Stromgestehungskosten von Erneuerbaren sind kein guter Indikator für zukünftige Stromkosten –

Die Stromgestehungskosten (Levelized Cost of Electricity, LCOE) setzen die Kosten für die Errichtung und den Betrieb eines Kraftwerks ins Verhältnis zur Stromerzeugungsmenge über seine gesamte Lebensdauer. So können auf Anlagen- oder Technologiebasis die Kosten ermittelt werden, die durchschnittlich bei der Erzeugung einer Kilowattstunde (kWh) entstehen. In den vergangenen Jahren sind die LCOE der erneuerbaren Energien (EE) deutlich gesunken und die LCOE konventioneller Kraftwerke aufgrund steigender CO₂-Preise gestiegen (vgl. z. B. Fraunhofer ISE, 2021).

In der wirtschaftspolitischen Debatte wird angesichts dieser Entwicklung immer wieder argumentiert, dass die Stromkosten nicht auf dem aktuellen Niveau verharren, sondern mit zunehmendem Ausbau der erneuerbaren Energien sinken würden (vgl. z. B. Bauermann, 2023; Dullien et al., 2023). Aufbauend auf dieser Erwartung plädieren verschiedene Akteure dafür, durch eine temporäre Subvention des Strompreises die niedrigeren Preise schon jetzt zu etablieren und so die Wettbewerbsfähigkeit der energieintensiven Industrie in Deutschland zu stärken („Transformations­strompreis“). Aufgerufen wurden zuletzt 5 ct/kWh (SPD Bundestagsfraktion, 2023) bzw. 6 ct/kWh (BMWK, 2023). In der Debatte wird oft unterstellt, dass große Unternehmen zukünftig direkt von den niedrigen LCOE profitieren könnten, wenn sie von einem Wind- oder Solarpark versorgt würden. Diese LCOE können für einen Nachfrager aber nur dann erreicht werden, wenn die Stromnachfrage des Abnehmers genau an der Stromerzeugung aus Wind- oder PV-Anlagen ausgerichtet werden würde. Die Argumentation trägt hingegen nicht, wenn man die Kosten der Stromversorgung eines Abnehmers mit einem bestimmten Nachfrageprofil ermitteln möchte.

Das lässt sich einfach illustrieren: Will man die Versorgung eines Unternehmens oder die Befriedigung der Nachfrage einer Region (oder eines Landes) sicherstellen, so gilt es, die entsprechende Nachfrage zu decken. Dabei kann es sich (im Fall von einem durchgängig produzierenden Unternehmen) um eine über die Zeit weitgehend kontinuierliche Stromnachfrage handeln („Band“) oder um ein Lastprofil, das die Nachfrage der entsprechenden Verbraucher widerspiegelt. Vergleicht man die Produktion der Wind- oder Solaranlagen (die Grundlage einer LCOE-Berechnung ist) über die Zeit mit der Stromnachfrage, so ergeben sich Lücken in der Versorgung, die durch die Bereitstellung anderer (komplementärer) Technologien gedeckt werden müssen (vgl. Abbildung 1). Die Investitionskosten dieser Anlagen und ihres Betriebs müssen in die Berechnung der Kosten zur Befriedigung der Nachfrage eingehen. Die Befriedigung der Nachfrage muss also – korrekt berechnet – mit höheren Levelized Costs einhergehen, die wir im Folgenden als Levelized Cost of Load Coverage (LCOLC) ausweisen.

Abbildung 1
Lücken in der Stromversorgung

Um die Nachfrage zu befriedigen, muss die Versorgungslücke (hier grün dargestellt), also die Differenz zwischen der Nachfrage und der Produktion der erneuerbaren Energien, durch komplementäre Technologien gedeckt werden. Kurzfristig kommen Gaskraftwerke und Speicher infrage, langfristig können auch Wasserstoff-Kraftwerke zum Einsatz kommen.

Quelle: eigene Berechnungen.

