05.02.2026

Die Transformation des Energiemarktes: Wege aus der Effizienz- und Investitionsfalle.

Die Energiewende steht an einem kritischen Wendepunkt. Während die Politik über Netzkosten, Kraftwerksstrategien und Industriestrompreise debattiert, ist es geradezu wesentlich, eine fundamentale Kritik an den gängigen Narrativen und Marktmechanismen vorzunehmen: Ein radikaler Fokus auf Effizienz, eine Abkehr vom Merit-Order-Prinzip und ein neues Denken bei Infrastrukturinvestitionen.

1. Das Missverständnis der Primärenergie.

Ein zentraler Fehler in der öffentlichen Debatte (oft angefeuert durch Ökonomen wie Hans-Werner Sinn) ist die Vermischung von Primärenergie und Nutzenergie:

• Verlustreiche fossile Kette: In der fossilen Welt geht bereits ein Drittel der Energie verloren, bevor sie als Endenergie (z. B. Diesel) beim Verbraucher ankommt. Im Verbrennungsmotor entstehen weitere massive Wandlungsverluste durch Abwärme, sodass am Ende nur ein Bruchteil als tatsächliche Nutzenergie am Reifen ankommt.
• Die Effizienz der Elektrifizierung: Elektrifizierte Systeme sind fundamental effizienter. Während der fossile Sektor etwa zwei Drittel Energieverluste verzeichnet, erreichen elektrische Systeme Effizienzen von 80 bis 90 %.
• Das Fehlurteil der "Verzehnfachung": die Behauptung, der Stromsektor müsse für die Energiewende verdreifacht oder gar verzehnfacht werden, ist "grob falsch". Da Wärmepumpen und E-Autos weitaus weniger Energie benötigen, um den gleichen Nutzen zu erzielen, führt die Substitution fossiler Brennstoffe primär zum Herausfiltern von Systemverlusten.

Die Kette der Energieumwandlung und die damit verbundenen Verluste lässt sich darstellen. Der fossil geprägte Sektor ist durch massive Ineffizienzen gekennzeichnet, während die Elektrifizierung diese Verluste weitgehend eliminiert.

Vergleich der Energieverluste: Fossil vs. Elektrisch.

Erläuterungen zu den Daten und Konzepten.

Der "Primärenergie-Irrtum".

In öffentlichen Debatten (z. B. von Hans-Werner Sinn) werden oft nur die Primärenergiestatistiken herangezogen. Da im fossilen System bereits zwei Drittel der Energie als Abwärme oder bei der Verarbeitung verloren gehen, ist der reine Vergleich der Primärenergiemengen irreführend.

• Fossile Verluste: Ein Drittel der Energie verschwindet vor der Nutzung als Endenergie (z. B. Raffinerieprozesse), und ein weiteres Drittel geht bei der Verbrennung im Motor oder Heizkessel verloren.
• Elektrische Effizienz: Elektrifizierte Systeme filtern diese Systemverluste heraus. Da sie Wirkungsgrade von 80 % bis 90 % erreichen, muss der Stromsektor entgegen häufiger Behauptungen nicht verzehnfacht werden, um die gleiche Nutzenergie wie das fossile System bereitzustellen.

Der Vergleich von reinen Primärenergiemengen ist irreführend und „grob falsch“. Die massiven physikalischen Unterschiede in der Effizienz zwischen fossilen und elektrifizierten Systemen werden dabei komplett ignoriert.

I. Die Verwechslung von Brutto (Primär) und Netto (Nutzenergie).

1. Der Vergleich zum Gehalt.

Primärenergie entspricht dem Bruttogehalt, während die Nutzenergie das Nettogehalt ist, das tatsächlich beim Verbraucher ankommt:

• Primärenergie ist die Energieform, wie sie in der Natur vorkommt (z. B. ein Barrel Rohöl oder eine Tonne Kohle).
• Endenergie ist das verarbeitete Produkt (z. B. Diesel an der Tankstelle oder Erdgas in der Leitung), wobei hier bereits etwa ein Drittel der Energie durch Raffinerieprozesse, Transport und Logistik verloren geht.
• Nutzenergie ist das, was am Ende tatsächlich gebraucht wird: der Vortrieb am Reifen, die Raumwärme oder warmes Wasser.

2. Die Verlustkette des fossilen Sektors.

Das Hauptargument gegen einen direkten Vergleich ist der enorme Wirkungsgradverlust fossiler Verbrennungsprozesse. Im fossilen System gehen insgesamt etwa zwei Drittel der eingesetzten Energie verloren und nur ein Drittel wird tatsächlich als Nutzen wirksam. Ein Dieselmotor erzeugt beispielsweise enorme Mengen an Abwärme (Wandlungsverluste), sodass nur ein Bruchteil der im Diesel enthaltenen Energie tatsächlich in Bewegung umgesetzt wird. Werden nun diese verlustreichen Primärenergiemengen als Basis für den künftigen Strombedarf genommen, wird das System künstlich aufgebläht dargestellt.

3. Die Effizienz der Elektrifizierung.

Elektrifizierte Systeme sind fundamental effizienter. Sie erreichen Wirkungsgrade von 80 % bis 90 %.

• Wegfall der Wandlungsverluste: Da elektrische Antriebe kaum Abwärme produzieren, wird fast die gesamte Energie direkt in Nutzenergie (Vortrieb) umgewandelt.
• Substitution filtert Verluste heraus: Wenn man fossile Brennstoffe durch Strom ersetzt, ersetzt man nicht die gesamte Primärenergiemenge, sondern man „filtert“ vor allem die systemimmanenten Verluste heraus.
• Spezialfall Wärmepumpen: Diese sind so effizient, dass sie Wirkungsgrade „jenseits von eins“ (über 100 %) erzielen können, da sie Umweltwärme nutzen und somit der menschlichen Energiebilanz sogar einen Gewinn hinzufügen.

4. Der „Multiplikator-Mythos“.

Basierend auf der falschen Annahme, der Primärenergiebedarf müsse 1:1 durch Strom ersetzt werden, behaupten Kritiker, der Stromsektor müsse verdreifacht, verzehnfacht oder gar verfünfzehnfacht werden. Diese Hochrechnung ist absurd, insbesondere wenn sie auf effiziente Erzeuger wie Windkraft oder Photovoltaik angewendet wird. Da diese Erzeuger direkt Strom liefern und die verlustreiche fossile Kette überspringen, ist die benötigte Strommenge zur Deckung des gleichen Nutzens weitaus geringer als die ursprüngliche Primärenergiemenge.

5. Politische Instrumentalisierung.

Die Verwendung von Primärenergiestatistiken ist nicht nur ein technischer Fehler, sondern führt zu einer Fehlsteuerung der politischen Debatte:

• Angstszenarien: Durch die Behauptung, man müsse den Stromsektor verzehnfachen, entsteht der Eindruck, die Energiewende sei unbezahlbar, technisch unmöglich und führe zwangsläufig zur Deindustrialisierung oder zum Wohlstandsverlust.
• Fehlreize beim Netzausbau: Diese falschen Mengengerüste befeuern die Sorge vor „Overinvestment“ (Überinvestition), während in der Volkswirtschaftslehre das Risiko des „Underinvestments“ (Unterinvestition) in Infrastruktur eigentlich als das weitaus teurere und gefährlichere gilt.

Vergleich ist falsch.

Der Vergleich ist falsch, weil er das fossile System in seiner Ineffizienz schönt und die Effizienzgewinne der Elektrifizierung unterschlägt. Wer mit Primärenergie rechnet, vergleicht die „Verschwendung“ des alten Systems mit dem „Bedarf“ des neuen, was zu einer massiven Verzerrung der Realität führt.

