Stromkosten in einem komplexen Energiesystem
neu überdenken
Dr. Lars Schernikau
Hohe Energiekosten verschärfen die Notlage insbesondere für einkommensschwache Bevölkerungsgruppen und bremsen industrielle Entwicklung, nicht nur in Entwicklungsländern.
Dies ist eine allgemeingültige ökonomische Wahrheit und sollte auch so verstanden werden (Abbildung 1).
Im April 2026 erklärte die deutsche Bundesministerin für Wirtschaft und Energie, Katherina Reiche, auf einer offiziellen Regierungswebsite: „Eine Energiewende, die Systemkosten ignoriert, wird das Land ruinieren, das sie zu retten vorgibt.“ [1]
Die IEA [21] bestätigte im April 2026, dass der Gesamtenergiebedarf weiter steigt, während der Strombedarf 2,3-mal schneller und der Spitzenstrombedarf bis zu 1,8-mal schneller wächst. Sollten wir uns dann nicht mit Technologien zur Stromerzeugung für den Spitzenbedarf (Peak-Power-Demand) befassen und deren Kosten besser verstehen?
Das Thema einer zuverlässigen Stromversorgung, die den Spitzenbedarf deckt, hat an Bedeutung gewonnen, da Betreiber von Datenzentren weltweit – von Taiwan über Südafrika bis hin zu Deutschland und den USA – Schwierigkeiten haben, sich ausreichend mit Strom zu versorgen.
Die IEA bestätigte zudem [21]: „Datenzentren benötigen eine äußerst zuverlässige Stromversorgung, wobei in der Regel eine Verfügbarkeit von 99,999 % bis 99,9999 % angestrebt wird.“ Mit anderen Worten: Es werden ausschließlich Spitzenstromversorgungstechnologien und -systeme benötigt, die rund um die Uhr an 365 Tagen im Jahr verfügbar sind und bei denen der Lastverlust höchstens 5 Minuten pro Jahr beträgt.
Die Kosten für die Stromversorgung von Industrie und Haushalten werden seit Jahrzehnten diskutiert. Zahlreiche Studien haben versucht, die Gesamtkosten des Systems zu berechnen, doch bisher hat keine davon eine durchweg verlässliche Zahl in EUR/kWh ermittelt, und ich werde erläutern, woran das liegt. Meine eigene Arbeit hat bisher nur die qualitativen Aspekte der Vollkosten der Elektrizität (FCOE) erfasst, basierend auf einer begutachteten Studie (Full Cost of Electricity ‚FCOE‘ and Energy Returns ‚eROI‘, bei Elseviers SSRN), und wurde in unserem kürzlich aktualisierten Buch veröffentlicht, das nun in 7 Sprachen erhältlich ist: „Unbequeme Wahrheiten… über Strom und die Energie der Zukunft“
Die Energiekosten im Allgemeinen und die Strompreise im Besonderen stehen wieder im Rampenlicht, da die weltweiten geopolitischen Spannungen die Märkte weiterhin prägen. Einerseits heißt es: „Schnelle Elektrifizierung und Ausbau von Wind- und Solarenergie, um die Abhängigkeit von Energieimporten zu verringern“, andererseits heißt es: „Wir müssen mehr in Kohle, Öl, Gas und Infrastruktur investieren“, um die geopolitische Abhängigkeit von einer Nation oder Region zu verringern. Was ist also der richtige Ansatz? Auf welche Technologien sollten wir bei der Elektrifizierung setzen?
Nun, ich kann es kurz zusammenfassen: Was die Energiekosten angeht, ist die Antwort ganz einfach: Eine Elektrifizierung, die auf Wind- und Solartechnologie setzt, ist am teuersten, und je mehr Wind- und Solarenergie man im System nutzt, desto teurer wird es.
Übrigens empfehle ich als Einführung in das vorliegende Thema meinen kürzlich erschienenen Artikel Schauen wir uns nun also die Stromkosten an.
Abbildung 1: Energie und menschliche Entwicklung sind miteinander verknüpft
- Berechnung der Stromkosten: LCOE vs. FCOE (oder LFSCOE)
Beginnen wir mit einigen interessanten und zum Nachdenken anregenden Zitaten der OECD und der UNECE (Wirtschaftskommission der Vereinten Nationen für Europa) zu den Stromkosten:
- „Wir stellen fest, dass die LCOE der VRE-Ressourcen [Wind und Solarenergie] in der Regel nur einen Bruchteil der Gesamtsystemkosten ausmachen, während die Nicht-VRE-Ressourcen [Kohle, Gas, Kernkraft, Wasserkraft] zwar relativ hohe LCOE aufweisen, in einem kostenoptimierten Stromsystem jedoch die gleichen Gesamtsystemkosten verursachen.“ (UNECE 2025 [2], S. 17)
- „Ein höherer Anteil variabler erneuerbarer Energien wie Wind- und Solarenergie führt stets zu einem Anstieg der Systemkosten.“ („OECD NEA 2024 [3], S. 26)
- „Wenn erneuerbare Energien [Wind- und Solarenergie] die Kosten des Gesamtsystems erhöhen, … verursachen sie solche technischen Externalitäten oder gesellschaftlichen Kosten durch gestiegene Ausgleichskosten, teurere Übertragungs- und Verteilungsnetze sowie die Notwendigkeit kostspieligerer Reservesysteme, um die Versorgungssicherheit rund um die Uhr zu gewährleisten“ (OECD NEA 2018 [4], S. 39)
- „Der Einsatz von VRE-Ressourcen [Wind- und Solarenergie] verringert direkt die natürliche oder intrinsische Systemträgheit, was sich negativ auf die allgemeine dynamische Robustheit des Systems auswirken kann.“ (OECD NEA 2019 [5], S. 72)
Es ist daher offensichtlich, dass sich selbst die OECD und die UNECE in Europa der Tatsache bewusst sind, dass die weit verbreitete Kennzahl LCOE (Levelized Cost of Electricity) weder die Systemkosten noch die tatsächlichen Stromkosten widerspiegelt (am wenigsten bei Wind- und Solarenergie). Dennoch geben die EU, die Europäische Zentralbank und viele andere, sogar die IEA, immer wieder irreführende Aussagen zu den Stromkosten auf der Grundlage der LCOE ab, wie zum Beispiel: „… erneuerbare Energien blieben die kostengünstigste Option für neue Stromerzeugung“ [6], die dann in den Mainstream-Medien aufgegriffen und von allen als korrekt und sachlich richtig verstanden werden. Manchmal fügen diese Organisationen Vorbehalte oder Erklärungen hinzu, die für den Durchschnittsbürger schwer zu verstehen sind.