Die mangelnde Eignung der LCOE zur Abschätzung der Stromkosten ist in der Literatur verschiedentlich adressiert worden. Verschiedene Autoren schlagen alternative Ansätze vor, um den bekannten Defiziten Rechnung zu tragen (vgl. etwa Joskow, 2011; Ueckerdt et al., 2013; Hirth et al., 2014; Reichelstein und Sahoo, 2015; Belderbos et al., 2017; Lai und McCulloch, 2017; Simpson et al., 2020; Shen et al., 2020); Loth et al., 2022). Ueckerdt et al. (2013) sowie Hirth et al. (2014) verweisen z. B. auf zusätzliche Kosten von erneuerbaren Energien für das System, darunter Ausgleichsenergie, Back-up-Kapazitäten, zusätzliche Netzkapazitäten sowie eine Reduzierung der Volllaststunden der konventionellen Kraftwerke. Unter Einbeziehung dieser Größen berechnen sie die „System-LCOE“, also die Kosten der Befriedigung der Nachfrage. Lai und McCulloch (2017) kombinieren LCOE und „Levelized Cost of Delivery“ (LCOD) für Systeme aus PV und Batteriespeichern. IEA und NEA (2020) berechnen „Value Adjusted Levelized Cost“ (VALCO), diese korrigieren die LCOE unterschiedlicher Technologien mit deren Flexibilitäts- und Kapazitätswert. Joskow (2011) weist zudem darauf hin, dass der ökonomische Wert des Stroms durch den Erlös am Markt bestimmt wird, das Konzept der LCOE aber nur die Kostenseite erfasst und somit die Strompreise möglicherweise unterschätzt.

Die Berechnungen in diesem Beitrag sind bewusst einfach gehalten und abstrahieren daher von Kostenkomponenten, die durch Netzgebühren, notwendige zusätzliche Netzkapazitäten, aufgrund von Nachfrage­unsicherheit notwendiger Back-up-Kapazitäten oder durch Margen im Stromhandel entstehen. Der Fokus liegt auf den Kosten zur Deckung einer vorhersehbaren Nachfrage, um so den Unterschied zwischen den oft diskutierten LCOE der erneuerbaren Energien und den LCOLC zur Deckung der Nachfrage zu verdeutlichen. Durch den Vergleich verschiedener Szenarien wird die Attraktivität und der Einsatzbereich verschiedener komplementärer Technologien, wie Stromspeicher, Gas- und Wasserstoffkraftwerke, besonders gut deutlich. Die mögliche Flexibilisierung der Nachfrage mit dem Ziel, das Lastprofil der Produktion der erneuerbaren Energien stärker anzupassen, wird hier nicht betrachtet. Allerdings ist aufgrund der substanziellen Flexibilisierungskosten (vgl. z. B. Ambrosius et al., 2018) nicht zu erwarten, dass eine solche Flexibilisierung die hier resultierenden Ergebnisse fundamental beeinträchtigt.

Berechnung von LCOE und LCOLC

LCOE werden berechnet, indem man den Nettobarwert der Summe der Annuitäten von Kapitalkosten, fixen und variablen Betriebskosten sowie gegebenenfalls Brennstoffkosten und Kosten für Emissionsrechte durch die Stromerzeugung der Anlage im Laufe eines Jahres dividiert.

LCOE = $\frac{\mathrm{Nettobarwert\; jährlicher\; Kosten\; (}{X}_{\mathrm{LCOE}},Q_{\mathrm{LCOE}})}{\mathrm{jährliche\; Stromerzeugung}{\mathrm{(Q}}_{\mathrm{LCOE}})}$ [€ct / kWh] (1)

Es wird hierbei von einer fest vorgegebenen Anlagengröße X_LCOE ausgegangen (bei EE typischerweise 1 kW peak), die resultierende Stromerzeugung Q_LCOE  ergibt sich bei der Berechnung von LCOE für EE als die mit der Anlage technisch produzierbare Menge im Jahresverlauf (Fraunhofer ISE, 2021, 14). Bei konventionellen Kraftwerken wird hingegen zumeist eine Zahl an Volllaststunden unterstellt, die für das zu berechnende Szenario als plausibel erachtet werden (Fraunhofer ISE, 2021, 15). LCOE können durch das direkte Aufsummieren entstehender Kosten und resultierender Produktionsmengen im Jahresverlauf bestimmt werden. Die Lösung eines Optimierungsproblems ist nicht notwendig.