Besonderheit: Wärmepumpen.

Ein besonderer Punkt in der Effizienzbetrachtung sind Wärmepumpen. Diese Systeme sind so effizient, dass sie Wirkungsgrade jenseits von 1 (also über 100 %) erreichen können. Das bedeutet, dass aus einer Einheit elektrischer Energie mehr als eine Einheit Wärmeenergie gewonnen wird, indem Umweltwärme nutzbar gemacht wird. Dies führt dazu, dass die menschliche Energiebilanz durch die Elektrifizierung sogar einen Gewinn verzeichnet.

Infrastruktur und Kosten.

Die Kosten für den Netzausbau oft werden dramatisiert. In Relation zur Nutzungsdauer der Infrastruktur, die bei Netzen teilweise bis zu 100 Jahre beträgt sind die Kosten sehr tief. Würde man die Investitionskosten auf die über diesen Zeitraum transportierte Strommenge umrechnen, wären die Netzkosten pro Kilowattstunde im Vergleich zur Erzeugung nahezu zu vernachlässigen. Aufgrund betriebswirtschaftlicher Abschreibungslogiken werden notwendige volkswirtschaftliche Investitionen unterlassen.

II. Infrastruktur als Wachstumsvoraussetzung.

Es herrscht eine gefährliche Angst vor Überinvestitionen (Overinvestment), während das Risiko des Unterinvestments (Underinvestment) in der Volkswirtschaftslehre als weitaus teurer gilt.

• Historische Lehren: Der Wiederaufbau nach dem Krieg oder die Wiedervereinigung wären mit dem heutigen, zögerlichen Investitionsdenken niemals bewältigt worden. Infrastruktur muss der wirtschaftlichen Aktivität immer vorauslaufen.
• Die betriebswirtschaftliche Falle: Das Steuerrecht reizt Unternehmen dazu an, Infrastrukturen schnell abzuschreiben. Sobald diese abgeschrieben sind, werden sie zu "Gelddruckmaschinen", was den Anreiz für notwendige Neuinvestitionen oder Modernisierungen senkt. Dies führt zu einer Überalterung des Netzes, da die "Auslutschphase" finanziell attraktiver ist als eine neue "Phase des Säens".
• Netzkosten im Zeitverlauf: Da Komponenten im Stromnetz oft bis zu 100 Jahre halten, relativieren sich Milliardenbeträge für den Netzausbau, wenn man sie auf die Nutzungsdauer und die transportierte Strommenge umrechnet.

Wie soll der Ausbau der Infrastruktur erfolgen?

Der Ausbau der Infrastruktur muss einer völlig neuen Logik folgen, die Infrastruktur als notwendige Voraussetzung für wirtschaftliche Aktivität begreift und nicht erst als Reaktion darauf.

1. Abkehr von der Angst vor Überinvestitionen.

Ein zentraler Punkt ist der Paradigmenwechsel in der Investitionsphilosophie:

• Vorauslaufende Infrastruktur: Infrastruktur muss der wirtschaftlichen Aktivität immer vorauslaufen, da man ihre Folgen und die daraus resultierende Aktivität oft erst nach der Fertigstellung beurteilen kann.
• Risikobewertung: In der Volkswirtschaftslehre ist das Risiko des „Under-Investments“ (Unterinvestition) weitaus teurer und gefährlicher als das des „Over-Investments“, weshalb Deutschland hier „umlernen“ muss.
• Historische Vergleiche: Ohne ein solches mutiges Investitionsdenken hätte Deutschland weder den Wiederaufbau nach dem Krieg noch die Wiedervereinigung bewältigt.

2. Reform der betriebswirtschaftlichen Anreize.

Das aktuelle System leidet darunter, dass Infrastrukturen aufgrund steuerrechtlicher Abschreibungsfristen oft zu lange in einer sogenannten „Auslutschphase“ verbleiben:

• Überwindung der Erntephase: Wenn Infrastrukturen abgeschrieben sind, werden sie zu „Gelddruckmaschinen“, was Unternehmen den Anreiz nimmt, neu in eine „Phase des Säens“ zu investieren und das Netz zu modernisieren.
• Realistische Zeiträume: Da Netzkomponenten oft 30 bis 100 Jahre halten, relativieren sich die hohen Milliardeninvestitionen, wenn man sie auf die Nutzungsdauer und die transportierte Strommenge umrechnet.

3. Effizientere Nutzung vorhandener Kapazitäten (Digitalisierung).

Statt nur neue Leitungen zu bauen, muss die bestehende Infrastruktur durch intelligente Konzepte besser ausgelastet werden:

• Optimierung der Netzknoten: Derzeit sind Netzknotenpunkte oft schlecht ausgelastet, da sie auf seltene Spitzenlasten ausgelegt sind.
• Kombinierte Anlagen: Durch die Kombination von Wind-, Solar- und Batteriestrom direkt am Netzknoten könnte dieser hochgradig ausgelastet werden, ohne dass ein neuer Netzanschluss für jede einzelne Technologie nötig wäre.
• Digitalisierung gegen Abregelung: Es fehlt an Digitalisierung, um z. B. private PV-Einspeisungen lokal abzuregeln oder zu steuern, was zu Störungen in den Verteilnetzen führen kann.

4. Integration von Grossspeichern.

Grossbatterien sollten eine zentrale Rolle in der Infrastruktur einnehmen, werden aber regulatorisch behindert:

• Container-Lösungen: Statt Hausbesitzer zur Installation ineffizienter Kleinspeicher zu drängen, wäre es ökonomisch sinnvoller, Grossbatterie-Container direkt in die lokalen Netze oder an Umspannwerke zu stellen.
• Abbau bürokratischer Hürden: Aktuell verliert Strom oft seinen Status als „nachhaltig“, wenn er zwischengespeichert wird, was Speicherprojekte unwirtschaftlich macht. Zudem müssen die baurechtlichen Erleichterungen für Batterien an Netzknoten weiter vorangetrieben werden.

5. Direktversorgung für die Industrie.

Für energieintensive Industrien sollte die Infrastruktur vermehrt Direktversorgungsmodelle ermöglichen:

• Vorbild China und Nahost: Grosse Industrie- oder Rechenzentren werden dort direkt an Wind- und Solarparks angeschlossen, was extrem niedrige Strompreise (1–3 Cent) ermöglicht.
• Flächen und Genehmigungen: In Deutschland scheitern solche Modelle oft an regulatorischen Hürden oder am Widerstand gegen lokale Windparks. Europa muss entscheiden, ob es diese Modelle ermöglicht oder die Abwanderung der Industrie riskiert.

Der Ausbau darf nicht zögerlich erfolgen, sondern muss durch eine Kombination aus massiven staatlichen Investitionsanreizen, regulatorischen Vereinfachungen für Speicher und einer intelligenten, hybriden Nutzung der Netzknoten beschleunigt werden.

Was muss bei der Finanzierung der Infrastruktur geändert werden?

Um die Finanzierung der Infrastruktur zukunftsfähig zu gestalten, muss vor allem ein Paradigmenwechsel im Investitionsdenken und eine Reform der steuerlichen sowie regulatorischen Rahmenbedingungen erfolgen. Die aktuelle Herangehensweise wird durch betriebswirtschaftliche Fehlanreize und eine unbegründete Angst vor Überinvestitionen gehemmt.

1. Überwindung der Angst vor „Over-Investment“.

