u00dfenordnung von rund 9.250 \u20ac\/kW die Systemkosten nicht erh\u00f6hen und bei niedrigeren Kosten senken. Damit best\u00e4tigt auch die von ihm herangezogene Untersuchung die M\u00f6glichkeit eines erheblichen \u00f6konomischen Wertes gesicherter CO?-armer Erzeugung.<\/p>\n\n\n\n Unsere Annahme von 6.000 \u20ac\/kW f\u00fcr Kernkraft bezieht sich auf standardisierte Serienprojekte. Zum Vergleich: Die Investitionskosten von Olkiluoto 3 lagen bei rund 6.800 \u20ac\/kW, obwohl das Projekt durch zahlreiche Unterbrechungen und Design\u00e4nderungen gepr\u00e4gt war. Sie darf nicht mit den Kosten einzelner europ\u00e4ischer First-of-a-Kind-Projekte gleichgesetzt werden. Ob die von uns unterstellten Kosten tats\u00e4chlich erreicht werden, bleibt unsicher. Aus dieser Unsicherheit folgt jedoch kein sachlicher Grund, Kernenergie bereits ex ante aus dem L\u00f6sungsraum auszuschlie\u00dfen.<\/p>\n\n\n\n Flexibilit\u00e4t senkt Kosten \u2013 sie ersetzt aber keine saisonale Energiespeicherung<\/strong><\/p>\n\n\n\n Ein wesentlicher Unterschied betrifft die Bewertung der Rolle von Demand Side Management und Batteriespeichern. Maurer erwartet erhebliche Flexibilit\u00e4t insbesondere durch Elektromobilit\u00e4t und W\u00e4rmespeicher. Diese Flexibilit\u00e4t existiert und besitzt einen volkswirtschaftlichen Wert. Entscheidend ist jedoch ihre zeitliche Reichweite.<\/p>\n\n\n\n Batterien, W\u00e4rmespeicher und flexible Verbraucher k\u00f6nnen Last und Erzeugung \u00fcber Minuten, Stunden und teilweise Tage verschieben. Sie k\u00f6nnen Abregelung reduzieren, Preisspitzen gl\u00e4tten und den Einsatz von Spitzenlastkraftwerken verringern. Sie erzeugen aber keine zus\u00e4tzliche Energie. Nach l\u00e4nger andauernden Perioden mit geringer Wind- und Solarproduktion sind Batterie- und Lastverschiebepotenziale ausgesch\u00f6pft. Der verbleibende Energiebedarf muss dann durch Importe, langzeitgespeicherte Energie oder disponible Erzeugung gedeckt werden.<\/p>\n\n\n\n Die Simulation zeigt genau diese zeitliche Struktur. Bei hohen fEE-Anteilen treten nicht nur kurzfristige Leistungsspitzen auf, sondern l\u00e4nger anhaltende \u00dcber- und Unterdeckungen. \u00dcbersch\u00fcsse m\u00fcssen deshalb teilweise in Wasserstoff \u00fcberf\u00fchrt und \u00fcber l\u00e4ngere Zeitr\u00e4ume gespeichert werden. Elektrolyseure, Speicher und R\u00fcckverstromungskapazit\u00e4ten sind hierf\u00fcr zu dimensionieren. Kurzfristige Flexibilit\u00e4t kann deren Bedarf nur wenig verringern; sie ersetzt die erforderliche Leistung f\u00fcr saisonale Absicherung nicht.<\/p>\n\n\n\n Hier besteht zudem ein ordnungspolitischer Aspekt. Technisch m\u00f6gliche Lastverschiebung ist f\u00fcr die Verbraucher nicht kostenfrei. Verbraucher besitzen Pr\u00e4ferenzen hinsichtlich Produktionszeit, Mobilit\u00e4t, W\u00e4rme und Komfort. Wird ihre Flexibilit\u00e4t \u00fcber Marktpreise aktiviert, muss die Verg\u00fctung ihre damit verbundenen Nachteile (Opportunit\u00e4tskosten) ausgleichen. Sehr weitgehende Lastanpassungen lassen sich daher nicht als kostenfreie Systemressource behandeln. In einem marktwirtschaftlichen System sollte die Entscheidung dar\u00fcber grunds\u00e4tzlich beim Verbraucher liegen und seine Flexibilit\u00e4t durch Preissignale erschlossen werden.