Die Debatte um die Energiewende in Deutschland wird oft von emotionalen Argumenten und Fehlinformationen geprägt. Eine sachliche Analyse der aktuellen Situation zeigt jedoch, dass viele der vorgebrachten Kritikpunkte einer genaueren Betrachtung nicht standhalten. Dieser Artikel beleuchtet den aktuellen Stand der Energiewende, analysiert die wesentlichen Herausforderungen und stellt technische Lösungsansätze vor.
Der aktuelle Stand der erneuerbaren Energien in Deutschland
Die erneuerbaren Energien haben in den letzten Jahren einen erheblichen Anteil an der deutschen Stromversorgung erreicht. Betrachtet man die reale Verfügbarkeit der verschiedenen erneuerbaren Energiequellen, ergibt sich ein differenziertes Bild.
Windkraft und Photovoltaik (PV) ergänzen sich saisonal: Während PV-Anlagen im Sommer ihre höchste Leistung erbringen, liefern Windkraftanlagen besonders im Winter mehr Energie. Diese Komplementarität ist ein wesentlicher Vorteil für die Stabilität des Stromnetzes.
Die Analyse der Erzeugungskapazitäten im Vergleich zur Last zeigt, dass Deutschland theoretisch einen großen Teil des Jahres seinen Strombedarf aus erneuerbaren Energien decken könnte. Besonders im Sommer gibt es bereits Zeiten, in denen die erneuerbaren Energien den gesamten Strombedarf decken können. Im Winter entstehen jedoch Versorgungslücken, die durch konventionelle Kraftwerke oder Speicher ausgeglichen werden müssen.
Aktueller Ausbaustand der erneuerbaren Energien
| Energieträger | Installierte Leistung Ende 2024 | Ziel 2030 | Fortschritt |
|---|---|---|---|
| Photovoltaik | ~113 GW | ~215 GW | ~53% |
| Windenergie Onshore | ~60 GW | ~115 GW | ~52% |
| Windenergie Offshore | ~8.5 GW | 30 GW | ~28% |
| Batteriespeicher (Heimspeicher) | ~17.8 GWh | ~104 GWh | ~17% |
Besonders beim Photovoltaik-Ausbau wurden die Erwartungen übertroffen. Der rasante Zubau wurde durch die Energiekrise 2022, sinkende Preise für PV-Module und Akkus sowie den Wunsch nach mehr Unabhängigkeit angetrieben. Bei Windkraftanlagen besteht dagegen noch Nachholbedarf, insbesondere in Süddeutschland.
Die Herausforderung der Dunkelflaute
Der Begriff „Dunkelflaute“ beschreibt Situationen, in denen sowohl wenig Sonne als auch wenig Wind zur Energieerzeugung zur Verfügung stehen. Diese Situationen treten hauptsächlich im Winter auf und können zu Versorgungsengpässen führen, wenn nicht ausreichend Backup-Kapazitäten vorhanden sind.
Eine detaillierte Analyse der verfügbaren Kraftwerkskapazitäten während extremer Dunkelflauten zeigt jedoch, dass Deutschland auch in solchen Situationen grundsätzlich in der Lage ist, seine Stromversorgung sicherzustellen. Am 6. November letzten Jahres – einem besonders kritischen Tag mit minimalem Beitrag der Erneuerbaren (nur 8 GW) und gleichzeitigen Kraftwerksausfällen – war die Versorgungssicherheit zwar angespannt, aber nicht gefährdet.
Die Herausforderung bei Dunkelflauten ist weniger die grundsätzliche Versorgungssicherheit, sondern vielmehr die daraus resultierenden Preisspitzen am Strommarkt. Während solcher Ereignisse können die Strompreise kurzzeitig auf bis zu 90 Cent pro Kilowattstunde steigen, was besonders für energieintensive Industrien problematisch ist.