In europäischen Ländern herrscht eine starke Sorge vor Fehlinvestitionen (Over-Investment). Volkswirtschaftlich gesehen ist jedoch das Risiko des „Under-Investments“ (Unterinvestition) weitaus teurer und gefährlicher, da eine fehlende oder zu knappe Infrastruktur wirtschaftliche Aktivität verhindert. Infrastruktur muss der wirtschaftlichen Entwicklung immer vorauslaufen, anstatt erst zeitverzögert auf Engpässe zu reagieren.

2. Reform des Steuerrechts und der Abschreibungslogik.

Ein zentrales Problem ist, dass das Steuerrecht Unternehmen dazu anreizt, Infrastrukturen möglichst schnell abzuschreiben:

• Die „Auslutschphase“ beenden: Sobald eine Infrastruktur (wie ein Stromnetz) abgeschrieben ist, wird sie betriebswirtschaftlich zur „Gelddruckmaschine“, was den Anreiz senkt, erneut zu investieren.
• Anreize für das „Säen“: Es müssen Mechanismen geschaffen werden, die Unternehmen dazu motivieren, die „Erntephase“ alter Anlagen zu verlassen und frühzeitig in neue Projekte zu investieren.

3. Fokus auf die Gesamtsystemkosten und Nutzungsdauer.

Die in der Öffentlichkeit oft genannten Milliardenbeträge für den Netzausbau (z. B. 200 bis 600 Milliarden Euro) müssen in Relation zur tatsächlichen Nutzungsdauer gesetzt werden.

Viele Netzkomponenten halten 30 bis 100 Jahre.

Würde man die Investitionen auf die gesamte Lebensdauer und die darüber transportierte Strommenge umrechnen, wären die Transportkosten pro Kilowattstunde nahezu vernachlässigbar. Eine Finanzierung sollte daher diese langfristige Perspektive einnehmen, statt nur kurzfristige Kostenblöcke zu betrachten.

4. Marktwirtschaftliche Finanzierung statt Subventionen.

Es wird kritisiert, dass der Staat derzeit neue Gaskraftwerke massiv subventionieren will, obwohl diese am freien Markt kein Geschäftsmodell mehr haben, da ihre Betriebsstunden durch Erneuerbare Energien massiv sinken werden:

• Anstatt staatliche Garantien für unrentable Kraftwerke zu geben, sollte der Wettbewerb zwischen Speichern und Kraftwerken zugelassen werden.
• Banken finanzieren Gaskraftwerke bereits heute kaum noch ohne Subventionen, was als deutliches Marktsignal gewertet werden sollte.

5. Schaffung von Geschäftsmodellen für Speicher und Digitalisierung.

Die Finanzierung moderner Lösungen wie Grossbatterien (z. B. BYD-Container) in Verteilnetzen scheitert oft an fehlenden Geschäftsmodellen und regulatorischen Hürden:

• Es muss rechtlich geklärt werden, wer solche Speicher betreiben darf (z. B. Netzbetreiber) und wie diese refinanziert werden, da sie technisch weitaus sinnvoller und kostengünstiger sind als der reine Netzausbau oder kleinteilige Heimspeicher.
• Zudem muss die Digitalisierung der Netze finanziert werden, um private Einspeisungen intelligent steuern zu können.

6. Alternative Finanzierungs- und Auktionsmodelle (Vorbild China).

Man sollte sich am chinesischen Modell zu orientieren, um die Kosten zu senken:

• Anstatt komplexer Strombörsen-Mechanismen wie der Merit Order werden dort Flächennutzungen versteigert.
• Erzeuger müssen in diesen Auktionen feste Lieferpreise über 10 bis 20 Jahre garantieren. Dies schafft einen harten Wettbewerb, der langfristig zu sinkenden Strompreisen führt, anstatt die Preise durch das teuerste Grenzkraftwerk (Gas) bestimmen zu lassen.

III. Kraftwerksstrategie: Speicher vs. Gaskraftwerke.

Die richtige Position zum geplanten Bau von neuen Gaskraftwerken wäre, derzeit überhaupt keine neuen Kraftwerke zu bauen, aber auch keine alten abschalten:

• Globaler Wettbewerb: Weltweit findet ein Wettbewerb zwischen Kraftwerken und Speichern um die Rolle als Reservetechnologie statt. Dieser Wettbewerb ist noch nicht entschieden, da die Evolution der Netzspeicher gerade erst beginnt.
• Status Quo erhalten: Anstatt Milliarden in neue, wasserstofffähige Gaskraftwerke zu subventionieren, sollten bestehende Kohle- und Gaskraftwerke als Reserve im Bestand bleiben, während ihre Betriebsstunden durch den Ausbau erneuerbarer Energien und Speicher kontinuierlich gesenkt werden.
• Wirtschaftlichkeit: Neue Gaskraftwerke rechnen sich ohne massive staatliche Subventionen nicht mehr, da ihre erwarteten Betriebsstunden in der Zukunft zu gering sind.
  
  

Welches sind die Vorteile von Gaskraftwerken?

1. Technische Flexibilität und Spitzenlastfähigkeit.

Der wohl wichtigste technische Vorteil von Gaskraftwerken ist ihre Spitzenlastfähigkeit:

• Schnelle Einsatzbereitschaft: Im Gegensatz zu vielen anderen Kraftwerkstypen können Gaskraftwerke sehr flexibel hoch- und heruntergefahren werden.
• Ausgleich wetterabhängiger Erzeuger: Sie dienen dazu, Schwankungen von erneuerbaren Energien (Wind und Solar), die wetterabhängig und damit unbeständig sind, kurzfristig auszugleichen.
• Stabilität des Netzes: Um das Stromnetz stabil zu halten, müssen sich Angebot und Nachfrage zu jeder Sekunde decken; Gaskraftwerke sind ein bewährtes Mittel, um diese Deckung bei Lastspitzen zu garantieren.

2. Sicherung der Stromversorgung (Backup-Funktion).

In der aktuellen Übergangsphase der Energiewende gelten Gaskraftwerke als unverzichtbar, um Versorgungslücken zu schliessen:

• Überbrückung von Engpässen: Die Quellen führen an, dass der Strombedarf in kritischen Situationen – etwa bei Wartungsarbeiten an Atomkraftwerken, Trockenheit (weniger Wasserkraft) oder ungünstigen Windverhältnissen – derzeit nicht ohne den Einsatz von Gas gedeckt werden kann.
• Reservetechnologie: Sie fungieren im globalen Wettbewerb als eine der führenden Reservetechnologien, die einspringen, wenn andere Quellen ausfallen oder die Nachfrage extrem hoch ist.

3. Ökonomische Vorteile (aus Sicht der Betreiber).

Obwohl Gaskraftwerke hohe Betriebskosten haben, bieten sie unter bestimmten Marktbedingungen erhebliche finanzielle Vorteile:

"Gelddruckmaschinen".

Bereits abgeschriebene Gaskraftwerke sind für die Betreiber äusserst lukrativ, da sie nach der Abschreibungsphase kaum noch Investitionskosten verursachen und bei den aktuell hohen Börsenpreisen hohe Gewinne abwerfen.

Preissetzung in der Merit Order: Im aktuellen Marktdesign (Merit-Order-System) bestimmen Gaskraftwerke oft als das teuerste benötigte Kraftwerk den Einheitspreis für den gesamten Markt. Dies führt dazu, dass Gaskraftwerke zwar selbst teuer produzieren, aber durch ihre Zuschaltung das Preisniveau so anheben, dass auch andere (günstigere) Erzeuger wie Wind- oder Solarparks massive "Zufallsgewinne" erzielen können.