<\/p>\n\n\n\n Batterien werden in der Realit\u00e4t in erheblichem Umfang bei Netzengp\u00e4ssen eingesetzt. Da die Simulation das Netz als Kupferplatte betrachtet, entstehen keine Flexibilisierungserfordernisse und -kosten. Das macht unsere Gesamtsystem-Kostensch\u00e4tzung bei hohen fEE-Anteilen konservativ.<\/p>\n\n\n\n Stromimporte sind wohlfahrtssteigernd \u2013 aber kein Ersatz f\u00fcr gesicherte Leistung<\/strong><\/p>\n\n\n\n Auch beim europ\u00e4ischen Stromhandel besteht mehr \u00dcbereinstimmung mit Maurer, als es zun\u00e4chst scheint. Internationaler Stromhandel erh\u00f6ht grunds\u00e4tzlich den Wohlstand, wenn unterschiedliche Grenzkosten, Erzeugungsstrukturen und Wetterlagen genutzt werden k\u00f6nnen. Die GES-Studie argumentiert insofern nicht f\u00fcr elektrische Autarkie. Der europ\u00e4ische Strommarkt ist institutionell bereits weit entwickelt. Die physische Integration, die f\u00fcr einen wesentlich st\u00e4rkeren europaweiten Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch erforderlich w\u00e4re, ist dagegen noch ein sehr langfristiges Infrastrukturprojekt. Die st\u00e4rkere Nutzung europ\u00e4ischer Ausgleichseffekte setzt damit zun\u00e4chst erhebliche Investitionen in nationale und grenz\u00fcberschreitende Netze voraus, die ebenfalls in der Simulation nicht ber\u00fccksichtigt wurden.<\/p>\n\n\n\n Strom unterscheidet sich zudem \u00f6konomisch in einem entscheidenden Punkt von gew\u00f6hnlichen Handelsg\u00fctern. Eine MWh Elektrizit\u00e4t muss zu dem Zeitpunkt zur Verf\u00fcgung stehen, zu dem Nachfrage besteht. Eine um eine Stunde versp\u00e4tete Lieferung kann in einer Knappheitssituation weitgehend wertlos sein. Bei vielen lagerf\u00e4higen Konsum- und Investitionsg\u00fctern f\u00fchrt eine versp\u00e4tete Lieferung dagegen zwar zu zus\u00e4tzlichen Kosten und entgangenem Nutzen, die Lieferung kann jedoch nachgeholt werden. Bei Strom ist dies grunds\u00e4tzlich anders: Eine in einer Knappheitsstunde nicht gelieferte MWh kann ihren wirtschaftlichen Nutzen f\u00fcr diesen Zeitpunkt endg\u00fcltig verlieren.<\/p>\n\n\n\n Die j\u00e4hrlichen Importmengen sagen wenig dar\u00fcber aus, ob ausreichend Leistung w\u00e4hrend einer europaweiten Knappheitsstunde verf\u00fcgbar ist. Die langfristig statistisch gesicherte Leistung von Strom aus Windkraft liegt bei etwa 3 % der installierten Leistung, die eines konventionellen Kraftwerks \u00fcber 90 %. Dies und die auf Zeitskalen von Tagen und Wochen hohe Gleichzeitigkeit der europ\u00e4ischen fEE-Erzeugung lassen erkennen, welche europ\u00e4ische Erzeugungsstruktur erforderlich ist. Konkret: Langfristig hohe Verf\u00fcgbarkeit erfordert steuerbare Erzeugung.