Im Zuge des Ausstiegs aus der Kernenergie in Deutschland wurde erneut über die Kosten der Stromerzeugung debattiert. Häufig wird dabei aber nicht unterschieden, welche Kosten konkret gemeint sind. Die Diskussion über die Kosten der Stromerzeugung verschiedener Energiequellen ist nicht neu. Oftmals wird jedoch nicht präzise unterschieden, welche Kosten genau gemeint sind. Es sollten mindestens drei Arten von Kosten unterschieden werden: die Grenzkosten, die Stromgestehungskosten und die Systemkosten, auf die es letztendlich ankommt (wirtschaftlichefreiheit: 08.06.23)
Grenzkosten: erneuerbare Energien unschlagbar günstig – Ein Blick auf die Reihenfolge der Stromerzeugung und die Merit-Order
Grenzkosten beziehen sich auf die Kosten für eine zusätzliche Kilowattstunde Strom aus einem bereits existierenden Kraftwerk oder einer erneuerbaren Energien-Anlage. Wetterabhängige erneuerbare Energien sind unschlagbar günstig, mit nahezu keinen Grenzkosten. Das bedeutet, dass Wind und Sonne keine zusätzlichen Kosten für eine weitere Kilowattstunde Strom verursachen. Im Gegensatz dazu erfordern konventionelle Kraftwerke, den Einsatz von Energiequellen wie Kohle oder Erdgas für jede zusätzliche Kilowattstunde. Die Grenzkosten spielen auch eine entscheidende Rolle bei der Reihenfolge, in der die verschiedenen Kraftwerkstypen Strom ins Netz einspeisen (Merit-Order).
Dank dem Einspeisevorrang nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) stehen wetterabhängige erneuerbare Energien immer an erster Stelle in der Merit-Order. Vor dem Ausstieg aus der Kernenergie wurden danach Kernkraftwerke eingesetzt, da auch sie sehr niedrige Grenzkosten hatten. In der Merit-Order folgten in Deutschland in der Regel Braunkohle-, Steinkohle- und Gaskraftwerke. Die Reihenfolge hängt unter anderem von den Preisen der Energieträger und den Preisen für CO₂-Zertifikate im EU-Emissionshandel ab. 2022 stiegen die Grenzkosten bei allen thermischen Kraftwerken aufgrund höherer Preise für Energierohstoffe und Emissionszertifikate teilweise deutlich an.
Im letzten Jahr erlangte der Merit-Order-Effekt aufgrund hoher Gaspreise größere Aufmerksamkeit. Gaskraftwerke waren oft die preisbestimmenden Kraftwerke. Dadurch wirkten sich die hohen Gaspreise auf den Strompreis im Großhandelsmarkt aus. Mit dem Ausstieg aus der Kernenergie steigt vorübergehend die CO₂-Intensität der Grundlastversorgung. Da Kernkraftwerke aus der Merit-Order-Kurve herausfallen, werden teurere Spitzenlastkraftwerke früher benötigt, um ausreichend Strom zu erzeugen. Dies sind in erster Linie Gaskraftwerke. Für bestehende Kernkraftwerke in Deutschland traf die Aussage zu, dass die Grenzkosten der Stromerzeugung sehr niedrig waren.
Erneuerbare Energien unterbieten konventionelle Kraftwerke bei Stromgestehungskosten
Stromgestehungskosten beziehen sich auf die Gesamtkosten für die Stromerzeugung über die Lebensdauer einer geplanten Anlage. Dabei werden anfängliche Investitionskosten, fixe und variable Betriebskosten sowie Kapitalkosten in Relation zur erzeugten Strommenge über die Laufzeit gesetzt. Dieser Ansatz betrachtet die wirtschaftliche Perspektive eines Investors oder Betreibers vor Errichtung (oder Übernahme) einer Anlage. Die Stromgestehungskosten von wetterabhängigen erneuerbaren Energien sind in den letzten Jahren kontinuierlich gesunken. Sie waren bereits vor der Energiekrise mindestens wettbewerbsfähig im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken. Zum Beispiel bezifferte das Fraunhofer ISE im Jahr 2021 die Stromgestehungskosten für Onshore-Windkraftanlagen in Deutschland auf etwa 4 bis 8 Cent pro Kilowattstunde, für Photovoltaik auf 3 bis 11 Cent pro Kilowattstunde und für Offshore-Windkraftanlagen auf 7 bis 12 Cent pro Kilowattstunde.
Demgegenüber lagen die Stromgestehungskosten für Gas- und Dampfkraftwerke zwischen 8 und 13 Cent pro Kilowattstunde. Für Steinkohlekraftwerke sogar zwischen 11 und 13 Cent pro Kilowattstunde. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz hat kürzlich festgestellt, dass die Stromgestehungskosten von Windkraft und Photovoltaik im Jahr 2022 aufgrund steigender Vorprodukt- und Materialkosten sowie höherer Kapitalkosten erstmals seit über 20 Jahren gestiegen sind. Allerdings dürften die Stromgestehungskosten von thermischen Kraftwerken aufgrund höherer Energiepreise noch stärker gestiegen sein, wodurch die Wettbewerbsfähigkeit erneuerbarer Energien zunahm.