4. Rolle als ökologische "Brücke" (relativ zur Kohle).

In der politischen Debatte werden Gaskraftwerke oft als sauberere Alternative zur Kohle positioniert, um den CO2-Ausstoss kurzfristig zu senken. Dieser Vorteil ist aber nur relativ, insbesondere wenn das Gas als LNG (Flüssigerdgas) importiert wird, was die Ökobilanz verschlechtert.

Der Hauptvorteil von Gaskraftwerken liegt in ihrer unmittelbaren Verfügbarkeit und Steuerbarkeit, die sie aktuell zu einem kritischen Sicherheitsanker des europäischen Stromsystems macht, solange Grossspeicher noch nicht flächendeckend als alternative Reservetechnologie etabliert sind.

Welches sind die Nachteile von Gaskraftwerken?

Es lassen sich verschiedene ökonomische, ökologische und systemische Nachteile von Gaskraftwerken ableiten, insbesondere im Kontext der aktuellen Energiewende und des europäischen Marktdesigns:

1. Hohe Kosten und Preistreiber-Effekt (Merit Order).

Der gravierendste ökonomische Nachteil ist die Rolle der Gaskraftwerke im Merit-Order-System. Da Gaskraftwerke aufgrund der hohen Rohstoffpreise (verstärkt durch Krisen wie den Ukraine-Krieg) sehr hohe Grenzkosten haben, sind sie oft die teuersten Kraftwerke, die zur Deckung der Stromnachfrage gerade noch benötigt werden:

• Preissetzung: Nach dem Einheitspreis-Prinzip bestimmt das teuerste benötigte Kraftwerk den Preis für den gesamten am Markt gehandelten Strom. Bereits die Zuschaltung eines einzigen Gaskraftwerks kann den Strompreis für alle Anbieter massiv in die Höhe treiben.
• Abhängigkeit: Solange Gas zur Stromerzeugung genutzt werden muss, bleibt der Strompreis unmittelbar an den oft hohen und volatilen Gaspreis gekoppelt.

2. Fehlende wirtschaftliche Perspektive ohne Subventionen.

Ein zentraler Punkt in der Analyse ist, dass neue Gaskraftwerke unter marktwirtschaftlichen Bedingungen kaum noch ein tragfähiges Geschäftsmodell haben:

• Sinkende Betriebsstunden: Durch den Ausbau erneuerbarer Energien und die Evolution der Speichertechnologien werden Gaskraftwerke immer seltener benötigt. Die daraus resultierenden geringen Betriebsstunden machen den Bau neuer Anlagen ohne massive staatliche Subventionen und Garantien unwirtschaftlich.
• Finanzierungsprobleme: International, beispielsweise in den USA, ist es bereits schwierig, Gaskraftwerke über Banken zu finanzieren, da diese aufgrund der technologischen Entwicklung als nicht mehr zukunftsfähig eingestuft werden.

3. Ökologische Nachteile.

Obwohl Gaskraftwerke oft als "sauberere" Brücke zur Kohle bezeichnet werden, ist ihre Ökobilanz laut den Quellen problematisch:

• CO2-Bilanz bei LNG: Wenn Gaskraftwerke mit durch hohen Energieaufwand verflüssigtem Erdgas (LNG) betrieben werden, ist die ökologische Bilanz im Vergleich zum direkten Ersatz durch erneuerbare Systeme nicht optimal.
• Stranded Assets: Es besteht das Risiko, dass heute gebaute Gaskraftwerke in 20 Jahren bereits wieder abgeschaltet werden müssen, was ökologisch und ökonomisch ineffizient ist.

4. Systemische Ineffizienz.

Wie bereits in unserer vorangegangenen Diskussion erörtert, gehören Gaskraftwerke zum fossilen Sektor, der durch fundamentale Effizienzverluste geprägt ist:

• Wandlungsverluste: In der fossilen Kette geht ein erheblicher Teil der Primärenergie (bis zu ein Drittel) bereits bei der Verarbeitung und dem Transport verloren, bevor sie überhaupt als Endenergie zur Verfügung steht.
• Abwärme: Bei der Verbrennung im Kraftwerk entstehen massive Wandlungsverluste durch Abwärme, während elektrifizierte Systeme (wie Speicher kombiniert mit Wind/Solar) Wirkungsgrade von 80 bis 90 % erreichen.

5. Wettbewerb mit Speichertechnologien.

Gaskraftwerke stehen in einem direkten technologischen Wettbewerb mit Batteriespeichern um die Rolle als Reservetechnologie. Da die Kosten für Grossspeicher rasant sinken und deren Zubauraten global extrem hoch sind, verlieren Gaskraftwerke zunehmend ihren technologischen Vorteil als flexible Spitzenlast-Lieferanten.

Zusammenfassend stellen Gaskraftwerke im aktuellen Marktdesign ein Kostenrisiko für Endverbraucher dar und erfordern hohe staatliche Eingriffe, um überhaupt noch betrieben oder neu gebaut zu werden.

Welches sind die Vorteile von Grossbatteriespeicher?

Grossbatteriespeicher bieten eine Vielzahl an technologischen und wirtschaftlichen Vorteilen, die sie zu einem zentralen Baustein der Energiewende und zu einem ernsthaften Konkurrenten für konventionelle Kraftwerke machen.

1. Wirtschaftlichkeit und Kosteneffizienz.

Grossspeicher sind im Vergleich zu dezentralen Lösungen oft die ökonomisch sinnvollere Wahl:

• Geringere Speicherkosten: Ein einzelner Grosscontainer (beispielsweise ein BYD-Container) ist von den Speicherkosten her deutlich wirtschaftlicher als die Installation vieler kleiner Heimspeicher durch einzelne Hausbesitzer.
• Unschlagbare Preise bei Direktversorgung: In Regionen wie dem Nahen Osten oder China ermöglichen Grossbatterien in Kombination mit Wind- und Solarparks eine direkte Versorgung von Rechenzentren (z. B. von Tesla oder Nvidia) zu Cent-Preisen, die marktwirtschaftlich kaum zu schlagen sind.

2. Netzstabilität und Entlastung der Infrastruktur.

Grossbatterien fungieren als Puffer und Problemlöser innerhalb der bestehenden Netzstrukturen:

• Stabilisierung lokaler Netze: Sie können Probleme in Verteilnetzen lösen, die durch massive private PV-Einspeisungen entstehen. Statt den Ausbau von Photovoltaik zu stoppen, kann ein Speicher lokale Überlastungen abfangen.
• Optimierung der Netzknoten: Durch die Kombination von Wind-, Solar- und Batteriestrom an einem Netzknoten kann dieser hochgradig ausgelastet werden. Dies verhindert die Abregelung von Anlagen bei Erzeugungsspitzen und nutzt die knappe Ressource "Netzanschluss" effizienter aus.
• Schnelle Hilfe bei Netzproblemen: Bei Spannungsspitzen oder Stabilitätsproblemen können Grosscontainer flexibel aufgestellt werden, was sich laut internationaler Erfahrung sehr schnell bezahlt macht.

3. Wettbewerb zu fossilen Kraftwerken.

Grossspeicher treten global in einen direkten Wettbewerb mit fossilen Energieträgern:

• Überlegene Reservetechnologie: Es findet ein Wettbewerb zwischen Kraftwerken und Speichern um die Rolle als beste Reservetechnologie statt. Da die Kosten für Speicher rasant sinken, verlieren Gaskraftwerke zunehmend ihre wirtschaftliche Daseinsberechtigung.
• Marktgetriebene Evolution: Der enorme Zubau von Grossspeichern in Regionen wie Kalifornien, Texas, China oder Australien zeigt, dass diese Technologie rein preisgetrieben und ohne die im Kraftwerkssektor oft geforderten Subventionen marktfähig ist.

