excerpt: Billiger Solar- und Windstrom allein macht noch keine verlässliche Versorgung. Erst Speicher, Steuerung, Netzanschluss und passende Marktregeln entscheiden darüber, ob aus wetterabhängiger Erzeugung planbare Leistung wird. Die neuen IRENA-Zahlen zeigen deshalb keinen universellen Sieg über fossile Kraftwerke, sondern ein Kostenfenster für gut gelegene hybride Anlagen unter klaren Annahmen. Interessant ist weniger die Schlagzeile als die veränderte Risikostruktur: weniger Brennstoffrisiko im Betrieb, mehr Gewicht auf Finanzierung, Genehmigung, Speichergröße und Netzinfrastruktur vor der Inbetriebnahme.

Firm Renewables: Wenn Wind, Sonne und Speicher zur Systemfrage werden

54 bis 82 US-Dollar pro Megawattstunde nennt die International Renewable Energy Agency, IRENA, als Kostenspanne für Solar- und Windstrom, der mit Batteriespeichern so kombiniert wird, dass daraus planbarer, weitgehend abgesicherter Strom wird. Diese Zahl steht im Bericht „24/7 Renewables: The Economics of Firm Solar and Wind“ neben zwei Vergleichswerten: neue Kohlekraftwerke in China mit 70 bis 85 US-Dollar pro Megawattstunde und neue Gaskraftwerke, die weltweit häufig über 100 US-Dollar liegen.

Aus solchen Zahlen wird schnell die Aussage, erneuerbare Energien hätten fossile Kraftwerke nun auch dann preislich geschlagen, wenn Speicher einbezogen werden. Ganz so einfach ist es nicht. Entscheidend ist, worauf sich der Vergleich bezieht. IRENA beschreibt nicht den Preis jeder Kilowattstunde aus Wind und Sonne an jedem Ort, sondern die Kosten hybrider Anlagen in Regionen mit guten Solar- und Windbedingungen, ergänzt durch Speicher. Das ist ein erheblicher Unterschied. Eine Solaranlage allein liefert billigen Strom, aber nicht jederzeit. Eine Windanlage kann hohe Erträge bringen, folgt aber keinem Kraftwerksfahrplan. Erst die Kombination aus Erzeugung, Speicher, Steuerung und Netzanbindung macht daraus eine verlässlichere Lieferung.

Der Begriff „firm renewables“ bezeichnet deshalb keinen einzelnen Kraftwerkstyp. Gemeint ist ein System aus Erzeugung, Speicherung und Betrieb. Überschüssiger Strom wird in Zeiten hoher Einstrahlung oder starken Windes gespeichert und später abgegeben. Batterien schließen dabei vor allem Lücken über Stunden. Sie verschieben Strom vom Mittag in den Abend oder von windreichen in windärmere Tagesabschnitte. Sie ersetzen nicht automatisch saisonale Reserven für längere Dunkelflauten. Die Kostenangabe von 54 bis 82 US-Dollar hängt deshalb an Annahmen über Wetterprofile, Speichergröße, Netzzugang, Finanzierungskosten und vertraglich zugesicherte Verfügbarkeit.

Der Preisrückgang wurde durch drei Entwicklungen möglich. Seit 2010 sind die Installationskosten von Solarprojekten laut IRENA um 87 Prozent gefallen. Onshore-Wind wurde um 55 Prozent günstiger. Batteriespeicher verzeichneten mit 93 Prozent den stärksten Rückgang. Diese Werte verändern die Kalkulation, weil erneuerbare Anlagen einen anderen Kostenaufbau haben als Kohle- oder Gaskraftwerke. Der größte Teil der Kosten entsteht vor der Inbetriebnahme. Danach fallen keine Brennstoffkosten an. Fossile Kraftwerke bleiben dagegen dauerhaft von Kohle- oder Gaspreisen abhängig. Jede Veränderung am Brennstoffmarkt wirkt in die Stromkosten hinein.

Für Betreiber und Stromabnehmer geht es damit nicht nur um den Durchschnittspreis, sondern um Risikoverteilung. Ein Solar-Wind-Speicher-Projekt bindet Kapital, senkt aber die laufenden Preisrisiken. Ein Gaskraftwerk kann technisch flexibel Strom liefern, bleibt aber dem Brennstoffpreis, Lieferverträgen und häufig auch CO₂-Kosten ausgesetzt. Für Stromabnehmer mit hohem und stetigem Bedarf, etwa Rechenzentren, Industrieanlagen oder Elektrolyseure, ist diese Unterscheidung relevant. Sie kaufen nicht nur Energie, sondern Versorgung zu kalkulierbaren Bedingungen. Ein langfristiger Liefervertrag mit einem erneuerbaren Hybridprojekt kann planbarer sein als ein Vertrag, dessen Preis an Gasindizes hängt.