Im Gegensatz hierzu geht die Berechnung der LCOLC von einer zu befriedigenden Nachfrage aus, die gedeckt werden muss (vgl. „Band“ bzw. „Profil“ in Abbildung 1). Für verschiedene zur Verfügung stehende Technologie­optionen werden die Kapazitäten der Anlagen, X_LCOLC , und Produktionsmengen der verschiedenen Anlagen, Q_LCOLC , kostenminimal so bestimmt, dass genau die Deckung des vorgegebenen Lastprofils erreicht wird. Die Bestimmung optimaler Kapazitäts- und Produktionsmengen erfolgt somit durch die Lösung eines Optimierungsproblems. Die LCOLC werden dann aus den kostenminimalen Kapazitäten und Produktionsmengen, wie folgt, berechnet:

LCOLC = $\frac{\mathrm{Nettobarwert\; jährlicher\; Kosten\; (}{X}_{\mathrm{LCOLC}},Q_{\mathrm{LCOLC}})}{\mathrm{jährliche\; Stromerzeugung}{\mathrm{(Q}}_{\mathrm{LCOLC}})}$ [€ct / kWh] (2)

Szenarien

In einem ersten Schritt werden die LCOE von Windkraftanlangen an Land (Wind _LCOE ) und PV-Freiflächenanlagen (PV _LCOE) als Vergleichsszenarien berechnet. In einem weiteren Schritt werden die LCOLC für verschiedene verfügbare Technologieoptionen und für jeweils zwei Nachfrageszenarien ermittelt: Eine über die Zeit konstante Stromnachfrage („Band“) sowie ein typisches Nachfrageprofil („Profil“). Die Technologieoptionen zur Befriedigung der Nachfrage bestehen aus erneuerbaren Energien – nur Wind (W), nur Photovoltaik (PV) oder beide Technologien (W&PV) – kombiniert mit entweder nur Batteriespeichern (S) oder Batteriespeichern und Gaskraftwerken (S&G). In den Szenarien für das Jahr 2040 kommt Wasserstoff (H2) als Option für die Deckung der Versorgungslücken hinzu. In allen Szenarien berechnen wir die jeweils kostenminimalen Kapazitäten und Produktionsmengen der im jeweiligen Szenario erlaubten Technologieoptionen. Die Szenarien sind in Tabelle 1 zusammengefasst.

Tabelle 1
Betrachtete Szenarien

Quelle: eigene Darstellung.

Tabelle 2
Parameter für das Jahr 2021

Quelle: Fraunhofer ISE (2021).

Tabelle 3
Parameter für das Jahr 2040

Quelle: Parameter für Wind, PV, Batteriespeicher und Gas GuD angelehnt an Szenarien aus Fraunhofer ISE (2021), PEM, H2 Speicher, H2 GuD (Turbinen): Osorio et al. (2023), https://h2.pik-potsdam.de/H2Dash/ und EWI (2024).

Für das Jahr 2040 berücksichtigen wir, hinausgehend über Fraunhofer ISE (2021), die Verwendung von Stromspeicherung über Wasserstoff. Werte für PEM-Elektrolyseure stammen von Osorio et al. (2023), der Wirkungsgrad der Elektrolyseure wird der am Potsdam Institut für Klimafolgenforschung erstellten Datenbank für Elektrolyseure entnommen (PIK, 2024). Für die Wasserstoffspeicher wird EWI (2024) herangezogen. Hier ergeben sich quasi deckungsgleiche Werte wie bei ENTSOG und ENTSO-E (2022). Für die wasserstofffähigen Turbinenkraftwerke werden wiederum Werte von Osorio et al. (2023) verwendet. Abschließend enthält Tabelle 4 für beide Betrachtungszeitpunkte die Brennstoffkosten (Erdgas) sowie die Kosten für Emissionszertifikate, die für den Betrieb der Gaskraftwerke benötigt werden (Fraunhofer ISE, 2021).