4. Ökologische Vorteile.

Durch den Einsatz von Speichern können die Betriebsstunden fossiler Kraftwerke massiv reduziert werden, was unmittelbar CO2 einspart. Anstatt neue Gaskraftwerke zu bauen, die über Jahrzehnte CO2 emittieren oder teuer auf Wasserstoff umgerüstet werden müssen, ermöglichen Speicher die effiziente Nutzung überschüssiger erneuerbarer Energien.

Hinweis zu regulatorischen Hürden.

 Trotz dieser Vorteile weisen die Quellen darauf hin, dass die Wirtschaftlichkeit in Deutschland oft durch veraltete Regeln gehemmt wird. Beispielsweise kann Windstrom seinen Status als „nachhaltig“ verlieren und zu „Graustrom“ werden, sobald er zwischengespeichert wird, was den betriebswirtschaftlichen Anreiz für Speicherprojekte schmälert.

Welches sind die Nachteile Grossbatteriespeicher?

1. Regulatorische und rechtliche Hindernisse.

Ein Hauptnachteil liegt nicht in der Technik selbst, sondern in den bestehenden Rahmenbedingungen:

• Betriebsverbot für Netzbetreiber: Es ist regulatorisch oft unklar oder gar untersagt, ob ein Netzbetreiber überhaupt eine Batterie betreiben darf. Dies verhindert, dass Speicher dort eingesetzt werden, wo sie netztechnisch am sinnvollsten wären.
• Statusverlust von Ökostrom: Ein gravierender Nachteil ist die rechtliche Einstufung des gespeicherten Stroms. Wenn beispielsweise Windstrom in einen Speicher fliesst, verliert er beim Ausspeichern oft seine Privilegien als nachhaltiger Strom und wird rechtlich zu „Graustrom“. Dadurch entfallen Nachhaltigkeitsvorteile und CO2-Zertifikate, was die Wirtschaftlichkeit massiv verschlechtert.

2. Fehlende Geschäftsmodelle und Finanzierung.

In der aktuellen Marktstruktur ist es schwierig, Grossspeicher profitabel zu betreiben:

• Ungeklärte Refinanzierung: Für viele ökonomisch sinnvolle Anwendungen – wie das Aufstellen eines Containers zur lokalen Netzentlastung – gibt es in Deutschland derzeit kein klares Geschäftsmodell. Es bleibt oft offen, wer für die Investition aufkommt und wie diese über die Netzentgelte oder den Markt zurückfliesst.
• Wettbewerb mit subventionierten Kraftwerken: Speicher müssen gegen Gaskraftwerke antreten, die teilweise staatliche Garantien oder Subventionen fordern, was den Wettbewerb verzerrt.

3. Technische und administrative Anschlussbeschränkungen.

Die Integration in das Stromnetz stösst auf bürokratische Grenzen:

• Verbot von „Überbau“: Netzknoten werden starr nach der Spitzenlast der Erzeuger ausgelegt. Die Kombination von Wind, Solar und Batterie an einem Knoten (Hybridanlagen) ist oft nicht erlaubt, wenn die theoretische Summe der Spitzenlasten den Anschlusswert übersteigt, selbst wenn man die Einspeisung technisch problemlos abregeln könnte.
• Schlechte Auslastung der Infrastruktur: Durch diese starren Regeln bleiben wertvolle Netzknotenpunkte im Durchschnitt schlecht ausgelastet, da Batterien nicht flexibel genug in die bestehende Anschlusslogik integriert werden dürfen.

4. Technologische Reife und Wettbewerbsstatus.

Der Kampf um die Rolle als führende Reservetechnologie ist noch nicht beendet: 

• „Null entschieden“: Der Wettbewerb zwischen Speichern und Kraftwerken steht erst am Anfang. Insbesondere bei der Frage der Saisonspeicher (Langzeitspeicher für den Winter) beginnt die Evolution gerade erst, sodass Batterien aktuell vor allem kurz- bis mittelfristige Schwankungen (Stunden/Tage) abdecken können.
• Abhängigkeit von Marktkräften: Während in Ländern wie China oder den USA der Markt den Ausbau treibt, steht Deutschland aufgrund seiner komplexen Strukturen noch „völlig dahinter“.

Zusammenfassend liegen die Nachteile weniger in der physikalischen Leistungsfähigkeit der Batterien, sondern in einem regulatorischen „Sich-selbst-auf-den-Füssen-Stehen“, das Speicherprojekte betriebswirtschaftlich oft unattraktiv macht.

Wie geht der Konkurrenzkampf zwischen neuen Kraftwerken und Grossbatteriespeicher aus?

Der Konkurrenzkampf zwischen neuen Kraftwerken und Grossbatteriespeichern ist aktuell noch nicht entschieden, da dieser globale Wettbewerb gerade erst beginnt. Es handelt sich dabei primär um ein Ringen um die Rolle als beste Reservetechnologie für das Energiesystem der Zukunft.

Entscheidenden Faktoren für den Ausgang dieses Wettbewerbs:

• Wirtschaftlichkeit und Geschäftsmodelle: Neue Gaskraftwerke haben es am freien Markt zunehmend schwer, da ihre prognostizierten Betriebsstunden durch den Zubau von erneuerbaren Energien massiv sinken. In den USA lehnen Banken die Finanzierung neuer Gaskraftwerke bereits teilweise ab, da sie kein tragfähiges Geschäftsmodell mehr sehen. Ohne massive staatliche Subventionen und Garantien rechnen sich neue Kraftwerke über ihre lange Laufzeit von 40 bis 60 Jahren oft nicht mehr.
• Dynamik der Speichertechnologie: Die Evolution der Netzspeicher steht noch am Anfang, zeigt aber global (z. B. in Kalifornien, Texas, China und Australien) bereits rasante Zubauraten, die teilweise schneller wachsen als der Ausbau der Photovoltaik. Dieser Trend ist rein preisgetrieben und marktwirtschaftlich motiviert.
• Die Strategie des Abwartens: Es wird empfohlen, derzeit überhaupt keine neuen Kraftwerke zu bauen, aber auch keine alten (wie Kohlekraftwerke) vorzeitig abzuschalten. Stattdessen sollten die Betriebsstunden des vorhandenen Kraftwerksparks kontinuierlich reduziert werden, während der Speicherausbau vorangetrieben wird. Erst wenn die Speicher ihre Leistungsfähigkeit im grossen Stil bewiesen haben, sollte über den Rückbau alter Kraftwerke entschieden werden.
• Spezialisierte Anwendungen: In einigen Bereichen scheint der Wettbewerb bereits zugunsten der Speicher auszugehen. So setzen grosse Technologieunternehmen wie Tesla oder Nvidia bei ihren Rechenzentren bereits auf eine Direktversorgung durch Photovoltaik in Kombination mit Grossbatterien, da die Gestehungskosten hier unschlagbar niedrig sind.

Deutliche Tendenz in Richtung Speicher.

Der Markt zeigt derzeit eine deutliche Tendenz in Richtung Speicher, da Gaskraftwerke unter dem Merit-Order-System und sinkenden Betriebsstunden an Attraktivität verlieren. Dennoch wird der endgültige Ausgang davon abhängen, wie schnell regulatorische Hürden für Speicher abgebaut werden und ob die Politik weiterhin auf subventionierte Kraftwerksneubauten setzt.