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. In Ländern, in denen CO₂-Emissionen bepreist werden, fallen die Stromgestehungskosten von Kohle- oder Gaskraftwerken höher aus als in Staaten ohne eine solche Regulierung.
Kernkraftwerke – hohe Stromgestehungskosten im Vergleich zu erneuerbaren Energien
Für Kernkraftwerke finden sich in der Literatur unterschiedliche Aussagen zu den Stromgestehungskosten. Die US-Investmentbank Lazard schätzt sie für 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 für die Behandlung von radioaktiven Abfällen sind hier explizit nicht eingeschlossen.
Die Internationale Energieagentur (IEA) bezifferte in ihrem letzten Word Energy Outlook die Stromgestehungskosten für 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 Ländern/Regionen günstiger. Für das in Bau befindliche Kernkraftwerk Hinkley Point C in Großbritannien hat der Betreiber einen garantierten Stromabnahmepreis von 10,7 Pence pro kWh vereinbart. Die Stromgestehungskosten von Investitionen für eine Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke sind deutlich günstiger als jene für neue Kernkraftwerke. Laut einer Studie der IEA von 2020 beliefen sie sich auf knapp 3 bis knapp 5 US-Cent pro kWh.
Aus den Zahlen lässt sich die Aussage ablesen, dass Windkraft und Photovoltaik hinsichtlich der Stromgestehungskosten günstiger sind als konventionelle thermische Kraftwerke. Neue Kernkraftwerke erzeugen Strom dagegen mit sehr hohen Stromgestehungskosten. Sollten die Preise für CO₂-Zertifikate im EU-Emissionshandel im Zuge der kontinuierlichen Verknappung künftig steigen, führt dies zu höheren Stromgestehungskosten für Kohle- oder Gaskraftwerke.
Die wahren Kosten der Energiewende: Warum ein hoher Anteil an erneuerbaren Energien Systemkosten verursacht
In der öffentlichen Debatte werden häufig jene Kosten vernachlässigt, die aus einem hohen und steigenden Anteil von wetterabhängigen Erneuerbaren im Strommarkt resultieren. Diese Systemkosten sind die volkswirtschaftlich relevante Größe. Die Systemkosten entstehen z. B. durch eine sinkende durchschnittliche Kapazitätsauslastung 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. Zum Vergleich: Die Spitzenlast, also die höchste Nachfrage zu einem bestimmten Zeitpunkt, liegt in Deutschland in der Größenordnung von 80 GW. Die installierte Leistung übersteigt die Spitzenlast also bereits um den Faktor 3. Die gesamte Bruttostromerzeugung sank im gleichen Zeitraum jedoch um 6 %.
Das liegt zum einen daran, dass wetterabhängige erneuerbare Energien per se eine geringe Kapazitätsauslastung aufweisen. Zum anderen verdrängen sie wegen ihrer geringen Grenzkosten fossile Kraftwerke aus dem Markt, was aus klimapolitischer Sicht erwünscht ist. Bei Steinkohlekraftwerken sank die Kapazitätsauslastung von etwa 50 % im Jahr 2011 auf knapp 39 % im Jahr 2022. Bei Gaskraftwerken war ein Rückgang von 36 % auf knapp 27 % zu verzeichnen (jeweils Verhältnis von Volllaststunden zur gesamten Jahresstundenzahl). Die sinkende Auslastung verursacht bei den Betreibern der konventionellen Anlagen höhere Kosten. Die Lücke 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 stärkeren Elektrifizierung von Wärmemarkt, Verkehrssektor und von Industrieprozessen ebenfalls zunehmen dürfte.
Die versteckten Kosten der Energiewende: Warum Systemkosten und Netzausbau eine Herausforderung darstellen
Zu den Systemkosten zählt auch das Hoch- und Runterfahren von thermischen Kraftwerken in Abhängigkeit vom Windaufkommen oder der Sonneneinstrahlung. Hierfür sind viele traditionelle Kraftwerke nur bedingt ausgelegt. Um das Problem der Auslastung zu adressieren, könnte man die gesicherte Leistung schneller reduzieren. Allerdings ist hierbei ein deutlich höheres Tempo vorerst nicht möglich, weil es nach wie vor längere Phasen gibt, in denen Windkraft und Fotovoltaik nur wenig zur gesamten Stromerzeugung beitragen. Gleichzeitig wird wegen des höheren Elektrifizierungsgrades (E-Mobilität, Wärmepumpen, 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 Fünftel). Gerade in der Heizperiode wird die Fotovoltaik auch künftig nur wenig zur Stromerzeugung beitragen.
