Die Ökonomie der Dekarbonisierung auf dem Prüfstand: Warum 2025 ein Weckruf war
Die Meldungen des Statistischen Bundesamtes (Destatis) zum Strommix im ersten Halbjahr 2025 waren für viele Marktteilnehmer ein Schock: Die Bruttostromerzeugung aus Braun- und Steinkohle verzeichnete einen signifikanten Anstieg im Vergleich zum Vorjahr (Quelle: Destatis, Pressemitteilung Nr. N 047 vom 15. August 2025). Statt eines neuen historischen Tiefs erlebten wir ein Comeback der Kohle. Dies markiert keinen statistischen Ausreißer, sondern ist der klare Beweis dafür, dass die Energiewende kein linearer Prozess ist und regulatorische Anreize durch Marktrealitäten konterkariert werden können. Für Stadtwerke ist dieser Rückblick essenziell, denn er diktiert mit neuer Dringlichkeit die Anforderungen an Portfolio-Management, Netzstabilität und Compliance.
Die Kernfrage, die sich jeder Akteur stellen muss: Warum hat die Dekarbonisierung 2025 stagniert und was bedeutet das für meine Strategie? Die Antwort liegt im Zusammenspiel aus persistenten hohen Gaspreisen, einer schwächelnden Erneuerbaren-Erzeugung und den daraus resultierenden Verwerfungen in der Merit-Order.
I. Das Steuerungsinstrument unter Druck: Der EU-Emissionshandel (ETS)
Der Haupttreiber für die Wettbewerbsfähigkeit der Kohleverstromung 2025 war die relative Unwirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken. Obwohl das EU Emissions Trading System (ETS) mit stabil hohen Zertifikatspreisen (EUA) die beabsichtigte Lenkungswirkung entfaltete, wurde diese durch exogene Faktoren ausgehebelt. Das ETS verteuert CO2-intensive Erzeugung, doch solange die Brennstoffkosten für Erdgas hoch blieben, konnten selbst ineffizientere Kohlekraftwerke in der Merit-Order bestehen.
Erdgas emittiert pro erzeugter Kilowattstunde (kWh) zwar deutlich weniger CO2 als Stein- oder Braunkohle. Laut Umweltbundesamt (UBA) liegen die spezifischen Emissionen von Erdgas bei ca. 360-400 g CO2/kWh, während sie bei Steinkohle bei ca. 750-950 g CO2/kWh und bei Braunkohle über 1000 g CO2/kWh liegen (Quelle: UBA, „Emissionsbilanz erneuerbarer Energieträger“, 2022). Dennoch überwog der Brennstoffkostenvorteil der Kohle den Nachteil durch die teuren EUA-Zertifikate.
Damit wurde das im § 3 Abs. 1 EnWG verankerte Ziel einer „möglichst sicheren, preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltverträglichen“ leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität einem Stresstest unterzogen. Die Realität von 2025 zeigte, dass der Markt unter bestimmten Preis-Konstellationen das Ziel der Umweltverträglichkeit temporär hinter jenes der Preisgünstigkeit und Versorgungssicherheit zurückstellt.
II. Die Mengensteuerung mit Lücken: Das EEG als gedämpfte Kraft
Während der ETS-Preis die fossilen Alternativen gegeneinander ausspielte, fehlte 2025 der erwartete Mengendruck durch die Erneuerbaren. Entgegen der Prognosen stagnierte der Zubau und die Erzeugung aus Erneuerbaren Energien im ersten Halbjahr, teilweise bedingt durch ungünstige Wetterlagen bei Wind- und Wasserkraft. Der im § 1 Abs. 2 EEG formulierte Grundsatz, den Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch kontinuierlich zu steigern, traf auf eine harte Realität.
Die Folge: Es entstand eine Erzeugungslücke, die nicht durch Grünstrom oder flexible Gaskraftwerke, sondern durch die reaktivierten oder länger laufenden Kohlekraftwerke gefüllt wurde. Anstatt die Grenzkosten auf null zu drücken, ließen die fehlenden RE-Mengen den Börsenpreis auf einem Niveau, das den Betrieb von Kohlekraftwerken profitabel machte.