Die Vergleichszahlen verändern auch die Rolle fossiler Kraftwerke. Wenn Solar- und Windstrom mit Speicher große Teile der Nachfrage günstiger abdecken, werden Kohle- und Gaskraftwerke seltener im Dauerbetrieb gebraucht. Ihre Funktion verschiebt sich dann Richtung Reserve, Spitzenlast und Netzstabilisierung. Das verändert ihre Wirtschaftlichkeit. Ein Kraftwerk, das weniger Stunden läuft, muss seine Fixkosten auf weniger erzeugte Megawattstunden verteilen. Strom aus solchen Anlagen wird dadurch nicht automatisch billiger, nur weil sie weiterhin gebraucht werden. Die Kosten tauchen dann an anderer Stelle auf, etwa in Kapazitätszahlungen, Reserveverträgen oder hohen Preisen in Knappheitsstunden.

Ob die genannten Kostenvorteile bei Verbrauchern ankommen, entscheidet sich auch im Netz. Ein Solarpark mit Speicher kann günstig produzieren, wenn er an einem geeigneten Standort entsteht und seinen Strom abtransportieren kann. Fehlen Leitungen, entstehen Abregelungen. Dann wird Strom erzeugt, der nicht genutzt wird. Speicherung löst dieses Problem nur teilweise, weil Speicher wirtschaftlich nach Größe und Zyklen begrenzt sind. Netzausbau, Anschlussverfahren und Marktregeln bestimmen, ob günstige Erzeugung zu günstiger Versorgung wird.

Die Zuständigkeiten sind verteilt. Projektentwickler können Anlagen planen, finanzieren und bauen. Netzbetreiber entscheiden über Anschlüsse, Engpässe und Ausbaupläne. Regulierungsbehörden setzen Regeln für Netzentgelte, Speicherbetrieb und Marktzugang. Regierungen beeinflussen Genehmigungsdauer, Flächenverfügbarkeit und Investitionssicherheit. Wenn ein Wind-Solar-Speicher-Projekt technisch in zwei Jahren errichtet werden kann, Anschluss und Genehmigung aber länger dauern, liegt die Verzögerung nicht in der Technologie. Sie entsteht in Verfahren, Zuständigkeiten und Infrastrukturplanung.

IRENA verweist außerdem auf einen energiepolitisch wichtigen Effekt: Erneuerbare Energien verringern die Abhängigkeit von internationalen Brennstoffmärkten. Das gilt besonders für Staaten, die Kohle, Öl oder Gas importieren. Sonne und Wind müssen nicht verschifft, verflüssigt oder über Pipelines geliefert werden. Die Abhängigkeit verschwindet damit nicht vollständig. Sie verlagert sich auf Lieferketten für Module, Wechselrichter, Batteriezellen, Rohstoffe und Netztechnik. Für Energiepolitik bedeutet das eine andere Art von Verwundbarkeit. Brennstoffrisiken sinken, industrielle und technische Abhängigkeiten werden wichtiger.

Für energieintensive Branchen entsteht dadurch kein automatischer Übergang, aber ein anderes Investitionsfeld. Stahl, Chemie, Schifffahrt oder Rechenzentren brauchen Strom oder daraus hergestellte Energieträger zu planbaren Preisen. Wenn erneuerbare 24/7-Lösungen weiter um 30 Prozent bis 2030 und um fast 40 Prozent bis 2035 günstiger werden, wie IRENA erwartet, werden Standortentscheidungen stärker an erneuerbaren Ressourcen, Netzkapazitäten und Speicherverfügbarkeit hängen. Regionen mit guten Flächen, schnellen Verfahren und belastbarer Infrastruktur erhalten einen Vorteil. Regionen mit langsamen Anschlüssen oder unsicheren Regeln können auch bei guten natürlichen Bedingungen zurückfallen.

Interessant ist daran weniger die einzelne Zahl als die veränderte Risikostruktur. Bei fossilen Kraftwerken stecken große Risiken im Betrieb: Brennstoffpreise, Emissionen, Importabhängigkeit. Bei erneuerbaren Hybridanlagen liegen große Risiken vor der Inbetriebnahme: Finanzierung, Genehmigung, Netzanschluss, Speichergröße und Marktregeln. IRENA beschreibt damit keinen einfachen Austausch eines Kraftwerkstyps durch einen anderen, sondern eine Verschiebung der Engpässe. Strom wird dort günstiger und verlässlicher, wo Erzeugung, Speicher, Netze und Regeln zusammenpassen. Wo eines davon fehlt, bleibt der niedrige Erzeugungspreis eine unvollständige Zahl.