<\/p>\n\n\n\n Die daf\u00fcr erforderliche gesicherte Erzeugungs- oder Speicherleistung verschwindet durch den Stromhandel nicht aus der volkswirtschaftlichen Systemkostenrechnung; sie wird lediglich r\u00e4umlich verlagert. Soll Deutschland in Knappheitssituationen systematisch auf Importe zur\u00fcckgreifen, m\u00fcssen die entsprechenden Kapazit\u00e4ten irgendwo im europ\u00e4ischen System errichtet, finanziert und \u00fcber ausreichende Netze erreichbar sein.<\/p>\n\n\n\n Marktwirtschaftlich spricht dies keineswegs gegen Stromhandel. Es bedeutet vielmehr, dass bei seiner Bewertung auch die Kosten der daf\u00fcr erforderlichen Erzeugungs-, Speicher- und Netzinfrastruktur ber\u00fccksichtigt werden m\u00fcssen. Ein gemeinsamer europ\u00e4ischer Markt f\u00fchrt zudem tendenziell zu Preisangleichungen. Steigt die deutsche Nachfrage in europ\u00e4ischen Knappheitsstunden stark an, steigen deshalb nicht nur die deutschen Importpreise. Der zus\u00e4tzliche deutsche Nachfrageimpuls erh\u00f6ht unter sonst gleichen Bedingungen auch die Strommarktpreise in den Exportl\u00e4ndern, was politische Akzeptanz erfordert.<\/p>\n\n\n\n Die Analogie zum allgemeinen Wohlfahrtsgewinn des internationalen Warenhandels greift deshalb zu kurz. Sie ber\u00fccksichtigt weder die Zeitkritikalit\u00e4t des Gutes noch die hohen Kosten einer Nichtversorgung, das potenzielle Zusammenfallen europ\u00e4ischer Knappheiten und den erheblichen Infrastrukturbedarf, der f\u00fcr eine weitergehende europ\u00e4ische Integration und damit die erforderlichen Transportkapazit\u00e4ten erst noch realisiert werden muss.<\/p>\n\n\n\n Warum die Grenzkosten hoher fEE-Anteile steigen<\/strong><\/p>\n\n\n\n Maurer verweist darauf, dass Kostenminima in Energiesystemmodellen h\u00e4ufig flach verlaufen. Daraus folgt jedoch nicht, dass die Systemkosten bei sehr hohen fEE-Anteilen nur geringf\u00fcgig ansteigen.<\/p>\n\n\n\n Grunds\u00e4tzlich zu unterscheiden ist, unter welchen Annahmen ein flaches Kostenminimum zustande kommt und ob diese Annahmen f\u00fcr ein zuk\u00fcnftiges Stromsystem realistisch sind. Modellrechnungen mit hohen fEE-Anteilen werden insbesondere durch niedrige Kosten f\u00fcr Batterien, Elektrolyse und Wasserstoff, weitreichende Nachfrageflexibilit\u00e4t, stark ausgebaute nationale und europ\u00e4ische Netze sowie hohe Importm\u00f6glichkeiten beg\u00fcnstigt. Umgekehrt steigt der Wert gesicherter CO2-armer Erzeugung, wenn Kernkraft oder CCS zu wettbewerbsf\u00e4higen Kosten verf\u00fcgbar sind, Importm\u00f6glichkeiten in europ\u00e4ischen Knappheitssituationen begrenzt bleiben oder h\u00f6here Anforderungen an Versorgungssicherheit und Resilienz gestellt werden.<\/p>\n\n\n\n Damit l\u00e4sst sich die Frage nach dem Kostenminimum nicht dadurch beantworten, dass man auf die Bandbreite vorhandener Modellergebnisse verweist. Zu pr\u00fcfen ist vielmehr, welche Annahmen die tats\u00e4chlichen technischen und \u00f6konomischen Eigenschaften des zuk\u00fcnftigen Stromsystems am besten abbilden.<\/p>\n\n\n\n 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 \u00f6konomisch nachvollziehbar.