Den Berechnungen liegen stündliche Profile der Produktion von Wind-Onshore und PV-Freiflächenanlagen zugrunde (Pfenninger und Staffell, 2016; Staffell und Pfenninger, 2016, www.renewables.ninja). Diese werden skaliert, um die in Fraunhofer ISE (2021) verwendeten durchschnittlichen Volllaststunden zu erhalten: Wind-Onshore jährlich 2.500 Volllaststunden und PV-Freiflächenanlagen jährlich 1.107 Stunden. Wir verwenden alternativ die Wind- und PV-Profile aus ENTSOG und ENTSO-E (2022).

Wir betrachten in unseren Berechnungen eine Nachfrage von insgesamt 8.760 kWh innerhalb eines Jahres. Für die kontinuierliche Nachfrage (Band) bedeutet das eine stündliche Nachfrage von 1 kWh. Bei dem betrachteten Lastprofil verteilt sich dieselbe jährliche Nachfrage unterschiedlich auf vier Jahreszeiten (Winter, Sommer, zwei identische Übergangszeiten) mit jeweils drei verschiedenen Typtagen (Werktage, Samstag, Sonntag). Der resultierende Lastgang entspricht den Annahmen in BDEW (2017). Zur Kalibrierung wird die in BDEW (2017) zur Verfügung gestellte typische Lastkurve für Haushalte auf Stundenwerte gemittelt und auf einen Gesamtverbrauch von 8.760 kWh skaliert. Um die Ergebnisse auf die Größe eines bestimmten Stromsystems zu skalieren, beispielsweise eines Landes oder eines Großverbrauchers, können die Kapazitäten mit einem entsprechenden Faktor multipliziert werden, sodass die betrachtete gesamte Energiemenge berechnet wird.

Ergebnisse

Im Folgenden werden die LCOE für Wind und PV sowie die LCOLC für die verschiedenen Technologieszenarien präsentiert. Die Szenarien W_LCOE und PV_LCOE , bei denen kein bestimmtes Verbrauchsprofil gefordert wird, erlauben es, als Benchmark die Ergebnisse einer traditionellen LCOE-Berechnung für die Technologien Wind an Land und PV-Freiflächenanlagen zu bestimmen. In den übrigen Szenarien werden die minimalen durchschnittlichen Kosten pro kWh ermittelt, die bei der Deckung der jeweiligen Nachfrage mit unterschiedlichen Technologie-Kombinationen entstehen. Dabei wird auch ermittelt, welche Kapazitäten der jeweils zugelassenen Technologien im Kostenminimum installiert werden müssen. Zu beachten ist, dass die tatsächlichen Kosten zur Deckung der Nachfrage höher sein können als die LCOLC, falls aufgrund bestimmter Vorgaben (z. B. Mindestkapazitäten der EE) die installierten Kapazitäten von der kostenminimalen Lösung abweichen.

Tabelle 5 zeigt die Ergebnisse für das Jahr 2021. Für Wind und PV ergeben sich LCOE von 5,49 ct/kWh beziehungsweise 4,07 ct/kWh (W_LCOE , PV_LCOE). Dies deckt sich aufgrund der ähnlichen Parametrisierung mit den Ergebnissen aus Fraunhofer ISE (2021) für große PV-Anlagen und Wind an Land. Die Kosten, um eine gegebene Nachfrage zu decken (LCOLC), fallen (teils deutlich) höher aus und sind je nach den zur Verfügung stehenden Technologie­optionen zudem sehr unterschiedlich.

Aufgrund der heute noch hohen Kosten von Batteriespeichern und der Notwendigkeit der Installation großer Kapazitäten ergeben sich LCOLC von über 32,76 ct/kWh, sofern nur Batteriespeicher für die Abdeckung der Versorgungslücken zur Verfügung stehen (W_S ^Band , PV_S ^Band , W&PV_S ^Band , W&PV_S ^Profil ). Auffällig ist, dass im Vergleich mit den anderen Szenarien enorme EE- wie auch Speicher-Kapazitäten benötigt werden, um die Nachfrage zu befriedigen. Diese Szenarien sind natürlich nicht geeignet, um über das Energiesystem eines ganzen Landes nachzudenken. Sie zeigen aber eindrücklich, dass Insellösungen, die nur auf EE und Batteriespeichern basieren, enorm von einem Netzanschluss und dem Zugriff auf andere Optionen profitieren können. Der Vergleich unserer Ergebnisse mit Fraunhofer ISE (2021) zeigt auch, dass eine Berücksichtigung des Flexibilisierungsbedarfs von EE durch das Hinzurechnen der Investitions­kosten von Stromspeichern fest vorgegebener Größe in einer ansonsten klassischen Berechnung der LCOE zu Missverständnissen führen kann. Derartige Berechnungen suggerieren möglicherweise eine Bereitstellung ausreichend flexibler Lastdeckung durch Batteriespeicher zu geringen zusätzlichen Kosten. Diese ist im Endeffekt aber so nicht gegeben, wie unser detaillierter Berechnungsansatz der LCOLC zeigt.

