In der energiepolitischen Debatte wird oft mit harten Zahlen jongliert, doch selten war die Diskrepanz so eklatant wie in der aktuellen Studie der Deutschen Umwelthilfe (DUH) und des Wirtschaftsverbandes Windkraftwerke (WVW). Während die Studie Systemkosten von rund 11 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) für ein System aus Erneuerbaren Energien (EE), Speichern und Netzausbau veranschlagt, werden für moderne Erdgaskraftwerke bis zu 31 ct/kWh aufgerufen.
Als Regulatorik-Expertin weiß ich: Solche Zahlen sind keine bloßen Rechenbeispiele für den Elfenbeinturm. Sie bilden die Grundlage für die künftige Ausgestaltung unseres Rechtsrahmens – von der Kraftwerksstrategie der Bundesregierung bis hin zu den Entgelten, die Sie als Stadtwerk kalkulieren müssen. Lassen Sie uns daher tief in die Materie eintauchen und die regulatorischen Implikationen dieser Kostenrechnung sezieren.
Die Kosten-Trias: LCOE, Integration und Resilienz
Um die Studienergebnisse zu verstehen, müssen wir zunächst die Begriffe klären. Die reinen Stromgestehungskosten (Levelized Cost of Electricity, LCOE) für Photovoltaik und Wind liegen laut Fraunhofer ISE längst unter denen fossiler Energieträger. Die Lernkurven sind beeindruckend: Bei der Windenergie verzeichnen wir Kostensenkungen von etwa 10 % pro Verdoppelung der installierten Leistung, bei der Photovoltaik sind es sogar rund 20 %.
Doch die Kritik des Verbandes der Gas- und Wasserstoffwirtschaft (DVGW/Zukunft Gas) setzt an einem validen Punkt an: Die reinen Erzeugungskosten sind nicht die Systemkosten. Gemäß § 1 EnWG ist der Zweck des Gesetzes eine „möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche“ Versorgung. Das Spannungsfeld liegt hier zwischen „preisgünstig“ (EE-Vorteil) und „sicher“ (Herausforderung der Dunkelflaute).
Warum 11 Cent? Die Rolle von Speichern und Netzausbau
Die Studie kalkuliert Kosten für Batteriespeicher und den Netzausbau explizit ein. Aus regulatorischer Sicht ist dies entscheidend, da der Netzausbau nach § 11 EnWG eine Kernpflicht der Netzbetreiber darstellt. Die Integration von EE führt zwar kurzfristig zu einem Anstieg der Investitionskosten (CAPEX), was sich über die Erlösobergrenzen der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) auf die Netznutzungsentgelte auswirkt.
Allerdings zeigt die regulatorische Praxis:
- Flexibilisierung durch § 14a EnWG: Seit dem 1. Januar 2024 ermöglicht die Neuregelung des § 14a EnWG (festgelegt durch die BNetzA im Beschluss BK6-22-300) eine gezielte Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (Wallboxen, Wärmepumpen). Dies reduziert den physischen Netzausbaubedarf und damit die langfristigen Systemkosten.
- Vermeidung von Redispatch-Kosten: Die Einordnung von Redispatch-Kosten als „dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile“ nach § 11 Abs. 2 ARegV steht immer wieder in der Kritik. Wenn ein EE-basiertes System durch dezentrale Speicher (wie in der Studie angenommen) stabilisiert wird, sinken die Kosten für teure Redispatch-Maßnahmen (§ 13, 13a EnWG), die derzeit die Netzentgelte massiv belasten.
Das Argument der „Dunkelflaute“ und die Kraftwerksstrategie
Der Einwand der Gaswirtschaft, dass steuerbare Kraftwerke für mehrtägige Dunkelflauten unverzichtbar seien, ist regulatorisch in der geplanten Kraftwerksstrategie (KWS) der Bundesregierung verankert. Die Studie setzt hier den Hebel an: Wenn Gaskraftwerke nur noch als reine Backup-Kapazitäten mit wenigen Volllaststunden fungieren, steigen die spezifischen Kosten pro erzeugter Kilowattstunde massiv an – eben auf jene zitierten 31 Cent.