<\/p>\n\n\n\n Genau hier liegt aus unserer Sicht die Bedeutung der GES-Ergebnisse. Die ausgewiesene hohe Kernkraftleistung ist keine Prognose eines optimalen zuk\u00fcnftigen 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. Daf\u00fcr sind die nachfolgend dargestellten strukturellen Zusammenh\u00e4nge ma\u00dfgeblich:<\/p>\n\n\n\n fEE k\u00f6nnen bei geringen Anteilen konventionelle Kraftwerke wie Gaskraftwerke kosteng\u00fcnstig ersetzen.<\/strong> Teure Flexibilisierungsoptionen wie Batterien sind noch nicht erforderlich. Dies sorgt f\u00fcr 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.<\/p>\n\n\n\n Erstens sinkt der Grenznutzen zus\u00e4tzlicher Wind- und Solarleistung.<\/strong> Eine zus\u00e4tzliche Anlage erzeugt, meteorologisch bedingt, in denselben Zeitr\u00e4umen wie die bereits vorhandenen Anlagen. Mit wachsender installierter Leistung nehmen deshalb Erzeugungsspitzen stark zu ohne zus\u00e4tzliche bedeutende Erzeugung w\u00e4hrend Dunkelflauten. Der Marktwert der zus\u00e4tzlichen so erzeugten MWh sinkt. Dieser Kannibalisierungseffekt ist bereits heute an den Stromm\u00e4rkten in Form zunehmend auch negativer Preise in Stunden hoher Wind- und Solarproduktion zu beobachten. Zus\u00e4tzliche Speicher und flexible Nachfrage k\u00f6nnen diesen Effekt vermindern, aber nicht die meteorologische Korrelation der Erzeugung beseitigen.<\/p>\n\n\n\n Zweitens w\u00e4chst der Bedarf an Umwandlung und Speicherung. <\/strong>Kann zus\u00e4tzlicher Strom nicht unmittelbar verbraucht, exportiert oder kurzfristig gespeichert werden, muss er abgeregelt oder beispielsweise \u00fcber Elektrolyse unter hohen Energieverlusten in Wasserstoff umgewandelt werden. Bei anschlie\u00dfender R\u00fcckverstromung geht erneut ein gro\u00dfer Teil der urspr\u00fcnglich eingesetzten elektrischen Energie verloren. Zus\u00e4tzlich entstehen Kapitalkosten f\u00fcr Elektrolyseure, Speicher und Gasturbinen. Sinkende Kosten dieser Technologien k\u00f6nnen diesen Effekt wirtschaftlich abschw\u00e4chen; die Umwandlungsverluste und der zus\u00e4tzliche Anlagenbedarf bleiben jedoch bestehen.<\/p>\n\n\n\n Drittens sinkt mit wachsendem fEE-Anteil die Auslastung der notwendigen gesicherten Kraftwerksleistung. <\/strong>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, w\u00e4hrend die erzeugte Strommenge sinkt.<\/p>\n\n\n\n Viertens steigen die Anforderungen an die Netzinfrastruktur. <\/strong>Die GES-Studie modelliert Deutschland vereinfachend als Kupferplatte und skaliert den Netzausbau top-down. R\u00e4umliche Netzengp\u00e4sse, Redispatch und regionale Flexibilit\u00e4tsanforderungen sind damit nicht erfasst. Diese Vereinfachung untersch\u00e4tzt eher die Kosten einer stark dezentralen und r\u00e4umlich vom Verbrauch entkoppelten Erzeugungsstruktur, als dass sie diese \u00fcbersch\u00e4tzt.<\/p>\n\n\n\n F\u00fcnftens werden bei fortschreitendem fEE-Ausbau tendenziell weniger g\u00fcnstige Standorte erschlossen. <\/strong>Die GES-Rechnung ber\u00fccksichtigt diesen Effekt nicht, sondern skaliert die historischen Erzeugungsprofile linear. Zus\u00e4tzliche Anlagen d\u00fcrften im Durchschnitt nicht bessere, sondern eher ung\u00fcnstigere Ertrags-, Anschluss- oder Standortbedingungen vorfinden. Dieser Effekt wird in unserer Modellierung eher untersch\u00e4tzt als \u00fcbersch\u00e4tzt.