Wie unser Strom günstiger werden könnte

Nicht mal die Hälfte des Strompreises war 2024 herstellungsbedingt. Der Rest: Netzentgelt, Steuern, Abgaben, Umlagen. Union und SPD wollen die Stromsteuer um zwei Cent pro Kilowattstunde senken, das Netzentgelt um drei Cent – und so den Strompreis dauerhaft um fünf Cent. © Bundesnetzagentur/MM

Wind und Sonne sind nicht immer verfügbar. Das beeinflusst den Strompreis. Hier eine Anlage in Mittelfranken. © imago

München – Ein kompletter Stromausfall ist in Deutschland unwahrscheinlich. Denn das Netz ist gut abgesichert, Ausfälle einzelner Komponenten würden „automatisch und sofort“ durch andere Komponenten ausgeglichen, erklärt Richard Eckerle von der Universität der Bundeswehr in München. Dafür hat Deutschland ein anderes Problem: hohe Strompreise.

Hauptpreistreiber ist das Erdgas. Aktuell kostet es etwa doppelt so viel wie vor dem Angriff auf die Ukraine. „Deutschland musste das relativ günstige russische Pipelinegas durch teureres Flüssiggas ersetzen“, erklärt Tobias Federico, Analyst bei Montel Analytics. Dazu verteuert der europäische CO2-Preis fossile Energie. Liefern Wind und Sonne Strom, sinken die Preise zwar meist. Bei hoher Nachfrage braucht man aber die Gaskraftwerke. Und die, sagt Federico, bestimmen maßgeblich den Preis. „Für Gas werden Weltmarktpreise bezahlt, auch für Steinkohle.“ Beim Atomstrom liegen die Kosten bei Neubauprojekten sogar klar über den deutschen Marktpreisen. Brüssel könnte den CO2-Preis senken, aber: „Der CO2-Preis ist marktwirtschaftlich und preisbasiert und deshalb das kosteneffizienteste Vehikel, um die Wirtschaft zu dekarbonisieren“, warnt Bernd Weber vom Beratungshaus Epico. Wie also lassen sich die hohen Marktpreise senken?

■ EEG-Förderung

Wind- und Solaranlagenbetreiber kassieren einen Garantiepreis pro eingespeister Kilowattstunde. Liegt der Marktpreis darunter, zahlt der Staat die Differenz. Problem: „Die Anlagen speisen meist gleichzeitig ein und kannibalisieren so ihre Erlöse“, sagt Federico. Zu viel Einspeisung drückt die Preise, der Staat muss mehr zuzahlen. Dass immer mehr Erneuerbare ins Netz drängen, verstärkt den Effekt, es können sogar negative Strompreise entstehen. Der Staat muss dann den Garantiepreis zuzüglich Negativpreis erstatten. „Fast ein Drittel des Solarstroms wird in Stunden mit negativen Marktpreisen eingespeist“, sagt Energieökonom Andreas Löschel. Gut für den Verbraucher, aber: „Wir sollten uns überlegen, ob wir das fördern wollen.“ 2024 kostete die EEG-Förderung rund 20 Milliarden Euro. Zumindest für Neuanlagen beschloss die Ampel ein Gesetz, das die Förderung bei Negativpreisen einstellt.

Künftig soll die EEG-Förderung laut EU über zweiseitige Differenzverträge laufen. Die Betreiber müssen dann Gewinne aus Marktpreisen oberhalb der Mindestvergütung an den Staat abtreten. Bisher dürfen sie diese behalten. Bedeutet aber auch: Wann jemand einspeist, kann ihm dann egal sein. Bernd Weber ist für einen anderen Weg: eine fixe einmalige Förderung pro Projekt statt pro Kilowattstunde. Das würde den Anreiz stark fördern, Strom ins Netz zu bringen, wenn er gebraucht wird und die Marktpreise höher sind.

Dass oft zu viel Strom auf einmal kommt, liege aber auch an der schlechten räumlichen Verteilung, erklärt Löschel. Jeder könne eine PV-Anlage bauen, wo er möchte. „Sinnvoller wäre ein Marktmechanismus, der zeigt, wo mehr Erzeugungskapazität gebraucht wird und wo weniger.“ Der Wissenschaftler schlägt vor, Deutschland in Strompreiszonen zu unterteilen. „Das wäre schlüssig.“