Strompreisentwicklung und Volatilität
Die Strompreise in Deutschland haben sich nach der Energiekrise 2022/2023 zwar auf einem höheren Niveau als zuvor stabilisiert, zeigen jedoch eine deutlich größere Volatilität. Diese Preisschwankungen sind das Ergebnis eines komplexen Zusammenspiels verschiedener Faktoren:
Die wichtigsten Einflussfaktoren auf die Strompreisvolatilität sind:
- Gaspreis: Der Gaspreis hat den stärksten Einfluss auf die Strompreisschwankungen, da Gas als Grenzkosten-Kraftwerk oft den Strompreis bestimmt.
- CO2-Preis: Mit steigenden CO2-Preisen werden fossile Kraftwerke, insbesondere Kohlekraftwerke, deutlich teurer.
- PV-Einspeisung: Die tages- und jahreszeitlich schwankende PV-Einspeisung führt zu entsprechenden Preisschwankungen.
- Kapazitätsrückgang konventioneller Kraftwerke: Durch den Wegfall von Kernkraft und die Reduzierung der Kohlekraftwerkskapazitäten stehen weniger Reservekapazitäten zur Verfügung.
Um diese Preisschwankungen zu dämpfen, gibt es verschiedene politische Handlungsoptionen:
- Kapazitätsmechanismen: Diese könnten Anreize für die Bereitstellung von Reservekapazitäten schaffen.
- Frühere Aktivierung von Reservekraftwerken: Derzeit werden Reservekraftwerke erst bei sehr hohen Preisen (ab 4 €/kWh) aktiviert. Eine Absenkung dieser Schwelle (z.B. auf 50 Cent/kWh) könnte Preisspitzen dämpfen.
- Ausbau von Speicherkapazitäten: Batterie-Großspeicher und dezentrale Heimspeicher könnten kurzzeitige Schwankungen ausgleichen.
Photovoltaik: Herausforderungen durch schnellen Ausbau
Der schnelle Ausbau der Photovoltaik in Deutschland hat zu unerwarteten Herausforderungen geführt. Während die Ausbauziele für 2030 bereits jetzt zu über 50% erreicht sind, ergeben sich daraus neue technische und wirtschaftliche Probleme.
Ein zentrales Problem ist die Einspeisevergütung bei gleichzeitig sinkenden Börsenstrompreisen durch hohe PV-Einspeisung. Wenn viele PV-Anlagen gleichzeitig einspeisen, sinkt der Börsenstrompreis, während die Anlagenbetreiber weiterhin eine feste Einspeisevergütung erhalten. Die Differenz muss über die EEG-Umlage ausgeglichen werden, was zu steigenden Kosten führt.
Lösungsansätze hierfür sind:
- Direktvermarktung: Übergang zu stündlich schwankenden Preisen für eingespeisten Strom, die den tatsächlichen Börsenstrompreis widerspiegeln.
- Förderung des Eigenverbrauchs: Durch niedrigere Vergütungen bei hoher PV-Einspeisung wird ein Anreiz geschaffen, den Strom selbst zu verbrauchen oder zu speichern.
- Netzdienliches Verhalten: Intelligent gesteuerte Heimspeicher könnten den Mittagspeak der PV-Einspeisung abfedern und das Netz entlasten.
Speicherausbau: Wirtschaftliche Chancen durch Preisschwankungen
Der Speicherausbau in Deutschland liegt mit aktuell 17,8 GWh deutlich hinter den für 2030 benötigten 104 GWh zurück. Paradoxerweise bieten gerade die zunehmenden Preisschwankungen am Strommarkt nun einen starken wirtschaftlichen Anreiz für den Bau von Großspeichern.
| Speichertyp | Aktuelle Kapazität (2024) | Angemeldete Projekte | Geschätzte Realisierung bis 2030 |
|---|---|---|---|
| Heimspeicher | 17,8 GWh | N/A | ~40 GWh |
| Großspeicher | < 2 GWh | 226 GW (Leistung) | ~75 GWh |
| E-Auto-Speicher (V2G) | Vernachlässigbar | N/A | Potenzial: ~100 GWh |
Der Markt für Großspeicher boomt derzeit, da die Kombination aus niedrigen Batteriepreisen und hohen Preisschwankungen am Strommarkt attraktive Geschäftsmodelle ermöglicht. Durch das Laden bei niedrigen Preisen und Entladen bei hohen Preisen lassen sich erhebliche Arbitragegewinne erzielen. Aktuell sind 226 GW an Großspeicherprojekten angemeldet – zum Vergleich: Die typische Last in Deutschland liegt bei 60-70 GW.