Abbildung 2: Levelized Full System Cost of Electricity nach Idel | Quelle: Idel 2022 [7]
Es gibt verschiedene Kennzahlen, mit denen wir die Stromkosten messen, und diese reichen von einfachen bis hin zu komplexeren. Es überrascht nicht, dass einfache Kennzahlen nur von begrenztem Wert sind, wenn es darum geht, komplexe Fragen zu beantworten, wie zum Beispiel: „Sollte Deutschland mehr Wind- und Solarenergie oder mehr Kohle und Gas nutzen?“
LCOE = levelized cost of electricity (Stromgestehungskosten)
- am häufigsten verwendet und zitiert
- die herkömmliche Methode, die für regelbare Leistung relevant ist,
- konzentriert sich ausschließlich auf die Kosten auf Betriebsebene, es handelt sich also um eine Mikro-Perspektive
- beinhaltet keine Systemkosten wie Kosten für Lastausgleich, Netzintegration, Übertragung, Notstromversorgung oder Speicherung usw.
LFSCOE = levelized full system cost of electricity (durchschnittliche Gesamtstromerzeugungskosten) (Abbildung 2)
ordnet alle Kosten für die Systemintegration den einzelnen Technologien zu
- geht davon aus, dass jede Technologie die gesamte Bandbreite an Systemfunktionen in einer einzigen Lösung bereitstellen muss (siehe Idel 2022 [7])
FCOE = Gesamtkosten für Strom
- die Gesamtkosten der Stromversorgung für die Gesellschaft oder eine ganze Nation; sie umfassen die tatsächlichen Gesamtkosten der Stromversorgung, die sich aus 10 Kategorien zusammensetzen (ausführlich beschrieben in „Energy Trilemma“, hier, [8])
- Neben allen Aspekten der Speicherung, Datensicherung, Übertragung und Netzwerkintegration berücksichtigt es auch die tatsächlichen Rohstoffe, die eingebettete Energie und die Netto-Energiebilanz des Systems. Hinzu kommen die Umweltkosten, die Entsorgungskosten und die Kosten für den Platzbedarf.
LCOE wird von Energieökonomen und nun auch vonder deutschen Energieministerin für unzureichend und unvollständig erklärt; zudem ist LCOE für Entscheidungen im Zusammenhang mit der „Energiewende“ nicht geeignet. Demgegenüber steht die LFSCOE, die davon ausgeht, dass eine einzige Technologie das gesamte Spektrum der Systemfunktionen in einer einzigen Lösung abdecken muss. Diese Kennzahl ist zwar nützlicher, vermittelt uns aber dennoch keinen vollständigen und realistischen Überblick.
Dann kommen wir zum FCOE, also den tatsächlichen Gesamtkosten des Systems auf gesellschaftlicher Ebene. Diese Kennzahl ist komplex, lässt sich aber durchaus erfassen. Die Kostenauswirkungen der Einführung einer neuen Technologie in ein System werden weder durch den LCOE noch vollständig durch den LFSCOE erfasst. Mit zunehmender Verbreitung einer Technologie steigt ihr FCOE und nähert sich allmählich dem LFSCOE an.
Weitere Kennzahlen wie der VALCOE (value-adjusted levelized cost of electricity) (wertbereinigte durchschnittliche Stromerzeugungskosten) der IEA, der LCOE+ von Lazard, der LACE (levelized avoided cost of electricity) (durchschnittliche vermiedene Stromerzeugungskosten) oder der LCOS (durchschnittliche Speicherkosten) finden ihr im Anhang.
2. Was kostet Strom?
Diese Frage ist nicht einfach zu beantworten. Man muss immer darauf hinweisen, dass „es darauf ankommt“, wo man sich befindet und welche Energiequellen man nutzt. Man könnte einfach alle Kosten, die mit der Stromversorgung eines ganzen Landes verbunden sind, durch die erzeugte Strommenge in TWh teilen. Soweit ich weiß, wurde dies noch nicht getan, aber es sollte in Betracht gezogen werden (das deutsche EWI und Prof. Hirth sind dem vielleicht am nächsten gekommen, siehe [10, 11]). Eine „kleine“ Überlegung, die man nicht übersehen darf, ist, dass Preis nicht gleich Kosten ist (normalerweise ist der Preis höher), aber oft müssen wir mit dem Preis als Eingangsgröße arbeiten und ihn als Kosten betrachten.
Prof. Lion Hirth, Februar 2026 [11]: „Obwohl wir heute auf eine umfangreiche alte (und damit kostengünstige) Infrastruktur zurückgreifen, liegen die Gesamtkosten der Stromversorgung in Deutschland deutlich über 200 €/MWh.“
Kostenverteilung: Sobald die Gesamtkosten vorliegen, stellt sich die wichtige Frage, wie diese Gesamtkosten auf die verschiedenen Technologien aufzuteilen sind. So führen beispielsweise große installierte Kapazitäten bei Wind- und Solarenergie zu höheren Kosten für Kohle oder Gas, da diese Kraftwerke weniger ausgelastet werden.
- Logischerweise sollten also die Kosten für den „Effizienzverlust“, der durch die geringere Auslastung von Kohle- oder Gaskraftwerken aufgrund von Wind- und Solarenergie entsteht, der Wind- und Solarenergie angelastet werden. Auch wenn eine Technologie eine größere oder komplexere Infrastruktur erfordert oder die Zuverlässigkeit des Systems beeinträchtigt und dessen Anfälligkeit erhöht, sollte sie dafür zur Verantwortung gezogen werden (siehe meinen Artikel „Cybersicherheit und kritische Infrastruktur“ [13])
Mitch Rolling und Isaac Orr gehören zu den wenigen, die versucht haben, die „Gesamtkosten der Stromerzeugung“ zu erfassen [13]. Abbildung 4 veranschaulicht ihre Modellierung für Minnesota im Jahr 2024. Man sieht, wie wichtig Überkapazitäten/Einspeisebeschränkungen und Lastausgleich für wind- und solarbasierte Systeme werden.