■ Flexibilität

Sobald nicht mehr Kohle und Gas den Marktpreis bestimmen, sinken die Preise spürbar. Für Weber ist deshalb klar, dass nicht nur das Angebot gesteuert werden muss, sondern auch die Nachfrage. „Der Verbrauch muss auf die Phasen verlagert werden, wo Wind und Sonne nicht nur den Bedarf decken, sondern auch darüber hinaus produzieren können.“ Die Überschüsse könnten gespeichert werden. Viele Eigentümer von PV-Anlagen nutzen das Konzept schon für sich: Die Spülmaschine läuft, wenn die Sonne aufs Dach scheint. Weber sieht großes Potenzial: „Europa könnte ab 2030 jedes Jahr 300 Milliarden Euro an wirtschaftlichen Vorteilen erzielen“, würden E-Autos, Gebäude und Industrie ihren Verbrauch besser nach dem Stromangebot richten. Um die Preissignale vom Strommarkt zu empfangen, bräuchten die Haushalte aber digitale Stromzähler. In Deutschland gebe es die noch kaum. „Da müssen wir uns bei unseren Nachbarn günstigere und pragmatischere Lösungen abschauen.“

■ Batteriespeicher

Private Betreiber wollen – ohne Subventionen – mehr als 160 Gigawatt (GW) Batteriespeicherleistung entwickeln, etwa die Leistung von 100 großen AKW. Weil die Spitzennachfrage bei 80 GW liege, würden wohl nicht alle gebaut, sagt Federico. Speicher seien zwar gut, „weil sie Energie aus Phasen des Überschusses in Phasen des Mangels bringen“ und so die Systemstabilität erhöhen. „Die Strompreise wird das unterm Strich aber nicht senken.“ Es werde aber wahrscheinlich der Steuerzahler entlastet, „weil die Betreiber weniger Fördermittel brauchen“.

■ Reservekraftwerke

„Phasen, in denen Wind und Sonne nicht liefern, wären ein tolles Geschäftsmodell für die Betreiber von flexiblen Kraftwerken“, sagt Löschel. „Denn sie könnten ihren Strom an den wenigen Stunden, in denen sie gebraucht werden, sehr teuer verkaufen.“ Aktuell hätten Investoren aber keine Lust dazu, weil die Politik bei hohen Preisspitzen in den Markt eingegriffen habe. Union und SPD wollen bis zu 20 Gigawatt Gaskraftwerksleistung ausschreiben. Löschel rät zur Vorsicht: „Wir kommen bei der Elektrifizierung deutlich schlechter voran als geplant. Dazu kommt zunehmend andere Flexibilität in den Markt.“ Man bereue es sicher nicht, fünf bis zehn Gigawatt Gaskraft zu bauen. Danach solle man auf Sicht fahren und „technologieoffen“ die Energieversorgung absichern.

■ Netzentgelte

Ein großer Kostentreiber sind die Netzentgelte. Für die Investition in neue Netzkilometer werden die Betreiber entlohnt – unabhängig von der Auslastung. Die Netzentgelte sind seit 2015 um rund 50 Prozent gestiegen. Den Zinssatz legt die Bundesnetzagentur fest. Sie gehört zum Wirtschaftsministerium, ist aber unabhängig. Die Verbraucher hier zu entlasten, geht also wohl nur über staatliche Subventionen.

Löschel rät zum Maßhalten: „Wir müssen das Netz nicht für jede Solarspitze ausbauen.“ Ein großer Kostenhebel wäre es, Wind- und Solarparks geballt an bestehenden Netzanschlüssen zu bauen, als ständig neue Netzkilometer zu schaffen, die Entgelt kassieren. „1000 Windräder könnten wir so ins Bayernwerk-Netz einbinden, nahezu ohne Netzausbaubedarf“, bestätigt Bayernwerk-Chef Egon Westphal. Das entspricht dem gesamten Windkraft-Ziel der bayerischen Staatsregierung bis 2030. Weil die Energieträger selten gleichzeitig liefern, ginge kaum Strom verloren – laut Westphal nur 1,5 Prozent Windstrom und 3,5 Prozent Solarstrom, wenn die Netze mal wegen Überlastung abgeregelt werden müssen.

Bei den großen Stromautobahnen rät Löschel zum Sichtflug: Die neuen Leitungen zwischen Nord- und Süddeutschland brauche man. Dann müsse man aber sehen, was ab dem Jahr 2035 noch wirklich nötig sei. Freileitungen statt Erdkabel zu bauen, spare 20 Milliarden Euro. Und: „Bei der Offshore-Windkraft sind mit 70 Gigawatt so viele Windräder geplant, dass sie einander den Wind wegnehmen. Mit weniger Windrädern könnten die gleichen Strommengen erzeugt und Investitionen und Leitungen „für 20 bis 40 Milliarden Euro“ gespart werden.

Auch bei den Netzentgelten könnte flexibler Verbrauch die Kosten senken. Nutzen die Verbraucher etwa mittags allen Solarstrom, müssen lokale Überschüsse nicht abtransportiert werden. Überschüsse sind teuer: Müssen die Netzbetreiber Wind- und Solaranlagen abregeln, werden die Betreiber entschädigt – und die Kosten auf die Netzentgelte umgelegt. 2024 kosteten alle Netzeingriffe 2,4 Milliarden Euro.