Selbst wenn nur ein Drittel dieser Projekte realisiert wird, würde Deutschland das Speicherziel für 2030 erreichen. Zusätzliches Potenzial bietet die Nutzung von Elektrofahrzeugen als Netzspeicher (Vehicle-to-Grid, V2G). Bei einer entsprechenden Anbindung könnten E-Autos theoretisch bis zu 100 GWh Speicherkapazität bereitstellen.
Stromnetze und Digitalisierung
Eine der größten Herausforderungen der Energiewende liegt in der Digitalisierung und dem Ausbau der Stromnetze. Deutschland hat hier erheblichen Nachholbedarf, insbesondere bei den intelligenten Stromzählern (Smart Meter) und der Digitalisierung der Verteilnetze.
Die Übertragungsnetze für den Transport großer Strommengen, insbesondere von Nord nach Süd, werden derzeit ausgebaut, aber der Fortschritt ist langsam. Bei den feinmaschigeren Verteilnetzen fehlt es an transparenten Daten zum Ausbauzustand.
Ein vielversprechender Ansatz zur Entlastung der Stromnetze ist die bessere Nutzung bestehender Infrastruktur durch Digitalisierung. Eine Studie des VDE (Verband der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik) zeigt, dass Stromnetze durch besseres Monitoring und intelligente Steuerung bis zu 60% stärker ausgelastet werden könnten – mit relativ geringen Kosten.
Lösungsansätze für die Netz- und Digitalisierungsprobleme:
- Beschleunigter Smart-Meter-Rollout: Einführung kostengünstiger Lösungen wie „Smart Meter Light“ für Haushalte ohne komplexe Anforderungen.
- Digitalisierung der Mittel- und Niederspannungsnetze: Bessere Überwachung und Steuerung können den teuren physischen Netzausbau teilweise ersetzen.
- Vehicle-to-Grid (V2G): Integration von Elektrofahrzeugen ins Stromnetz als flexible Speicher und zur Netzstabilisierung.
- Dezentrale Speicher im Verteilnetz: Heimspeicher und Großspeicher können Lastspitzen und Einspeisespitzen abfedern.
Der Windkraftausbau in Süddeutschland
Der Windkraftausbau in Süddeutschland, insbesondere in Bayern, hinkt deutlich hinterher. Dies ist problematisch, da durch die Abschaltung der Kernkraftwerke im Süden eine Erzeugungslücke entstanden ist, die nun durch Stromimporte aus dem Norden oder dem Ausland gedeckt werden muss.
In Bayern stammten vor dem Atomausstieg 2023 zeitweise 60-70% des Stroms aus Kernkraftwerken. Während die Photovoltaik gut ausgebaut wurde, wurde der Windkraftausbau durch die sogenannte 10H-Regel stark behindert. Diese Regel schreibt einen Mindestabstand vom Zehnfachen der Anlagenhöhe zur nächsten Siedlung vor, was bei modernen Windkraftanlagen (Höhe ca. 200 m) einen Abstand von 2 km bedeutet und dadurch die verfügbare Fläche stark einschränkt.
Dies führt zu einem strukturellen Ungleichgewicht im deutschen Stromsystem:
- Im Norden wird viel Windstrom erzeugt
- Im Süden wird viel Strom verbraucht, aber wenig erzeugt
- Die Übertragungskapazitäten reichen nicht aus
Um dieses Ungleichgewicht auszugleichen, werden teure Redispatch-Maßnahmen notwendig: Windkraftanlagen im Norden werden abgeregelt, während im Süden teure Gaskraftwerke hochgefahren werden. Dies verursacht erhebliche Kosten für alle Stromverbraucher.
Die bayerische Staatsregierung hat zwar beschlossen, bis 2030 den Bau von 1000 Windkraftanlagen zu planen, der Fortschritt ist jedoch langsam. 2024 wurden nur 72 neue Anlagen genehmigt, obwohl 100-150 pro Jahr nötig wären, um das Ziel zu erreichen. Immerhin wurde die 10H-Regel inzwischen gelockert.