IV. Kritik am Marktdesign: Abschied von der Merit Order.

Das aktuelle Preisbildungssystem an der Strombörse, die Merit Order, wird den Anforderungen einer dekarbonisierten Welt nicht mehr gerecht.

• Preissprünge und Fehlreize: Die Merit Order führt dazu, dass das teuerste Kraftwerk (oft Gas) den Preis für alle setzt. Dies führt zu spieltheoretischen Effekten ("Short Squeeze"), die wenig mit den realen Grenzkosten zu tun haben.
• Das chinesische Modell als Alternative: In China werden Flächen für Erneuerbare Energien in Auktionen vergeben, bei denen Erzeuger feste Lieferpreise über 10 bis 20 Jahre garantieren müssen. Dies schafft einen harten Wettbewerb und führt zu sinkenden Strompreisen, während das Merit-Order-System in Deutschland durch die Kopplung an Gaspreise eher steigende Preise begünstigt.
• Transparenz: Das deutsche System ist durch vielfältige Subventionen und Umverteilungen (wie den Industriestrompreis) inzwischen völlig intransparent und gleicht eher einem politisch gesteuerten Markt.

Was sind die Nachteile von Merit Order?

Das Merit-Order-Prinzip, das die Einsatzreihenfolge von Kraftwerken an der Strombörse regelt, weist in der aktuellen Marktsituation und im Kontext der Energiewende erhebliche Nachteile auf. Obwohl es ursprünglich dazu gedacht war, einen effizienten Wettbewerb zu fördern, führt es heute zu massiven ökonomischen Verwerfungen.

1. Kopplung an den Gaspreis und hohe Stromkosten.

Der gravierendste Nachteil ist, dass der Strompreis vom teuersten Kraftwerk abhängt, das gerade noch benötigt wird, um die Nachfrage zu decken. Da dies aktuell meist Gaskraftwerke sind, bestimmt der Gaspreis unmittelbar das Niveau der Strompreise für alle Marktteilnehmer.

• Preissprünge: Bereits die Zuschaltung eines einzigen teuren Gaskraftwerks kann den Strompreis für das gesamte Angebot massiv in die Höhe schnellen lassen.
• Abhängigkeit von Rohstoffpreisen: Steigen die Kosten für fossile Brennstoffe (z. B. durch Krisen wie den Ukraine-Krieg), verteuert sich automatisch der Strom für alle Endkunden, selbst wenn dieser günstig aus erneuerbaren Quellen erzeugt wurde.

2. Entstehung von „Zufallsgewinnen“ (Windfall Profits).

Da alle Erzeuger – auch jene mit sehr niedrigen Produktionskosten wie Wind- oder Solarparks – den hohen Einheitspreis des teuersten Kraftwerks erhalten, entstehen bei den günstigen Anbietern enorme Mehreinnahmen:

Diese sogenannten Zufallsgewinne werden oft als ungerecht empfunden, da sie nicht auf eigener Effizienzsteigerung beruhen, sondern auf den hohen Grenzkosten fossiler Kraftwerke.

Die EU versucht zwar, diese Gewinne durch Abschöpfungsmechanismen (wie eine Obergrenze von 180 Euro pro MWh) nachträglich einzusammeln, dies ändert jedoch nichts am hohen Grosshandelspreis selbst.

3. Fehlende Weitergabe von Kostenvorteilen erneuerbarer Energien.

Ein zentrales Problem ist, dass die sinkenden Gestehungskosten für erneuerbare Energien nicht beim Verbraucher ankommen:

• Obwohl die Produktion von Strom durch Wind und Sonne immer günstiger wird, bleibt der Marktpreis aufgrund der Merit Order auf einem hohen Niveau, solange Gaskraftwerke im System verbleiben müssen.
• Das System könnte in der jetzigen Form sogar eher zu steigenden Strompreisen führen, da politische Kosten und Investitionen oft über den Strompreis abgewickelt werden, ohne dass die Effizienzgewinne der Elektrifizierung preisdämpfend wirken.

4. Marktversagen bei Spitzenpreisen und Spieltheorie.

Das Modell basiert auf der Theorie, dass Anbieter zu ihren Grenzkosten anbieten. In der Realität zeigt sich jedoch:

• Abkopplung von Grenzkosten: Die Spitzenpreise an der Börse haben oft nichts mehr mit den realen Grenzkosten der Kraftwerke zu tun, sondern folgen spieltheoretischen Mechanismen, die einem „Short Squeeze“ an Kapitalmärkten ähneln.
• Keine Berücksichtigung von Gesamtkosten: Da nur Grenzkosten gehandelt werden, bildet der Preis nicht die betriebswirtschaftlichen Gesamtkosten der Produzenten ab, was das System für langfristige Investitionen instabil macht.

5. Intransparenz und Subventionsabhängigkeit.

Das Merit-Order-System ist laut den Quellen inzwischen so stark durch staatliche Eingriffe und Umverteilungen verzerrt, dass es völlig intransparent geworden ist:

• Fehlende Wirtschaftlichkeit: Kraftwerksbetreiber fordern zunehmend Garantien und Fördermittel, da sie trotz hoher Börsenpreise aufgrund sinkender Betriebsstunden (z. B. bei neuen Gaskraftwerken) keine Rentabilität mehr sehen.
• Politische Preise: Was marktgetrieben klingt, ist faktisch zu einem System aus politischen Preisen und massiven Subventionen (wie dem geplanten Industriestrompreis) geworden, das die eigentlichen Preisursachen nicht behebt.

6. Technologische Unzulänglichkeit.

Merit Order setzt voraus, dass Strom ein einheitliches Produkt ist. In der modernen Energiewelt ist dies jedoch nicht der Fall:

• Es gibt wetterabhängigen Strom, Mittellast- und Spitzenlaststrom.
• Da das System diese technischen Unterschiede nicht adäquat abbildet, scheitert es an der Aufgabe, die komplette Transformation des Marktes hin zu erneuerbaren Energien sinnvoll zu steuern.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass das Merit-Order-Prinzip in Krisenzeiten an seine Grenzen stösst und eine echte Entlastung der Endkunden verhindert, da es keine direkten Eingriffe in die Preisbildung ermöglicht, sondern lediglich nachgelagerte Korrekturen erlaubt.

Wie funktioniert das chinesische Modell genau? 

Das chinesische Modell unterscheidet sich grundlegend vom europäischen Merit-Order-System durch eine Abkehr von der Strombörse hin zu einem System aus langfristigen Festpreis-Auktionen und Direktversorgung.

1. Rollenverteilung und Netzinfrastruktur.

Die Übertragungsnetzbetreiber in China sind als stark regulierte Monopole organisiert. Ihre Hauptaufgabe besteht darin, den Strom zu transportieren und das System stabil zu halten. Im Gegensatz zum europäischen Modell benötigen sie jedoch am Ende keine Strombörse, um den Preis täglich neu zu ermitteln.

2. Auktionen statt Börsenhandel.

Der Kern des Modells ist die Vergabe von Erzeugungskapazitäten über Auktionen zur Flächennutzung:

• Feste Lieferpreise: Erzeuger, die Flächen für Wind- oder Solarparks bewirtschaften wollen, müssen in diesen Verfahren Gebote abgeben,.
• Langfristige Garantie: Sie müssen garantieren, den Strom über einen Zeitraum von 10 bis 20 Jahren zu einem festen Preis zu liefern,.
• Integration von Speichern: Um diese festen Preise und Liefermengen garantieren zu können, planen und bauen die Erzeuger notwendige Speicherkapazitäten direkt in ihre Anlagen ein,.