Wenn GuD als Technologieoption zur Verfügung stehen, dann werden diese genutzt, um die Versorgungslücke zu schließen (W _S&G ^Band , W _S&G ^Profil , PV _S&G ^Profil , PV _S&G ^Band , W&PV _S&G ^Profil , W&PV _S&G ^Band ). Batteriespeicher spielen bei Verfügbarkeit von GuD-Kraftwerken keine oder lediglich eine sehr geringe Rolle. Die installierte Leistung der Gaskraftwerke wird in der zur Deckung der Nachfrage kostenminimalen Lösung so gewählt, dass die Spitzenlast vollständig oder fast vollständig gedeckt werden kann. Letztere beträgt bei einer jährlichen Gesamtnachfrage von 8.760 kWh in den „Band“-Szenarien 1 kW und in den „Profil“-Szenarien 1,83 kW.

Tabelle 6 enthält die Berechnungen mit Parametrisierung für 2040. Die LCOE für Wind und PV sind niedriger, wobei die LCOE für PV zwischen 2021 und 2040 besonders deutlich absinken, auf 2,59 ct/kWh (PV_LCOE). Dies hängt damit zusammen, dass die erwartete Kostendegression bei Solarmodulen technologiebedingt deutlich stärker ist (vgl. z. B. Tsiropoulos et al., 2018; Wirth, 2024). Die Kosten, um eine gegebene Nachfrage zu decken (LCOLC) fallen auch 2040 (teils deutlich) höher aus als die LCOE von EE und sind je nach den zur Verfügung stehenden Technologieoptionen sehr unterschiedlich. Obwohl die für 2040 angenommenen CAPEX von Batteriespeichern deutlich niedriger sind als für das Jahr 2021, ergeben sich weiterhin hohe Kosten von über 21,70 ct/kWh, sofern die Versorgungslücken ausschließlich mit Batteriespeichern gedeckt werden können (W _S ^Band , PV_S ^Band , W&PV _S ^Band , W&PV _S ^Profil in Tabelle 6). Die Kosten sinken gegenüber den LCOLC-Werten für das Jahr 2021 nicht stärker, da zur Abdeckung einer gegebenen Nachfrage (Band oder Profil) unverändert enorme Kapazitäten sowohl an EE als auch an Speichern notwendig wären.

Eine Deckung der Versorgungslücke mit Gas- und Dampfturbinenkraftwerken würde trotz niedrigerer Gaspreise aufgrund der hohen CO₂-Preise zu relativ hohen LCOLC führen (W _S&G ^Profil, W _S&G ^Band , PV _S&G ^Profil, PV _S&G ^Band , W&PV _S&G ^Profil , W&PV _S&G ^Band in Tabelle 6). Die für das Jahr 2040 berechneten LCOLC liegen dabei aufgrund der hohen CO₂-Preise sogar (teils deutlich) über den Werten für das Jahr 2021. Mit Erdgas betriebene Kraftwerke wären aufgrund der Klimaziele im Jahr 2040 ohnehin keine realistische Technologieoption mehr. Wir betrachten daher zusätzlich Wasserstofferzeugung, -speicherung und -verstromung als Technologieoption zur Deckung der Versorgungslücken. Die Parametrisierung basiert dabei auf mittleren Werten für das 2040 erwartete Kostenspektrum. Auch eine ungünstigere Parametrisierung (Multiplikation der OPEX-Werte mit 1,5) ergibt nur 0,2 bis 0,6 ct/kWh höhere Werte.