Hier prallen zwei Welten aufeinander:
- Die ökonomische Logik der EE: Grenzkosten nahe Null verdrängen fossile Kraftwerke aus dem Markt (Merit-Order-Effekt).
- Die regulatorische Logik der Versorgungssicherheit: Wir benötigen Kapazitätsmechanismen. Die BNetzA und das BMWK arbeiten derzeit an Modellen, um diese Vorhaltung zu vergüten, ohne den Strompreis durch ineffiziente fossile Dauerläufer zu belasten.
Warum muss Sie das als Stadtwerk interessieren?
Sie fragen sich vielleicht: „Ich leite ein Stadtwerk, keine Denkfabrik – was bedeutet das für mein Tagesgeschäft?“ Die Antwort ist dreigeteilt:
Strategische Asset-Planung: Wenn die Systemkostenstudie recht behält, wird der wirtschaftliche Druck auf Gasverteilnetze massiv zunehmen. Die Transformation der Gasnetze (Stichwort: Gas-Netzgebietstransformationsplan, Kanon der BNetzA zur Stilllegung von Gasnetzen) muss jetzt geplant werden. Investitionen in Gasinfrastruktur riskieren, zu „Stranded Assets“ zu werden, wenn die Grenzkosten für EE-basierte Wärme (Wärmepumpen + Speicher) so deutlich unter Gas liegen.
Kommunalrichtlinie und Wärmeplanung: Nach dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) sind Kommunen verpflichtet, Wärmepläne zu erstellen. Die Kostendifferenz zwischen 11 Cent (EE-System) und 31 Cent (Gas-Backup) ist ein schlagkräftiges Argument in der politischen Kommunikation gegenüber Bürgern und Stadträten.
Netzentgeltkalkulation: Die Integration von Speichern und das Demand-Side-Management (DSM) sind nicht mehr optional. Als Netzbetreiber müssen Sie die regulatorischen Anreize nutzen, um Speicher netzdienlich einzubinden. Die BNetzA-Festlegungen zu § 14a EnWG bieten hier erstmals einen klaren Rahmen, um Lastspitzen zu kappen und den kostspieligen Netzausbau auf das notwendige Maß zu begrenzen.
Fazit: Kein Entweder-oder, sondern ein regulatorisches Sowohl-als-auch
Die Studie der DUH und des WVW ist eine Provokation für den Status Quo, aber sie ist regulatorisch fundiert. Die Behauptung, Erneuerbare seien wegen ihrer Volatilität teurer, hält einer gesamtsystemischen Betrachtung – inklusive Speicher- und Netzkosten – immer weniger stand.
Für Sie als Entscheidungsträger im Stadtwerk bedeutet das: Die „Brückentechnologie“ Erdgas wird ökonomisch schneller brüchig, als viele Prognosen der letzten Jahre vermuten ließen. Die regulatorische Weichenstellung der BNetzA weist eindeutig in Richtung Flexibilisierung und Dezentralität. Wer heute noch auf großflächige Gas-Infrastruktur setzt, ohne die massiven Kostenvorteile der EE-Integration einzupreisen, plant am Markt und an der kommenden Regulatorik vorbei.
Bleiben Sie präzise in der Kalkulation und mutig in der Transformation. Die Paragrafen dafür sind geschrieben – wir müssen sie nur anwenden.
Quellen und Vertiefung:
- EnWG § 1, § 11, § 13, § 14a
- BNetzA Beschluss BK6-22-300 (Festlegung zu steuerbaren Verbrauchseinrichtungen)
- Studie: „Systemkosten von Wind- und Solarenergie im Vergleich zu Erdgaskraftwerken“, DUH/WVW 2024
- Fraunhofer ISE: Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien (März 2024)