Praxisrelevanz für Stadtwerke: Die Annahme eines stetig wachsenden RE-Anteils als Basis für die Portfolioplanung ist trügerisch. Die Volatilität betrifft nicht nur die kurzfristige Erzeugung, sondern auch den mittelfristigen Zubau. Stadtwerke müssen sich auf Szenarien einstellen, in denen die fossile Brücke länger und intensiver genutzt werden muss als geplant, was massive Risiken im EUA-Einkauf und in der CO2-Bilanz bedeutet.
III. Regulatorische Konsequenzen für Netzbetreiber und Lieferanten
Das unerwartete Marktumfeld in 2025 verschärft die bekannten operativen Herausforderungen für Stadtwerke:
1. Extremrisiken in der Bilanzierung (MaBiS/GPKE)
Die Kombination aus volatiler RE-Erzeugung und einer schwer prognostizierbaren fossilen Residuallast erhöht das Risiko von Bilanzkreisschiefständen. Die Prozesse der MaBiS und GPKE erfordern exakte Fahrpläne. Jede Abweichung zwischen Prognose und Realität – sei es bei der Einspeisung oder beim Lastgang – führt zu teuren Ausgleichsenergiekosten. Der Markt in 2025 hat gezeigt, dass die alten Modelle, die auf einer vorhersagbaren fossilen Grundlast basierten, endgültig obsolet sind. Stadtwerke müssen ihre Prognose- und Handelsalgorithmen auf Extremszenarien trimmen.
2. Chronisch hoher Redispatch-Bedarf (§ 13 EnWG)
Die geografische Ungleichverteilung von Erzeugung (RE im Norden, Last im Süden) und der Wegfall gesicherter Leistung im Süden führen zu einem strukturell hohen Redispatch-Bedarf gemäß § 13 EnWG. Das Wiedererstarken der Kohle ändert daran nichts, sondern kann Engpässe sogar verschärfen, wenn große, unflexible Blöcke hochfahren. Stadtwerke in ihrer Rolle als Verteilnetzbetreiber (VNB) müssen die komplexen Prozesse von Redispatch 2.0 (vgl. BNetzA Festlegung BK6-20-059) nicht nur technisch, sondern auch administrativ und finanziell beherrschen. Die korrekte Abwicklung der Entschädigungen wird zur zentralen Compliance-Aufgabe.
IV. Strategische Neuausrichtung: Resilienz statt reiner Dekarbonisierung
Das Jahr 2025 muss als Lehre verstanden werden: Die Energiewende erfordert mehr als nur den Ausbau von Wind und PV. Stadtwerke müssen ihre Strategie auf maximale Resilienz und Flexibilität ausrichten:
Investitionen in gesicherte, flexible Leistung: Der Fokus muss auf schnell regelbaren Technologien liegen, die bei Dunkelflauten einspringen. Hocheffiziente Gaskraftwerke (H2-ready) und KWK-Anlagen sind als Brückentechnologie unverzichtbar, um die Abhängigkeit von der Kohle zu brechen.
Forcierung von Speichern und Sektorkopplung: Die Speicherung von Überschussstrom ist die einzige Möglichkeit, die Volatilität der Erneuerbaren systemdienlich zu nutzen und die Versorgungssicherheit (§ 3 Abs. 1 EnWG) zu gewährleisten. Investitionen in Batteriespeicher und Power-to-Heat sind keine Option mehr, sondern eine Notwendigkeit.
Aktivierung der Lastseite über § 14a EnWG: Die Regulierung zur Steuerung von dezentralen Verbrauchseinrichtungen (Wallboxen, Wärmepumpen) ist der entscheidende Hebel auf der Nachfrageseite. Die konsequente Umsetzung des § 14a EnWG (Details siehe Festlegung der BNetzA, BK6-22-001) ermöglicht VNBs, Lasten aktiv zu managen und so die wegfallende Trägheit des Systems zu kompensieren.
Der Rückblick auf 2025 zeigt: Regulatorische Instrumente allein sind kein Garant für eine lineare Transformation. Sie schaffen ein Spielfeld, dessen Regeln von Marktpreisen und Verfügbarkeiten dominiert werden. Die Herausforderung für Stadtwerke ist, nicht nur auf die Regulierung zu reagieren, sondern eine robuste Strategie zu entwickeln, die auch bei unerwarteten Marktschocks funktioniert. Wie bewerten Sie die Risiken für Ihr Portfolio?