Von besonderer Bedeutung für die Systemkosten ist ferner der Netzausbau, der zumindest teilweise durch den Zubau bei Erneuerbaren ausgelöst wird. So liegen die Erzeugungszentren für Windkraft im Norden Deutschlands, viele große Stromverbraucher jedoch im Süden. Ein Ende März 2023 veröffentlichter erster Strategieentwurf der Übertragungsnetzbetreiber zeigt, dass sich der Investitionsbedarf für das Übertragungsnetz bis 2037 auf EUR 198 Mrd. belaufen könnte. Auch das Verteilnetz muss physisch erweitert und intelligenter gesteuert werden, wenn sowohl die dezentrale Stromerzeugung durch Erneuerbare als auch die dezentrale Stromnachfrage (z. B. Wärmepumpen, Ladestationen) weiter zunehmen. Ohne solche Maßnahmen dürfte das Verteilnetz regional ein Engpass für die Elektrifizierung des Wärmemarktes und des Verkehrssektors werden. Die Bundesnetzagentur hatte bereits im Jahr 2021 den Investitionsbedarf im Stromverteilungsnetz auf EUR 47 Mrd. bis 2030 geschätzt. Die Zahl dürfte seither eher gestiegen sein.
Die wahren Kosten der Energiewende: Netzsicherheit, Speicherbedarf und externe Faktoren im Fokus
Mit einem steigenden Anteil der wetterabhängigen erneuerbaren Energien müssen die Netzbetreiber zudem häufiger Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen vornehmen. Laut Bundesnetzagentur lagen die gesamten Netzengpassmanagementmaßnahmen allein im 2. Quartal 2023 bei EUR 771 Mio. (Q2 2022: EUR 389 Mio.). Schließlich zählen auch Investitionen in Stromspeicher zu den Systemkosten, die mit dem Ausbau der Erneuerbaren einhergehen, denn mit ihnen soll das Problem der Unstetigkeit und Saisonalität der wetterabhängigen Erneuerbaren abgemildert werden. Das gilt sowohl für Batterien bei kleineren Verbrauchern als auch für Elektrolyseanlagen zur Erzeugung von (grünem) Wasserstoff oder andere Power-to-X-Technologien.
Es ist nicht trivial, die Systemkosten exakt zu beziffern, weil eine Zurechnung verschiedener Kosten nicht trennscharf möglich ist. Klar ist aber, dass die Aussage, die Erneuerbaren seien die kostengünstigste Form der Stromerzeugung, zu pauschal ist. Eine ausgewogene Debatte sollte jedenfalls alle Folgekosten berücksichtigen, die mit einem Ausbau wetterabhängiger erneuerbarer Energien bei gleichzeitigem Fehlen von kostengünstigen Stromspeichern im großindustriellen Maßstab entstehen. Genauso ist es richtig, die externen Kosten thermischer Kraftwerke auf Basis von fossilen Energien zu berücksichtigen, die in vielen Ländern außerhalb der EU noch nicht oder nur unzureichend durch CO₂-Preise oder andere Instrumente internalisiert werden.
Die Kosten der Energieerzeugung: Von radioaktiven Abfällen bis zu Naturveränderungen – ein Blick auf die Gesamtkosten
Auch die Folgekosten der Nutzung der Kernenergie (z. B. radioaktive Abfälle, Risiko von Unfällen) gehören 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 Windrädern oder Bürgerproteste gegen Windräder oder Stromtrassen.
Investitionen in erneuerbare Energien sind aufgrund ihrer niedrigen Stromgestehungskosten leichter umzusetzen als Investitionen in den Neubau von Back-up-Kraftwerken. In Zukunft werden Direktverträge (Power Purchase Agreements, PPAs) zwischen den Betreibern erneuerbarer Energieanlagen und Stromkunden an Bedeutung gewinnen. Durch solche Vereinbarungen garantieren die Kunden den Kauf des Stroms zu einem im Voraus festgelegten Preis, was beiden Seiten eine bessere Planungssicherheit bietet.
Die Herausforderung der wasserstofffähigen Gaskraftwerke
Schwieriger gestaltet sich die Situation bei wasserstofffähigen Gaskraftwerken, die von der Bundesregierung geplant sind. Diese sollen als Back-up-Kraftwerke für Zeiten mit geringem Wind- und/oder Sonnenaufkommen dienen und den Ausstieg aus der Kohleverstromung ermöglichen, idealerweise bis zum Jahr 2030. Die Stromgestehungskosten solcher Kraftwerke dürften mindestens genauso hoch sein wie bei herkömmlichen Gaskraftwerken. Mit dem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien wird ihr Marktanteil an der Stromerzeugung jedoch steigen, was zu einer weiteren Verringerung der Auslastung der Reservekraftwerke führen wird.
Diese geringe Kapazitätsauslastung erschwert es jedoch Investoren, einen wirtschaftlichen Geschäftsplan für neue Gaskraftwerke zu erstellen, wenn die Einnahmen ausschließlich durch den Verkauf von Strom generiert werden können. Aus diesem Grund könnte die Regierung die erforderlichen Investitionen durch die Schaffung eines Kapazitätsmarktes unterstützen, bei dem die Betreiber von Kraftwerken für die Bereitstellung gesicherter Kapazitäten entlohnt werden. Ohne ausreichenden Ausbau solcher wasserstofffähiger Gaskraftwerke müssten einige Kohlekraftwerke wahrscheinlich länger als bis zum Jahr 2030 in Betrieb bleiben oder in einer Art Sicherheitsreserve verbleiben.
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