<\/p>\n\n\n\n Diese Zusammenh\u00e4nge haben eine gemeinsame Eigenschaft: Sie beruhen nicht prim\u00e4r auf Prognosen zu den Kosten einzelner Technologien, sondern auf strukturellen Eigenschaften eines deutschen Stromsystems mit hohen Anteilen korrelierter, wetterabh\u00e4ngiger Erzeugung.<\/strong> Technischer Fortschritt bei Batterien, Elektrolyseuren oder Laststeuerung kann ihre Kostenwirkungen vermindern. Er hebt jedoch die zugrunde liegenden Zusammenh\u00e4nge nicht auf, insbesondere die vergleichsweise geringen Vollaststunden von Wind- und PV-Anlagen in Deutschland sowie die erhebliche r\u00e4umliche und zeitliche Diskrepanz zwischen fEE-Erzeugung und Stromverbrauch.<\/p>\n\n\n\n Damit verschiebt sich auch die Beweisfrage. F\u00fcr ein flaches Kostenminimum bei sehr hohen fEE-Anteilen reicht es nicht aus, auf entsprechende Modellergebnisse zu verweisen. Es muss gezeigt werden, welche Flexibilit\u00e4tsressourcen in welcher Gr\u00f6\u00dfenordnung, zu welchen Kosten und mit welcher gesicherten Verf\u00fcgbarkeit die oben genannten kostensteigernden Effekte kompensieren sollen. Dies betrifft insbesondere Batterien, Demand Side Management, Wasserstoff, nationale und europ\u00e4ische Netze sowie gesicherte Importm\u00f6glichkeiten.<\/p>\n\n\n\n Unsere Szenarien beweisen keinen mathematischen bestimmten Verlauf der Kostenkurve, sondern dienen der Illustration: Sie zeigen f\u00fcr Deutschland einen ausgepr\u00e4gten Kostenanstieg mit zunehmendem fEE-Anteil, f\u00fcr den es technisch und \u00f6konomisch nachvollziehbare Ursachen gibt. Die relevante Frage ist deshalb nicht, ob sich mit geeigneten Annahmen auch ein flacherer Kurvenverlauf modellieren l\u00e4sst. Entscheidend ist, welcher Verlauf unter realistischen Annahmen \u00fcber die tats\u00e4chlich verf\u00fcgbaren Systemressourcen zu erwarten ist.<\/p>\n\n\n\n Kernkraft und erneuerbare Energien sind Substitute und Komplemente zugleich<\/strong><\/p>\n\n\n\n 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 f\u00fcr Dunkelflauten w\u00e4re deshalb ineffizient.<\/p>\n\n\n\n Daraus folgt jedoch nicht, dass Kernkraft und fluktuierende Erneuerbare in einem kostenoptimalen System nur begrenzt nebeneinander bestehen k\u00f6nnen.<\/p>\n\n\n\n Beide Technologien sind Substitute: Jede zus\u00e4tzliche TWh Kernkraft reduziert grunds\u00e4tzlich den Bedarf an anderer CO2-armer Erzeugung. In der GES-Simulation wird konservativ angenommen, dass Kernkraft konstant, im Szenario \u201eabsolutes Kostenminimum\u201c als Grundlastkraftwerk, durchl\u00e4uft. fEE in Verbindung mit begrenztem Stromimport und Export sowie Erdgas-Peakern mit CCS stellen in jeder Stunde des Jahres die noch fehlende Leistung bereit.<\/p>\n\n\n\n Beide Technologien k\u00f6nnen bei geringen fEE-Anteilen auch komplement\u00e4r wirken, wie der oben beschriebene Kostensenkungseffekt zeigt.