Abhängigkeit vom französischen Atomstrom?
Die Behauptung, Deutschland würde nach dem Atomausstieg nun vermehrt Atomstrom aus Frankreich importieren, greift zu kurz. Tatsächlich ist das europäische Stromsystem ein permanentes Geben und Nehmen, bei dem der Strom dort produziert wird, wo er am günstigsten ist.
Frankreich exportiert traditionell Strom, da seine Atomkraftwerke auf die Spitzenlast ausgelegt sind und daher in Zeiten geringerer Nachfrage Überschüsse produzieren. Eine hohe Auslastung ist für die Wirtschaftlichkeit der Atomkraftwerke entscheidend.
Ironischerweise wird Frankreich zunehmend von seinen Nachbarländern abhängig, da der Ausbau der Photovoltaik in Europa dazu führt, dass im Sommer immer weniger Abnehmer für den französischen Atomstrom zur Verfügung stehen. Dies führt zu einer sinkenden Auslastung der französischen Atomkraftwerke, was deren Wirtschaftlichkeit gefährdet.
Deutschland könnte sich grundsätzlich selbst mit Strom versorgen, tauscht aber aus wirtschaftlichen Gründen Strom mit seinen Nachbarn aus. Der grenzüberschreitende Stromhandel dient dabei in erster Linie der Kostenoptimierung und nicht der Versorgungssicherheit.
Fazit und Ausblick
Die Energiewende in Deutschland steht vor erheblichen Herausforderungen, bietet aber auch große Chancen. Die wichtigsten Herausforderungen sind:
- Netzausbau und Digitalisierung: Der Ausbau und die Digitalisierung der Stromnetze müssen beschleunigt werden, um die Integration der erneuerbaren Energien zu ermöglichen.
- Speicherausbau: Trotz positiver Marktentwicklungen bei Großspeichern besteht weiterhin Bedarf an politischer Unterstützung für dezentrale Speicherlösungen und V2G-Konzepte.
- Regionale Ungleichgewichte: Der schleppende Windkraftausbau in Süddeutschland führt zu Netzengpässen und teuren Ausgleichsmaßnahmen.
- Preisvolatilität: Die zunehmenden Schwankungen der Strompreise erfordern neue Marktmechanismen und Flexibilitätsoptionen.
Gleichzeitig bieten sich große Chancen:
- Wirtschaftliche Potenziale: Der Speichermarkt boomt und bietet attraktive Geschäftsmodelle.
- Technische Lösungen: Innovative Ansätze wie die intelligente Nutzung bestehender Netzinfrastruktur können teure Ausbauprojekte teilweise ersetzen.
- Sektorenkopplung: Die Elektrifizierung des Verkehrs bietet mit V2G-Konzepten zusätzliche Flexibilitätsoptionen für das Stromsystem.
- Dezentrale Beteiligung: Durch intelligente Steuerungssysteme können auch kleine Anlagen und Verbraucher zur Systemstabilität beitragen.
Die Energiewende in Deutschland ist ein komplexes Unterfangen, das technische, wirtschaftliche und politische Dimensionen umfasst. Mit einem klaren Fokus auf technische Lösungen und einer evidenzbasierten Analyse lassen sich viele der aktuellen Herausforderungen bewältigen.
Entscheidend für den weiteren Erfolg der Energiewende sind folgende Maßnahmen:
- Beschleunigung des Windkraftausbaus, insbesondere in Süddeutschland
- Verstärkter Ausbau von Speicherkapazitäten, sowohl zentral als auch dezentral
- Intelligente Digitalisierung der Stromnetze auf allen Ebenen
- Weiterentwicklung des Strommarktdesigns zur Dämpfung extremer Preisschwankungen
- Förderung von Vehicle-to-Grid-Lösungen zur Integration von Elektrofahrzeugen ins Stromnetz
Die technischen Herausforderungen der Energiewende sind lösbar. Mit den richtigen politischen Rahmenbedingungen und der Nutzung innovativer Technologien kann Deutschland den Übergang zu einem erneuerbaren Energiesystem erfolgreich gestalten.