3. "Brutaler Wettbewerb" und sinkende Preise.

Dieses System ist „Marktwirtschaft pur“ und fördert einen „starken Wettbewerb“. Da der Zuschlag an denjenigen geht, der den niedrigsten langfristigen Preis bietet, zwingt das Modell die Unternehmen zu maximaler Effizienz. Da die Kosten für Erzeugungstechnologien (Solar, Wind, Batterien) kontinuierlich sinken, führen neue Auktionsrunden zwangsläufig zu sinkenden Strompreisen, was bereits jetzt in China erkennbar ist.

4. Direktversorgungsmodelle für die Industrie.

Ein weiterer wesentlicher Pfeiler des chinesischen Erfolgs sind Direktversorgungsmodelle, die vor allem für Industriezentren genutzt werden:

• Anbindung an Grossparks: Industriegebiete oder riesige Rechenzentren (z. B. von Firmen wie Tesla oder Nvidia) werden über lange Leitungen direkt aus grossen Wind- und Solarparks versorgt, beispielsweise aus der Wüste Gobi.
• Extrem niedrige Kosten: Durch diese direkte Kopplung unter Umgehung allgemeiner Netzgebühren und Börsenmechanismen werden Strompreise im Bereich von 1 bis 3 Cent pro Kilowattstunde erreicht.
• Hybrid-Anlagen: Diese Parks werden oft als Kombination aus Photovoltaik, Windkraft und Grossbatterien realisiert, um eine konstante Versorgung sicherzustellen.

Während das europäische System durch die Merit Order den Preis oft künstlich am teuersten Kraftwerk (Gas) ausrichtet, filtert das chinesische Modell diese fossilen Preistreiber durch langfristige Optionen heraus,,,. Specht sieht darin ein Modell, das technologische Kostenvorteile direkt an die Verbraucher und die Industrie weitergibt, anstatt sie in Form von „Zufallsgewinnen“ im System zu belassen.

V. Industriestrompreis und Direktversorgung.

Der geplante Industriestrompreis ist eine "reine Umverteilung", die keine strukturellen Probleme löst:

• Internationale Vorbilder: In Regionen wie China, Indien oder dem Nahen Osten werden Industriezentren und Rechenzentren (z. B. von Tesla oder Nvidia) direkt aus Wind- und Solarparks versorgt. Dies ermöglicht Strompreise im Bereich von 1 bis 3 Cent pro Kilowattstunde.
• Hürden in Europa: In Deutschland scheitern solche Direktversorgungsmodelle oft an regulatorischen Hürden oder am Widerstand der Bürger vor Ort, wie das Beispiel des Windparks für Wacker Chemie zeigt. Wenn Europa hier nicht flexibler wird, droht die Abwanderung energieintensiver Industrien (z. B. BASF). 

Warum ist der Industriestrompreis ist eine "reine Umverteilung"?

Der Industriestrompreis lässt die grundlegenden Ursachen der hohen Strompreise unberührt. Er verschiebt lediglich finanzielle Mittel innerhalb des Systems oder des Staatshaushalts.

• Keine Änderung an den Preisursachen: Anstatt den Preisbildungsmechanismus (wie das Merit-Order-System) zu reformieren oder die Gestehungskosten zu senken, wird der Preis lediglich durch staatliche Zuschüsse künstlich herabgesetzt. Es handelt sich somit um eine symptomatische Kur statt einer Lösung des strukturellen Problems.
• Verschiebung innerhalb des Systems: Specht weist darauf hin, dass Industriestrompreise in Deutschland schon immer subventioniert wurden, allerdings früher primär durch die Haushaltsstromkunden. Indem Netzentgelte für die Industrie gestrichen wurden, fand eine Umverteilung innerhalb des Stromsystems statt.
• Absurde Kreisläufe durch den Klimatransformationsfonds: Die geplante Finanzierung aus dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) führt laut den Quellen zu einer bizarren Logik: Die Industrie zahlt unter anderem CO2-Preise in diesen Topf ein, aus dem dann wiederum die Subventionen für ihren eigenen Strompreis finanziert werden. Specht bezeichnet dies als eine „absurde Umverteilung“, die lediglich bürokratischen Aufwand erzeugt, aber kaum eine reale wirtschaftliche Wirkung entfaltet.
• Nutzung von Schattenhaushalten: Da die Schuldenbremse direkte Subventionen aus dem Kernhaushalt erschwert, wird auf Finanzvehikel und Schattenhaushalte zurückgegriffen, um die Subventionen zu verschleiern.
• Fehlende fundamentale Reform: Da der Industriestrompreis keine fundamentalen Änderungen bewirkt, bleibt er ein rein politisches Instrument. Als echte marktwirtschaftliche Alternative nennt Specht stattdessen Direktversorgungsmodelle, bei denen die Industrie direkt an günstigen Erzeugungsanlagen partizipiert, anstatt auf staatliche Umverteilung angewiesen zu sein.

Der Industriestrompreis ist eine reine Subvention, die Geld von einer Tasche in die andere schiebt, ohne die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie durch tatsächlich günstigere Energieerzeugung langfristig zu sichern.

VI. Die Rolle von Grossbatterien und Digitalisierung.

Grossbatterien könnten viele Netzprobleme lösen, werden aber durch veraltete Regularien ausgebremst:

• Regulatorische Absurditäten: Wenn Windstrom in einen Speicher fliesst, verliert er rechtlich oft seinen Status als nachhaltiger Strom und wird zu "Graustrom", was die wirtschaftliche Nutzung erschwert.
• Netzentlastung: Statt Hausbesitzer zur Installation kleiner Heimspeicher zu drängen, wäre die Aufstellung von Grosscontainern (z. B. von BYD) an lokalen Netzknoten ökonomisch weitaus sinnvoller.
• Optimierung der Netzknoten: Derzeit werden Netzknoten auf seltene Spitzenlasten ausgelegt und sind insgesamt schlecht ausgelastet. Eine intelligente Kombination von Wind, Solar und Batterien direkt am Netzknoten könnte Engpässe beseitigen, ohne dass teure neue Leitungen gebaut werden müssen.

Wie können Grossbatterien die Netzkosten optimieren?

Grossbatterien können die Netzkosten auf verschiedene Weise optimieren, indem sie die bestehende Infrastruktur effizienter auslasten und teure Investitionen in den Netzausbau sowie in fossile Reservekapazitäten verringern oder vermeiden.

1. Höhere Auslastung der Netzknoten (Hybrid-Anlagen).

Ein wesentlicher Hebel zur Kostenoptimierung ist die bessere Nutzung vorhandener Netzknotenpunkte:

• Vermeidung starrer Spitzenlast-Auslegung: Derzeit werden Netzknoten oft starr nach der maximalen Spitzenlast der angeschlossenen Erzeuger ausgelegt, was dazu führt, dass diese im Durchschnitt extrem schlecht ausgelastet sind.
• Kombinierte Einspeisung: Durch die Kombination von Windkraft, Photovoltaik und Grossbatterien an einem einzigen Netzknoten kann die Auslastung der bestehenden Infrastruktur massiv erhöht werden.
• Technische Abregelung statt Netzausbau: Anstatt den Netzknoten für seltene Erzeugungsspitzen teuer auszubauen, können Batterien den überschüssigen Strom aufnehmen. Sollte der Speicher voll sein, kann die Anlage technisch abgeregelt werden, wodurch der Netzknotenpunkt als „Engpass im System“ hochgradig ausgelastet wird, ohne dass neue Leitungen gebaut werden müssen.