<\/p>\n\n\n\n Die internationale Modellliteratur [3], [4], [5], [6], [7], [8], [9], [10] findet entsprechend regelm\u00e4\u00dfig kostenoptimale Kombinationen aus fluktuierenden Erneuerbaren, gesicherter CO2-armer Erzeugung, Speichern, Netzen und flexibler Nachfrage. Entscheidend ist nicht, ob sich Kernkraft und Wind\/PV \u201evertragen\u201c, sondern welcher Mix unter realistischen Kostenannahmen die geringsten Gesamtsystemkosten verursacht.<\/p>\n\n\n\n Der ordnungspolitische Kern<\/strong><\/p>\n\n\n\n Dies f\u00fchrt 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 nat\u00fcrliche Monopole, Versorgungssicherheit besitzt viele Charakteristika eines \u00f6ffentlichen Gutes, CO2-Emissionen verursachen externe Kosten und kapitalintensive Anlagen reagieren stark auf regulatorische Risiken. Ein vollkommen interventionsfreier Strommarkt ist deshalb keine realistische Referenz.<\/p>\n\n\n\n Gerade daraus folgt aber, dass staatliche Eingriffe m\u00f6glichst technologieunabh\u00e4ngig an den jeweiligen Ursachen von Marktversagen ansetzen sollten.<\/p>\n\n\n\n Der Staat sollte Klimaziele festlegen, die CO2-Externalit\u00e4t \u00fcber ein geeignetes Preissignal internalisieren, Anforderungen an Versorgungssicherheit festlegen und monopolistische Netze regulieren. Er sollte dagegen m\u00f6glichst nicht vorgeben, mit welchen Erzeugungstechnologien diese Ziele erreicht werden. Marktpreise sollten Knappheit, zeitlichen Wert, Netzwirkungen und CO2-Kosten so weit wie m\u00f6glich abbilden. Investoren k\u00f6nnen dann entscheiden, ob eine zus\u00e4tzliche Windkraftanlage, ein Speicher, ein Kernkraftwerk, ein CCS-Kraftwerk oder eine Lastflexibilisierung unter diesen Bedingungen wirtschaftlich sind.<\/p>\n\n\n\n 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 zun\u00e4chst die Produktionsstruktur fest und versucht anschlie\u00dfend, die daraus entstehenden Netze, Speicher, Backup-Kapazit\u00e4ten und F\u00f6rdermechanismen anzureizen.<\/p>\n\n\n\n Technologieoffenheit bedeutet nicht, jede denkbare Technologie staatlich zu finanzieren oder vorsorglich mehrere parallele Infrastrukturen aufzubauen. Sie bedeutet, Investitionsm\u00f6glichkeiten nicht administrativ auszuschlie\u00dfen und Technologien m\u00f6glichst nach vergleichbaren volkswirtschaftlichen Kriterien zu bewerten.<\/p>\n\n\n\n Auch staatliche Finanzierungsabsicherungen \u00e4ndern 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 k\u00f6nnen regulatorisches Risiko und Kapitalkosten unmittelbar miteinander zusammenh\u00e4ngen. Ein hoher privater Finanzierungssatz bildet dann teilweise staatlich erzeugte Unsicherheit und nicht prim\u00e4r technisches Projektrisiko ab.<\/p>\n\n\n\n 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 L\u00f6sungsraum aufgenommen wird, kann sich das volkswirtschaftliche Kostenminimum unter plausiblen Kostenannahmen erheblich von der politisch vorgegebenen fEE-dominierten Systemarchitektur entfernen.