Was ich interessant finde – und das wurde auch von der OECD und anderen bestätigt – ist, dass die Kosten für Wind- und Solarstrom nicht statisch sind, sondern ansteigen, je mehr Wind- und Solarenergie im System vorhanden ist … das ist auch der Grund, warum die Antwort auf die o.g. Frage „Es kommt darauf an“ lautet.
Um „Lars’ Stromkosten für Deutschland im Jahr 2026“ zu ermitteln, müssen wir zunächst auf die Stromgestehungskosten (LCOE) und die Systemkosten eingehen. Ich bitte also um etwas Geduld.
Abbildung 4: Stromkosten von EnergyBadBoys für Minnesota im Jahr 2024 | [13] Anmerkung: Lastausgleich sind die Kosten für die Batteriespeicherung. Die Kosten für Überkapazitäten und Einspeisebeschränkungen sind so hoch, weil es günstiger war, Wind- und Solarkapazitäten überdimensioniert zu bauen und diese zu drosseln, als mehr Batteriespeicher zu errichten.
3. Der Wert der Stromerzeugung
Eine einfache Möglichkeit, den „Wert“ einer Stromerzeugungstechnologie zu veranschaulichen, besteht darin, einen Blick auf die Strompreis-Erfassungsrate oder „Capture Rate“ oder Marktwertfaktor zu werfen. Dieser Begriff sagt viel über die Belastung des Systems aus. Die Capture Rate ist definiert als
-Marktwertfaktor (Capture Rate) = der durchschnittliche Preis, den ein Erzeuger tatsächlich erzielt, geteilt durch den durchschnittlichen Marktpreis
“ Sind die Preise hoch oder niedrig, wenn dieses Kraftwerk Strom produziert?”
- 100 % (oder 1,0) → entspricht genau dem Marktdurchschnitt
- <1.0 → erzeugt, wenn Marktwertfaktor unter dem Durchschnitt liegen (z. B. Solarenergie)
- >1.0 → entsteht, wenn Marktwertfaktor über dem Durchschnitt liegen (z. B. bei Gas oder Kohle)
- Wenn eine Technologie eine niedrige Erfassungsrate unter 1,0 aufweist (z. B. Solarenergie), MUSS eine andere Technologie einen höheren Marktwertfaktor über 1,0 aufweisen (z. B. Gas oder Kohle); das ist reine Logik, da der gewichtete Gesamtdurchschnitt 1,0 betragen muss.
Es wird nun offensichtlich: Mit steigendem Anteil von Wind- und Solarenergie sinkt der Marktwert des erzeugten Stroms aus Wind und Solar. Dies wird als Kannibalisierungseffekt oder Preiskannibalisierung bezeichnet. Bitte beachtet, dass der Marktwertfaktor oder die Capture Rate nichts mit dem natürlichen Kapazitätsfaktor nCF (auch Nutzungsgrad) zu tun haben (eine detaillierte Analyse findet ihr hier Wind und Solar Natürliche Bedingungen für die Stromerzeugung [14 ])
Ja, auch der Marktwertfaktorsind unvollständig. Dieser Marktwertfaktor sind nicht wirklich ein Kostenfaktor, sondern eine marktbedingte „Wertanpassung“ der erzeugten Energie. Erfassungsquoten berücksichtigen keine Subventionen (wie beispielsweise Einspeisevergütungen (FiTs) oder Differenzkontrakte (CfDs)) und lassen alle Systemkosten (Netz, Reserve, Speicherung, Überkapazitäten usw.) außer Acht. Marktwertfaktorn vermitteln dem Investor lediglich eine aktuelle Marktsicht, und alle Mängel dieser Kennzahl sollten berücksichtigt werden. Marktwertfaktorn geben NICHT die Gesamtkosten der Stromerzeugung (FCOE) wieder.
Anmerkung zu Subventionen: Subventionen entkoppeln Investitionen vom Marktwert und ermöglichen ein Kapazitätswachstum, selbst wenn Marktwertfaktor tes und der Systemwert sinken. Dies führt zu:
- noch mehr Überproduktion
- weitere Preisunterdrückung
- es sind weitere Subventionen erforderlich
Prof. Leon Hirth schreibt seit 2013 über den Marktwert von Wind- und Solarenergie bzw. deren Erfassungsraten [15] und hat kürzlich die Erfassungsraten für Solar- und Windenergie geschätzt, wie in Abbildung 5 dargestellt, wobei diese fast perfekt mit seinen Vorhersagen von vor über 10 Jahren übereinstimmen [11]. Hier lässt sich sehr gut erkennen, wie der Marktwert der intermittierenden Solarenergie mit steigendem Netzdurchdringungsgrad sinkt. Das Gleiche gilt für Windenergie, wenn auch in geringerem Maße. (siehe meinen Blogbeitrag Wo der Wind weht… [18]) 😉
Um die Auswirkungen des Marktwertfaktors auf die Stromkosten grob abzuschätzen, würde man einfach die Kosten einer Stromerzeugungstechnologie durch den Marktwertfaktor dividieren, um die Kosten an den Wert der Technologie anzupassen. In ähnlicher Weise ist Prof. Hirth unter Verwendung seiner eigenen Annahmen vorgegangen [14].
Abbildung 5: Solar- und Windenergieausbeute in Deutschland 2013 bis 2025 | Quelle: Prof. Hirth [15]
4. Systemkosten von Wind- und Solarenergie
Die zweite wichtige Kategorie sind die Systemkosten. Hier beziehe ich mich auf die marginalen-oder Zusatzkosten, die durch intermittierende Wind- und Solaranlagen mit geringer Energiedichte entstehen … Kosten, die erforderlich sind, um ihren Output „netzfähig“ zu machen, zusätzlich zum bestehenden System ohne Wind und Solar. Dabei ist zu beachten, dass diese Systemkosten nicht in der Marktwertfaktor oder „Capture Rate“ berücksichtigt werden, da es sich hierbei um eine reine Marktwertanpassung handelt.