2. Entlastung der Verteilnetze.

Grossbatterien bieten eine ökonomisch attraktive Lösung für Probleme, die durch dezentrale Einspeisungen (z. B. private PV-Anlagen) entstehen:

• Puffer für lokale Überlastungen: Wenn zu viel Sonne scheint und private PV-Anlagen mehr Strom produzieren, als das lokale Netz verarbeiten kann, drohen Störungen.
• Wirtschaftlichkeit gegenüber Kleinspeichern: Die Installation eines Grosscontainers (z. B. BYD-Container) direkt im Verteilnetz ist laut Dirk Specht ökonomisch weitaus sinnvoller und kostengünstiger als das Bestreben, jeden Hausbesitzer zur Installation ineffizienter Kleinspeicher zu drängen.
• Schnelle Problemlösung: Bei Spannungsspitzen oder Stabilitätsproblemen können solche Container schnell bereitgestellt werden, was sich laut internationaler Erfahrung sehr rasch bezahlt macht.

3. Reduktion der Gesamtsystemkosten pro Kilowattstunde.

In der volkswirtschaftlichen Gesamtrechnung relativieren Grossspeicher die Kosten der Netzinfrastruktur:

• Langfristige Perspektive: Da Netzkomponenten oft 30 bis 100 Jahre halten, sind die Transportkosten pro Kilowattstunde nahezu vernachlässigbar, wenn man die Investitionen auf die gesamte Nutzungsdauer und die darüber transportierte Strommenge umrechnet.
• Maximierung des Durchsatzes: Speicher helfen dabei, die Menge an transportiertem Strom über diese Zeiträume zu maximieren, indem sie Erzeugungsspitzen glätten und so die Netze kontinuierlicher auslasten.

4. Wettbewerb um die günstigste Reservetechnologie.

Grossbatterien optimieren die Kosten des Gesamtsystems, indem sie als günstigere Alternative zu Gaskraftwerken fungieren:

• Sinkende Betriebskosten: Weltweit findet ein Wettbewerb zwischen Kraftwerken und Speichern um die Rolle als bessere Reservetechnologie statt.
• Vermeidung von Subventionen: Während neue Gaskraftwerke aufgrund sinkender Betriebsstunden oft nur mit massiven staatlichen Subventionen rentabel sind, ist der Zubau von Grossspeichern (z. B. in Kalifornien, Texas oder China) rein marktwirtschaftlich und preisgetrieben.

5. Direktversorgung der Industrie.

Durch Grossbatterien können Industriebetriebe direkt an Erzeugungsanlagen gekoppelt werden, was die Kosten für die allgemeine Netzinfrastruktur umgeht:

• Cent-Preise durch Hybrid-Parks: In Regionen wie dem Nahen Osten oder China werden grosse Wind- und Solarparks direkt mit Grossbatterien kombiniert, um Industriezentren oder Rechenzentren zu versorgen.
• Bypass der Netzentgelte: Solche Direktversorgungsmodelle ermöglichen Strompreise von 1 bis 3 Cent pro Kilowattstunde, da teure Umwege über das öffentliche Stromnetz und die damit verbundenen Entgelte minimiert werden.

Grossbatterien optimieren die Netzkosten, indem sie die Effizienz bestehender Anschlüsse steigern, lokale Netzprobleme kostengünstiger als durch Erdkabel lösen und langfristig teure, subventionsabhängige Reservekraftwerke ersetzen.

VII. Der ETS als globaler Goldstandard.

Trotz der Kritik am europäischen Emissionshandel (ETS) ist es das richtige Instrument.

Weltweiter Trend.

Preismechanismen für CO2 werden global (auch in China, Kanada oder Australien) eingeführt, um die Elektrifizierung voranzutreiben.

• China: hat bereits ein solches System weil die Mechanismen der Preisanreize dort erkannt wurden.
• Kanada und Australien: Diese Länder befinden aktuell im Prozess, solche Systeme zu etablieren.
• Asiatische Länder: auch andere asiatische Länder folgen der Entwicklung und führen ähnliche Mechanismen ein.
• Europa: Das europäische Emissionshandelssystem ist bereits etabliert, wird aber als ein Instrument beschrieben, das aktuell massiv unter Beschuss von Politik und Industrie steht.

Der Emissionshandel als ist „Goldstandard der Volkswirtschaftslehre“ weltweit im Gange, um die Elektrifizierung durch Preisanreize ökonomisch voranzutreiben. EU-ETS starteten bereits 2005, während China sein nationales ETS für den Kraftwerkssektor im Jahr 2021 einführte. Australien hatte bereits 2012 ein System, das später wieder abgeschafft wurde, und arbeitet derzeit an neuen Mechanismen (Safequard Mechanism Reform). In Kanada gibt es seit 2019 ein bundesweites Preissystem für Kohlenstoff. Bitte verifizieren Sie diese Daten unabhängig, da sie nicht Bestandteil der bereitgestellten Quellen sind.

Steuerungswirkung.

Der ETS ist das effektivste Mittel, um Dinge über Preisanreize effizient zu steuern. Die Kritik, dass solche Mechanismen woanders nicht existierten, ist faktisch falsch.

Das europäische Emissionshandelsystem (ETS) wird als das effektivste Mittel zur Steuerung von Innovationen bezeichnet, da es auf dem „Goldstandard der Volkswirtschaftslehre“ basiert: der gezielten Lenkung durch Preisanreize:

• Lenkungswirkung durch Kosten: Der ETS nutzt Marktmechanismen, um CO2-intensive Prozesse teurer zu machen, während klimafreundliche Alternativen wie die Elektrifizierung im Vergleich günstiger werden. Diese Preisdifferenz schafft einen unmittelbaren wirtschaftlichen Anreiz für Unternehmen, in neue Technologien zu investieren.
• Ökonomiegetriebene Transformation: die Elektrifizierung ist primär ein preis- und ökonomiegetriebener Prozess. Der ETS verstärkt diese Marktkräfte, wodurch der technologische Wandel nicht nur aus Klimaschutzgründen, sondern aus reinem wirtschaftlichem Eigeninteresse der Akteure erfolgt.
• Historische Belege: Ein wesentliches Argument in den Quellen ist, dass wesentliche Fortschritte bei der Elektrifizierung in der Vergangenheit fast ausschliesslich durch solche Preismechanismen erzielt wurden.
• Internationaler Konsens: Entgegen der Kritik, das System sei ein „volkswirtschaftlicher Irrsinn“, zeigen die Quellen auf, dass dieser Mechanismus weltweit – unter anderem in China, Kanada und Australien – als zentrales Instrument für den industriellen Umbau implementiert wird.
• Voraussetzung der Effizienz: Damit der ETS seine volle Wirkung entfalten kann, betonen die Quellen jedoch, dass die Regulierung effizient und klar gestaltet sein muss. Nur durch verlässliche Rahmenbedingungen können die Preissignale die gewünschten langfristigen Innovationen in der Industrie auslösen.

Zusammenfassend ist der ETS deshalb so effektiv, weil er die Preishoheit des Marktes nutzt, um den Umstieg auf elektrische Systeme ökonomisch unausweichlich zu machen, anstatt lediglich auf staatliche Ge- und Verbote zu setzen.

Disclaimer / Abgrenzung

Stromzeit.ch übernimmt keine Garantie und Haftung für die Richtigkeit und Vollständigkeit der in diesem Bericht enthaltenen Texte, Massangaben und Aussagen.