<\/p>\n\n\n\n Aus ordnungspolitischer Sicht ist das der entscheidende Punkt. Unsicherheit \u00fcber zuk\u00fcnftige Technologiekosten spricht nicht f\u00fcr zus\u00e4tzliche technologische Festlegungen. Sie erh\u00f6ht vielmehr den Wert von Wahlm\u00f6glichkeiten. Der Staat sollte daher Ziele und Systemanforderungen definieren und einen Ordnungsrahmen schaffen, in dem unterschiedliche Technologien ihre tats\u00e4chlichen Kosten und ihren tats\u00e4chlichen Systemwert offenbaren k\u00f6nnen.<\/p>\n\n\n\n In welchem Umfang sich darin Kernkraft, Windkraft, Photovoltaik, CCS, Speicher oder Importe durchsetzen, sollte das Ergebnis dieses Wettbewerbs sein \u2013 nicht dessen politische Vorbedingung. Kernenergie im beschriebenen marktwirtschaftlichen Ordnungsrahmen zuzulassen, impliziert keine Entscheidung f\u00fcr ihren Bau. Technologieoffenheit erh\u00e4lt vielmehr eine zus\u00e4tzliche Investitionsoption und vermindert das Risiko, eine m\u00f6glicherweise kosteng\u00fcnstige Systeml\u00f6sung bereits ex ante auszuschlie\u00dfen. Der erforderliche Aus- und Umbau des deutschen Stromsystems bleibt in jedem Fall eine gro\u00dfe Transformationsaufgabe. Angesichts seines Umfangs ist die Minimierung der volkswirtschaftlichen Systemkosten von zentraler Bedeutung.<\/p>\n\n\n\n Quellen<\/strong><\/p>\n\n\n\n [1]<\/a> BMWK-Osterpaket (80% EE Strom im Jahr 2030)<\/p>\n\n\n\n[1]<\/td> GES; Ulrich Begemann, Christof von Branconi, Thomas Frewer, \u201eDER KLIMANEUTRALE STROMMIX DER ZUKUNFT: Eine Szenarioanalyse zu den Kosten des zuk\u00fcnftigen deutschen Stromsystems,\u201c Juli 2026.<\/td><\/tr> [2]<\/td> Fraunhofer ISI, \u201eModellgest\u00fctzte Systemanalyse zur potenziellen Rolle von Grundlastkraftwerken im Rahmen eines dekarbonisierten europ\u00e4ischen Energiesystems,\u201c 20 August 2026.<\/td><\/tr> [3]<\/td> V. Grimm, L. Oechsle und G. Z\u00f6ttl, \u201eStromgestehungskosten von Erneuerbaren sind kein guter Indikator f\u00fcr zuk\u00fcnftige Stromkosten\u201c.<\/td><\/tr> [4]<\/td> WePlanet DACH, \u201eDeutschlands Energiezukunft: Die Rolle der Kernenergie bei der Dekarbonisioerung,\u201c 26. Februar 2025.<\/td><\/tr> [5]<\/td> Ariadne, Luderer, Bartels, Brown, \u201eDie Energiewende kosteneffizient gestalten \u2013 Szenarien zur Klimaneutralit\u00e4t 2045,\u201c 2025.<\/td><\/tr> [6]<\/td> Fraunhofer ISE, Thelen, Nolte, Kaiser, \u201eWege zu einem klimaneutralen Energiesystem,\u201c April 2025.<\/td><\/tr> [7]<\/td> BMWK, \u201eLangfristszenarien III T45-Strom,\u201c M\u00e4rz 2024.<\/td><\/tr> [8]<\/td> O. Ruhnau und S. Qvist, \u201eStorage requirements in a 100% renewable electricity system: extreme events and inter-annual variability,\u201c M\u00e4rz 2022.<\/td><\/tr> [9]<\/td> Naruf, \u201eOpen model-based analysis of a 100% renewable and sector-coupled energy system \u2013 The case of Germany in 2050,\u201c 2021.<\/td><\/tr> [10]<\/td> B. &. Megy, \u201eBattery and hydrogen storage: Complements or substitutes? A German case study,\u201c Juni 2026.<\/td><\/tr><\/tbody><\/table><\/figure>\n\n\n\n
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