Wir sollten nicht vergessen, dass Strom eine Dienstleistung ist, die dem Verbraucher bereitgestellt wird – es handelt sich um rund um die Uhr verfügbare Kilowattstunden, die von einem Kraftwerk geliefert werden. Bei Strom handelt es sich somit eigentlichnicht um ein Produkt, wie etwa eine Kilowattstunde, die bei günstigen Wetterbedingungen durch Wind- oder Sonnenenergie erzeugt wird. Netzfähiger, nutzbarer Strom weist fünf Hauptmerkmale auf, von denen keines von Windkraftanlagen oder Solarmodulen ohne zusätzliche Hilfsanlagen bereitgestellt wird, wobei für jede dieser Anlagen Kosten oder „Systemkosten“ anfallen, die berücksichtigt werden müssen
Fünf Hauptmerkmale von netztauglichem Strom:
- Spannung – Netzspannung oder elektrischer Druck, z.B. 220 V,
- Frequenz – das momentane Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage, d. h. 50 Hz,
- Phase – Synchronität zwischen den Generatoren im Millisekundenbereich,
- Stromstärke – der tatsächliche Stromfluss durch das Netz, z.B. 10 Ampere für eine Waschmaschine, und
- Kurzschlussleistung – Systemstärke, gemessen in GVA (Gigavoltampere); starke Netze mit thermischen Synchrongeneratoren haben 20–40 GVA, schwache Netze mit hohem Wind- und Solaranteil haben <5 GVA.
Ein Hauptgrund dafür, dass Kohle, Gas, Kernkraft und Wasserkraft nach wie vor eine zentrale Rolle in Stromnetzen spielen – die zu den komplexesten Systemen der Erde gezählt werden können –, ist, dass thermische Kraftwerke die physikalische Stabilität bieten, die Stromnetze für einen zuverlässigen Betrieb benötigen.Dies zeigt sich natürlich an ihrem hohen Marktwertfaktor wie vorher erwähnt. Große, schwere, synchron rotierende Generatoren sorgen für die fünf oben genannten grundlegenden Eigenschaften, die die Netzstabilität aufrechterhalten. Daher führt die Entfernung von Synchrongeneratoren aus dem System und die Hinzufügung von „digitalen Generatoren“ wie Wind-, Solar- und Batterieanlagen zu einer Verringerung der Kurzschlussleistung oder Fehlertoleranz und damit der Systemstabilität. Der Stromausfall in Spanien im Jahr 2025 ist ein trauriges Beispiel für genau dieses Problem, mit dem wir konfrontiert sind. Meinen Blogbeitrag dazu gibt es hier.
Meine quantitative Stromkostenermittlung im nächsten Kapitel berücksichtigt die Standard-LCOE unter Einbeziehung der Marktpreisfaktoren und fügt ausgewählte konservative abgeschtzte Anlagenkosten hinzu. Meine Stromkostenschätzungen für Deutschland entsprechen NICHT den FCOE oder Gesamtkosten, sie liegen sogar noch darunter. Eine qualitative Übersicht über die Anlagenkosten verschiedener Technologien ist in Abbildung 6 dargestellt.
Bei meiner Prognose für die Stromkosten in Deutschland im Jahr 2026 gehe ich konservativ von Systemkosten für Wind- und Solarenergie in Deutschland von lediglich 75 EUR/MWh aus, ohne den Überbau zu berücksichtigen. Das ist nur ein Bruchteil dessen, was Mitch Rolling und Isaac Orr in Abbildung 2 schätzen. Aber das spielt eigentlich keine Rolle, denn der Kernpunkt kommt trotzdem rüber.
Abbildung 6: Qualitative Bewertung der Systemkosten für Stromversorgungssysteme | Quelle: Schernikau
5. Die Stromkosten in Deutschland im Jahr 2026
„Die Aufgabe der Versorgung auf den Strommärkten besteht nicht darin, Strom zu erzeugen …
… sondern eine bestimmte Strommenge zu einem bestimmten Zeitpunkt an einen bestimmten Ort zu liefern.“ (Idel 2022 [7])
Nachdem wir nun die Marktwertfaktoren und Systemkosten besprochen haben, möchte ich anhand eines sehr vereinfachten Beispiels die Stromkosten in Deutschland im Jahr 2026 illustrieren. Denke daran, dass Deutschland deutlich höhere Brennstoffkosten hat als z.B. die USA, da Kohle und Gas größtenteils, wenn auch nicht ausschließlich, importiert werden. Daher müsste jedes Land diese Analyse an seine eigenen Ressourcen und Gegebenheiten anpassen.
Abbildung 7 und die durchgeführte Analyse zeigen deutlich, dass in Deutschland heimische Braunkohle mit Abstand die niedrigsten Kosten aufweist, nämlich insgesamt etwa 35 EUR/MWh ohne CO₂ und 120 EUR/MWh mit CO₂. Auch unter Einbeziehung der CO₂-Kosten ist Braunkohle am günstigsten. Kohle, Gas und Kernkraft folgen knapp dahinter mit 80, 95 bzw. 135 EUR/MWh ohne CO₂ (Abbildung 7). Solarenergie ist mit über 370 EUR/MWh in Deutschland am teuersten. Selbst ohne Berücksichtigung der zusätzlichen Systemkosten und ohne Anpassung des Marktpreisfaktors bleibt Solarenergie mit 128 EUR/MWh ohne CO2 die teuerste Option (siehe Anhang 1), gefolgt von Windenergie.
Die Kosten für Wind- und Solarenergie hängen stark von den Investitionskosten (CAPEX) ab, die unterschätzt werden, wenn Überkapazitätskosten nicht berücksichtigt werden – was ich nicht getan habe. Bitte beachte, dass Deutschland bereits jetzt über installierte Wind- und Solarkapazitäten verfügt, die dem 2,5-Fachen seines gesamten Spitzenbedarfs entsprechen. Man könnte auch argumentieren – wie ich es tue –, dass die Überkapazitätskosten Teil der Systemkosten und nicht direkt Teil der CAPEX sind; das überlasse ich euch.
Anmerkung zu den CO₂-Kosten: Meine Analyse zeigt sowohl die Kosten mit als auch ohne CO₂-Kosten. Ich bin der Meinung, dass die CO₂-Kosten nichts anderes als eine indirekte Subvention für Wind- und Solarenergie sind, da (1) die theoretischen CO₂-Einsparungen durch den Umstieg von Kohle/Gas auf Wind/Solar auf Makroebene keine messbaren positiven Auswirkungen auf die Umwelt haben (siehe „Carbon“ Capture Utilization & Storage (CCUS) Blog) und (2) die eingenommene CO2-Steuer oft für die Subventionierung weiterer Wind-/Solaranlagen oder für andere staatliche Zwecke ausgegeben wird.
Zur Klarstellung: Ich stelle die Notwendigkeit, die Umweltauswirkungen unserer Energiesysteme zu verringern, keineswegs in Frage – ganz im Gegenteil. Wir müssen weiterhin forschen und die neuesten Kraftwerks- und sonstigen Technologien einsetzen.
Meine Analyse umfasst die üblichen Stromgestehtungskosten (LCOE) – Investitionskosten, Brennstoffkosten, Pachtkosten, Betriebs- und Wartungskosten –, angepasst an die von Prof. Hirth ermittelte durchschnittliche Marktwertfaktoren in Deutschland. Ich habe konservativ niedrige, für Wind- und Solarenergie relevante Systemkosten hinzugefügt, die sich auf lediglich 75 EUR/MWh belaufen. Alle Annahmen sind im Anhang detailliert aufgeführt, und ich habe zudem einen Link zu einer Google-Tabelle beigefügt, damit man mit allen Annahmen (rote Zahlen) experimentieren und die Auswirkungen selbst sehen kann.
Ich weise darauf hin, dass meine vereinfachte, illustrative Analyse noch unvollständig ist und nicht alle Kosten für die Schätzung der Gesamtkosten der Stromerzeugung (FCOE) berücksichtigt. Es handelt sich um eine Unterschätzung der Kosten; betrachttn sie also als Untergrenze. Ich erhebe auch keinen Anspruch auf Genauigkeit; wichtiger ist der Gesamtüberblick. Beispiele für direkte oder indirekte Kosten, die NICHT berücksichtigtsind: um Überdimensionierung und Nettoeffizienzkosten bereinigte Investitionskosten (CAPEX), Effizienzverlust, Finanzierungsrealität, Stilllegung/Entsorgung, Umweltkosten über die gesamte Lebensdauer, Überlegungen zur Nettoenergieeffizienz (eROI), Materialaufwand pro Leistungseinheit (MIPS) und mehr. Siehe Anhang.
Abbildung 7: Geschätzte Stromkosten in Deutschland 2025/2026 | Quelle: Schernikau, basierend auf den im Anhang aufgeführten Annahmen
Zusammenfassung
Seit Jahrzehnten diskutieren wir über Stromkosten, doch es fehlt uns nach wie vor ein klarer, verlässlicher Maßstab dafür, was Strom die Gesellschaft tatsächlich kostet. Weit verbreitete Kennzahlen wie die Stromgestehungskosten (LCOE) konzentrieren sich auf einzelne Technologien, lassen jedoch das übergeordnete System außer Acht, in dem diese zum Einsatz kommen, was die von uns angestrebten Zahlen verzerrt. Umfassendere Ansätze wie FCOE zeichnen ein anderes Bild: Bei den Stromkosten geht es nicht nur um die Erzeugung, sondern um das gesamte System, das für eine zuverlässige Stromversorgung erforderlich ist. Dies vermittelt meiner Meinung nach ein klareres und genaueres Bild der Zahlen.
Dies ist von Bedeutung, da Energiekosten das Wohlergehen der Menschen und das Wirtschaftswachstum unmittelbar beeinflussen. Hohe Kosten verschärfen die Notlage und bremsen die industrielle Entwicklung überall, nicht nur in ärmeren Ländern. Gleichzeitig ist die globale Energiepolitik nach wie vor von Widersprüchen geprägt. Die Regierungen drängen auf eine rasche Elektrifizierung durch Wind- und Solarenergie, fordern aber gleichzeitig weitere Investitionen in konventionelle Brennstoffe, um Sicherheit und Unabhängigkeit zu gewährleisten
Selbst Institutionen wie die OECD und die UNECE räumen mittlerweile ein, dass mit steigendem Anteil von Wind- und Solarenergie die Gesamtkosten des Systems zunehmen. Diese Technologien erfordern zusätzliche Infrastruktur wie umfangreiche Überkapazitäten, Reservekapazitäten, Speichermöglichkeiten und den Ausbau der Stromnetze, während sie gleichzeitig die Systemstabilität und den Marktwert beeinträchtigen, was sich in sinkenden Martkwertfaktoren zeigt. Mit anderen Worten: Je mehr Wind- und Solarenergie eingesetzt wird, desto komplexer und teurer werden die Systeme.
Deutschland ist ein hervorragendes Beispiel aus der Praxis. Trotz massiver Investitionen und einer Wind- und Solarkapazität, die mittlerweile den Spitzenbedarf bei weitem übersteigt, bleiben die Gesamtsystemkosten hoch und steigen weiter an, und laut Bundeskanzler Merz fehlt es Anfang 2026 nach 25 Jahren „Energiewende“ immer noch an „ausreichender Stromerzeugungskapazität“. Dies unterstreicht einen zentralen Punkt meiner Argumentation, nämlich dass … die Kostenauswirkungen einer Technologie weder isoliert beurteilt noch ignoriert werden dürfen. Sie müssen innerhalb des Systems bewertet werden, von dem sie abhängt und das sie umgestaltet, damit wir das Gesamtbild erkennen können.
In Deutschland ist die Stromerzeugung aus heimischer Braunkohle mit 35 EUR/MWh die mit Abstand kostengünstigste Technologie. Kohle, Gas und Kernkraft liegen nicht weit dahinter.
Solarenergie (über 370 EUR/MWh) und Windenergie (über 210 EUR/MWh) sind bereits heute die teuersten Optionen.
Die zentrale Erkenntnis ist einfach und wird oft übersehen. Bei der Stromerzeugung geht es nicht nur darum, Kilowattstunden zu produzieren, sondern vielmehr darum, Spitzenlaststrom bereitzustellen – zuverlässigen, netztauglichen Strom rund um die Uhr, 365 Tage im Jahr. Jede ernsthafte Diskussion über die Kosten muss dieser Realität entsprechen.
Wenn man bedenkt, dass Braunkohle die günstigste Energiequelle in Deutschland ist, wo die Kosten für Kohle, Gas und Atomkraft selbst unter Einbeziehung irreführend angewandter CO₂-Kosten ähnlich hoch sind (siehe meinen Artikel „ Das Dilemma der CO₂-Preisgestaltung“), und da Solarenergie mehr als zehnmal so teuer ist wie heimische Braunkohle ohne CO₂-Ausstoß, fragt man sich doch, was eigentlich die Motivation hinter der sogenannten „Energiewende“ ist… Ich frage mich immer: Eine Wende hin zu was genau?
„Eine ‚Energiewende‘, die die Systemkosten außer Acht lässt, wird ein Land ruinieren, das sie angeblich retten will …“ – Katherina Reiche. Ich hätte es selbst nicht besser sagen können.
Ich möchte Ihnen folgende Frage mit auf den Weg geben: Wenn die Elektrifizierung durch Wind- und Solarenergie der teuerste Ansatz ist und die Kosten steigen, je größer ihr Anteil am Gesamtsystem wird, warum investieren wir dann immer noch so massiv in diesen Ansatz?
Dieser Blog wurde zuletzt am 30. April 2026 aktualisiert. Die wichtigste Änderung ist die Senkung der Braunkohlekosten von 10 EUR/MWh auf 5 EUR/MWh; außerdem wurden weitere Quellen hinzugefügt.
Links und Ressourcen
[1 ] BMWE 2026, Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz, “Reiche: Ehrlich und effizient – die Energie-Strategie für Deutschland.” April 2026. (link)
[2 ] UNECE 2025, Understanding the Full System Cost of the Electricity System, 2025 (link)
[3 ] OECD NEA 2024 “System Cost Exec Sum” 2024. (link)
[4 ] OECD NEA 2018: The Full Costs of Electricity Provision | En | OECD.” June 2018. (link)
[5 ] OECD NEA 2019: The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables. OECD, 2019. (link)
[6 ] IEA: Power – Breakthrough Agenda Report 2025 – Analysis. 2025. (link) and and The Guardian: Birol ‘The Damage Is Done’: Global Oil Crisis Has Changed Fossil Fuel Industry for Ever, IEA Chief Says, April 2026. (link)
[7 ] Idel 2022: Levelized Full System Costs of Electricity. Energy 259 (November 2022): 124905. (link)
[8 ] Schernikau 2024 Energy Trilemma – The Unpopular Truth. March 2024. (link)
[9 ] Schernikau et al 2022 “SSRN: Full Cost of Electricity ‘FCOE’ and Energy Returns ‘eROI.’” Journal of Management and Sustainability 12, no. 1 (2022): p96. (link)
[10 ] EWI: Ausgaben für das Stromsystem in Deutschland. EWI, 2026. (link)
[11 ] Hirth 2026: The Cost of Power Supply, February 2016 (link)
[12 ] Schernikau, Lars. Blog 16: Cyber Security and Critical Infrastructure. March 2025. (link)
[13 ] Orr, Isaac, and Mitch Rolling. “EnergyBadBoys: On LCOE – Why Nuclear Is Cheaper than Wind and Solar.” Substack newsletter. Energy Bad Boys, July 2024. (link)
[14 ] Schernikau, Lars. Blog 8: Nature’s Influence on Solar and Wind Power Generation – The Unpopular Truth. July 2024. (link)
[15 ] Hirth 2026: Solar Capture Rate, February 2026. (link)
[16 ] Mariutti 2025, The Limits of the Current Consensus Regarding the Carbon Footprint of Photovoltaic Modules Manufactured in China: A Review and Case Study.” Energies 18, no. 5 (2025): 5. (link)
[17 ] Wanner, Brent. “IEA: Is Exponential Growth of Solar PV the Obvious Conclusion?” IEA, February 2019. (link)
[18] Schernikau, Lars. Blog 15: Where the Wind Blows – The Unpopular Truth. February 2025. (link)
[19] Hirth 2013: The Market Value of Variable Renewables.” Energy Economics 38 (February 2013): 218–36. (link)
[20] Schernikau, Lars. Blog 7: The Dilemma of Pricing CO2 – The Unpopular Truth. June 2024. (link)
[21] IEA Global Energy Review Apr 2026, p9; on peak power IEA World Energy Outlook 2024, p43; on data center uptime IEA Energy and AI Apr 2026, p52 (link) (link) (link)
[22] Yale E360. Amid Energy Crisis, Chinese Solar Exports Double, April 2026. (link)
[23] Energy Connects, Taiwan Pivots to Coal Power as War Disrupts Global LNG Market, April 7, 2026. (link) and Bloomberg, China Revives Coal-to-Gas Projects as Energy Security Frays, Bloomberg.Com, April 20, 2026 (link)
[24] Cost of lignite fuel in Germany: seeArgus: Lignite Displaces Gas in German Power Mix | Latest Market News, October 2024. (link)
Anhang 1: Annahmen und Einzelheiten zu Lars’ Strompreisprognose für Deutschland für das Jahr 2026
Die detaillierten Annahmen zu meiner einfachen Berechnung findet ihr hier in einer öffentlichen Google-Tabelle. Sie können alle rot markierten Zahlen nach Belieben anpassen und sehen, wie sich das Bild verändert.
Grundsätzlich verwende ich fundierte LCOE-Werte, die auf öffentlich zugänglichen Informationen und Schätzungen basieren. Diese LCOE-Werte passe ich dann an die Marktwertfaktoren an und addiere konservativ geschätzte, niedrige zusätzliche Systemkosten für Wind- und Solarenergie hinzu. Diese Systemkosten passe ich NICHT an die Marktpreisfaktoren an.
- Bei der CAPEX-Komponente werden die Investitionskosten grundsätzlich über die Lebensdauer und die erzeugten MWh verteilt. CAPEX berücksichtigt nicht die Kosten für Überdimensionierung bei Wind- und Solaranlagen und vereinfacht oder unterschätzt die „Nettoeffizienzkosten“ (Wechselrichterverluste, Nachlaufverluste, Wartungsausfälle usw.).
- CRF – Kapitalrückgewinnungsfaktor: Wenn ich heute X investiere, welche feste jährliche Zahlung über N Jahre (bei einem WACC von r) ist wirtschaftlich gleichwertig? Dies ist einer der weniger bekannten Gründe, warum Wind- und Solarenergie in LCOE-Studien günstig erscheinen: Analysten kombinieren oft kurze Lebensdauern + einen optimistischen WACC + großzügige Nettoauslastungsfaktoren (Kombination aus Auslastung und natürlichen Kapazitätsfaktoren). Ändert man einen dieser Faktoren, verschlechtert sich die Wirtschaftlichkeit schnell.
- Der Nettoauslastungsgrad (NLF) entspricht dem natürlichen Kapazitätsfaktor multipliziert mit der Auslastung: realistische Nettoauslastungsgrade nach Berücksichtigung von Nachlaufeffekten und verschiedenen anderen Verlusten, um die netto erzeugten kWh zu ermitteln. Es handelt sich im Wesentlichen um den durchschnittlichen prozentualen Anteil der Zeit, in der das Kraftwerk kWh liefert, die ins Netz eingespeist werden können, für Deutschland
- WACC: gewichtete durchschnittliche Kapitalkosten. Eine sehr wichtige Kennzahl: Würde ich für Solarenergie einen niedrigen WACC von 2 % annehmen (wie es einige Studien tun), lägen die LCOE bei Solarenergie um 30 % niedriger.
- Kraftstoffkosten, Pachtkosten sowie Betriebs- und Wartungskosten sind selbsterklärend
- Die CO₂-Kosten werden auf der Grundlage des in Deutschland geltenden CO₂-Preises und der für Kohle und Gas erhobenen Strafabgaben geschätzt. Eine solche CO₂-Bepreisung ist, wie in meinem Artikel erläutert, unwissenschaftlich und wirtschaftlich schädlich Das Dilemma der CO2-Bepreisung
Abbildung 9: LCOE-Berechnung für Deutschland | Quelle – Google Sheet
Weitere Einzelheiten und Annahmen zu den zusätzlichen Systemkosten (nur für Wind und Solar) findest Du hier
- Kosten für Reservekapazitäten: Kosten für die Bereitstellung von festen Kapazitäten, die bei Bedarf zur Verfügung stehen. Wind- und Solarkraft benötigen regelbare Reservekapazitäten (Gas, Kohle, Wasserkraft usw.); auch wenn diese nur selten genutzt werden, müssen sie dennoch errichtet und gewartet werden. Typische Größenordnung: 10–40 €/MWh (auf Systemebene); je nach Durchdringungsgrad können die Kosten deutlich höher ausfallen. Diese Kosten steigen exponentiell an, je weniger die Reservekapazitäten genutzt werden. Hier ist ein kurzes, zweiminütiges Video über ein deutsches Gaskraftwerk, das nur wenige Tage im Jahr in Betrieb ist. Quelle | Ein Gaskraftwerk in Frührente | Extra 3 | NDR – Bayern. 2019
- Speicherkosten: Batterien (kurzfristig) oder saisonale Speicherung (langfristig); allein bei herkömmlichen Batterien: 20–80 €/MWh zusätzliche Systemkosten; die Kosten für Langzeitspeicher (LDES) sind weitaus höher (und werden oft aus gutem Grund außer Acht gelassen), meine Artikel zu Batterien und Hydrogen erklären hier mehr (BITTER VERLINKEN, auch in Englisch)
- Netzkosten: Kosten für Netzanbindung und -übertragung; Wind- und Solarenergie erfordern Fernübertragung (Nord → Süd) sowie den Ausbau der Verteilernetze; thermische Kraftwerke sind in der Regel bereits vollständig netzkonform; konservativ geschätzt zusätzliche Kosten von 10–30 €/MWh bei Anlagen mit hohem Wind- und Solaranteil. Hier ist noch viel Forschungsarbeit erforderlich.
Abbildung 10: Lars’ Stromkosten für Deutschland (EUR/MWh) | Quelle – Google Sheet
In „Lars’ Stromkosten für Deutschland 2026“ sind verschiedene Kosten nicht berücksichtigt; hier einige Beispiele
- Überkapazitäten: Wie bereits oben erwähnt, erreichen die Überkapazitäten bei Wind- und Solarenergie in Deutschland bereits sehr hohe Werte und werden weiter zunehmen.
- Einspeisebeschränkungen: Wind- und Solarstrom werden zunehmend gedrosselt; die tatsächlichen Kosten pro gelieferter MWh steigen bei höherem Marktanteil in der Regel um 5–20 €/MWh. Wir können konservativ davon ausgehen, dass dieser Faktor imMarktwertfaktor berücksichtigt ist, auch wenn ich bezweifle, dass die Gesamtkosten damit abgedeckt sind. Der wirtschaftliche Beitrag jedes zusätzlichen Solarmoduls oder jeder zusätzlichen Windkraftanlage nimmt kontinuierlich ab.
- Effizienzverlust: Dies gilt insbesondere, aber nicht ausschließlich für Gas; so liegt der Wirkungsgrad von 60 % beispielsweise nur bei optimaler Auslastung vor. Bei einer Auslastung von 20–30 % ist er deutlich geringer, sodass Brennstoffkosten von 60 €/MWh bei Einsatz als Regelkraftwerk zu niedrig angesetzt sind
- Die Realität der Finanzierung: Die Finanzierungskosten können bei Kernkraft höher und bei Wind- und Solarenergie niedriger ausfallen (was ebenfalls eine Form der indirekten Subvention darstellen würde). Ebenfalls nicht berücksichtigt sind Bauverzögerungen, insbesondere bei Gas- und Kernkraftwerken.
- Stilllegung und Entsorgung: Aufgrund der geringen Energiedichte und der kurzen Betriebsdauer von Wind- und Solarenergie sind die Kosten für deren Stilllegung und Entsorgung deutlich höher als bei Kohle, Gas oder Kernkraft. Auf das Thema Kohleasche gehe ich in meinem Artikel über Kohle ein hier.
- Lebenszykluskosten für die Umwelt aus Rohstoffgewinnung, Aufbereitung, Transport, Verarbeitung, Fertigung und dem erforderlichen Energieeinsatz (eROI-Komponente und MIPS – Material Input per Unit of Service). Auch der CO₂-Fußabdruck über den gesamten Lebenszyklus von Wind- und Solarenergie wird nicht berücksichtigt (siehe Mariutti 2025, [16])
Anhang 2: Weitere Erläuterungen und Definitionen
- VRE = Variable „erneuerbare Energien“ = Wind- und Solarenergie
- UNECE = Wirtschaftskommission der Vereinten Nationen für Europa
- OECD = Organization for Economic Cooperation and Development
FCOE: Ausführliche Erläuterung der Gesamtkosten für Strom (FCOE)
Schernikau et al. 2022 [9] beschreiben FCOE gemäß den Abbildungen 3 und 11 oben und erläutern dies im Folgenden
Anmerkung zu VALCOE: Die wertbereinigten Stromkosten der IEA [17]
Die IEA hatte bereits 2018/19 die sogenannte wertangepasste Stromgestehungskosten (VALCOE) eingeführt. Die VALCOE baut auf der LCOE-Kennzahl auf und berücksichtigt drei zusätzliche Wertfaktoren in Stromversorgungssystemen: (a) Energie, (b) Kapazität und (c) Flexibilität. Allerdings erfasst VALCOE immer noch nicht die Gesamtkosten, da es weder den Überbau noch die vollen Kosten für die Bereitstellung von nicht ausgelasteten Reserve- oder Speichersystemen berücksichtigt, ebenso wenig wie standortspezifische Netzintegrationskosten oder Beiträge zur Systemzuverlässigkeit, wie z. B. wesentliche Hilfsdienste. Auch Umweltkosten sind darin nicht enthalten.
Anmerkungen zu LACE: Levelized Avoided Cost of Electricity (aus UNECE [2], S. 15)
Die von der US-amerikanischen Energy Information Administration (EIA) entwickelten „Levelized Avoided Cost of Electricity“ (LACE) nähern sich der Wertbewertung aus einer anderen Perspektive (EIA, 2018). LACE schätzt die Kosten, die entstehen würden, wenn der durch ein neues Projekt erzeugte Strom durch alternative Quellen ersetzt werden müsste, und liefert damit einen Anhaltspunkt für dessen Marktwert.
Abbildung 11: Lars’ Stromprognose für Deutschland für das Jahr 2026 | Quelle: Schernikau et al. 2022
Da der LACE aufgrund von Unterschieden in der Ressourcenverfügbarkeit, den Brennstoffkosten und den Marktbedingungen je nach Standort variiert, eignet er sich gut für standortspezifische Bewertungen. Eine Erzeugungsanlage gilt im Allgemeinen als wirtschaftlich rentabel, wenn ihr LACE zu einem bestimmten Zeitpunkt und an einem bestimmten Ort ihre LCOE übersteigt, da dies darauf hindeutet, dass ihr Marktwert ihre Produktionskosten übersteigt. In der Praxis sind Investitionsentscheidungen jedoch komplexer als ein einfacher Vergleich von LCOE und LACE. Faktoren wie Netzanbindungskosten, regulatorische Anreize und langfristige Marktunsicherheiten beeinflussen die wirtschaftliche Machbarkeit. Dennoch liefert die Differenz zwischen LACE und LCOE einen nützlichen allgemeinen Indikator für die wirtschaftliche Attraktivität eines Kraftwerks.
Anmerkungen zu Lazards LCOE+ (aus UNECE [2], S. 16)
Lazard schlägt die „Levelized Cost of Firming Variability“ (LCOE, einschließlich Regulierungsmaßnahmen) vor, die die tatsächlichen Kosten für Regulierungsmaßnahmen in den jeweiligen analysierten Netzen berücksichtigt (Lazards LCOE+, 2025). Lazard bietet zwei Ansätze an, um „Regelungskosten“ hinzuzurechnen, damit die LCOE von Wind- und Solarenergie besser mit den LCOE von Regelkraftwerken vergleichbar sind. Im ersten Ansatz fügt Lazard einer Solaranlage Batteriespeicher hinzu (mit einer Lithium-Ionen-Batteriekonfiguration von 50 % der Kapazität der Solar-PV-Anlage und einer Dauer von 4 Stunden). Dieser Ansatz reicht jedoch bei weitem nicht aus, um die „gesicherte“ Solaranlage in Bezug auf die erbrachten Dienstleistungen mit beispielsweise einem gesicherten Gas- oder Kohlekraftwerk gleichzusetzen. Im zweiten Ansatz bezieht Lazard einen Teil der Kosten eines Erdgas-Spitzenlastkraftwerks in die LCOE von Wind- und Solarenergie ein, um die effektive Lasttragfähigkeit (ELCC) der Wind- oder Solaranlage auf 100 % zu bringen. Zwar ist diese Kombination wohl wesentlich sicherer als eine Solar- oder Windkraftanlage allein, würde aber dennoch nicht die gleichen Netzdienstleistungen erbringen wie ein zuverlässiges Kraftwerk (EPRI, 2025).
Anmerkungen zu LCOS: Durchschnittliche Speicherkosten
Definiert als die Gesamtkosten eines Speichersystems über dessen gesamte Lebensdauer, geteilt durch die während dieser Zeit insgesamt abgegebene Energie. LCOS beantwortet die Frage: Was kostet es pro MWh, Strom aufzunehmen, zu speichern und später wieder abzugeben? Es beantwortet NICHT die Frage: Was kostet der Speicher das gesamte Stromnetz?
LCOS berücksichtigt weder die Kosten der Netzbetreiber, die Reservekosten, die Infrastruktur für den Echtzeitausgleich, die Kosten für den überdimensionierten Ausbau der Erzeugungskapazitäten noch die Verluste durch Restdrosselung. Die tatsächlichen Systemkosten für die Speicherung können ein Vielfaches der LCOS betragen.