Die niedrigsten Kosten zur Deckung einer gegebenen Nachfrage im Jahr 2040 ergeben sich, wenn die Erzeugung von Wasserstoff, seine Speicherung und Verstromung als Technologieoption zur Deckung der Versorgungslücke zur Verfügung steht (W&PV _S&G&H2 ^Profil , W&PV _S&G&H2 ^Band , W&PV _S&H2 ^Profil , W&PV _S&H2 ^Band in Tabelle 6). In den Szenarien kommen – anders als im Jahr 2021 – in signifikantem Umfang auch Batteriespeicher zum Einsatz. Dies dürfte an den im Jahr 2040 deutlich gesunkenen Kosten der Batteriespeicher liegen. Sofern konventionelle Gaskraftwerke als Technologieoption zur Verfügung stehen, werden diese in gewissem Umfang eingesetzt. Allerdings sind die LCOLC nur sehr geringfügig höher, wenn mit Erdgas betriebene Kraftwerke nicht zur Verfügung stehen. Anzumerken ist in diesem Zusammenhang, dass erhebliche Anstrengungen notwendig sind, um die für die Wasserstoff-Technologieoption notwendigen Komponenten verfügbar zu machen. Dabei geht es zum einen um wasserstofffähige Gaskraftwerke, zum anderen aber auch um die Elektrolyse- und Speicherkapazitäten. Denkt man an das gesamte Energiesystem, so ist davon auszugehen, dass nicht nur – wie hier stark vereinfachend unterstellt – Wasserstoff produziert, gespeichert und wieder verstromt wird. Es ist vielmehr zu erwarten, dass der größere Teil des Wasserstoffs importiert, teilweise zwischengespeichert und verstromt wird (Runge et al., 2023; NWR, 2024). Die Kosten der hierfür notwendigen Netzkapazitäten sind – ebenso wie die Netzkapazitäten (und Netzgebühren) für Strom und Gas, hier nicht berücksichtigt. Der Grund dafür ist, dass wir uns auf die unmittelbaren Kosten zur Befriedigung einer Stromnachfrage analog zu dem Konzept der LCOE fokussieren, womit diese Kosten definitiv stark unterschätzt werden. Bei Berücksichtigung weiterer Kostenkomponenten würde in diesem Sinne noch deutlicher, dass die herkömmlichen LCOE ungeeignet sind zur Abschätzung der Kosten der Stromversorgung.

In den Szenarien wird in beiden betrachteten Jahren, 2021 und 2040, ein Teil der Produktion der EE abgeregelt und somit nicht verwendet. In den Szenarien mit allen komplementären Technologieoptionen (Speicher und Gas) ist die Abregelung mit 2,67 % (W&PV _S&G ^Band) zum Teil niedrig, meist aber nahe bei aber unter 10 % der EE-Erzeugung. Stehen nur Speicher zur Deckung der Versorgungslücken zur Verfügung, so werden 2021 über 72 % des EE-Stroms abgeregelt (2040: über 66 %). Dies zeigt erneut, dass ein nur auf EE und Batteriespeichern basierendes System nicht zielführend wäre, auch im Jahr 2040 nicht.

Fazit

Es zeigt sich, dass die LCOLC in allen hier dargestellten Szenarien deutlich oberhalb der typischerweise diskutierten LCOE einzelner Technologien liegen. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die üblichen LCOE-Berechnungen die Kosten nicht berücksichtigen, die komplementär zu den erneuerbaren Energien aufgebracht werden müssen, um eine gegebene Stromnachfrage zu befriedigen. Die Berechnungen spiegeln wider, dass die Stromkosten (hier: ohne Netze) auch in Zukunft nicht so deutlich absinken werden, wie es eine Betrachtung der LCOE auf den ersten Blick suggeriert. Statt 4,07 ct/kWh, die sich bei einer reinen Berechnung der LCOE etwa für PV ergeben, fallen in den Berechnungen für das Jahr 2021 durchschnittliche Kosten von über 6,49 ct/kWh zur Befriedigung der Stromnachfrage an. In Berechnungen für das Jahr 2040 ergeben sich zwar LCOE für PV von nur 2,59 ct/kWh. Berücksichtigt man aber wiederum, dass eine Nachfrage befriedigt werden muss, so entstehen in einem klimaneutralen Stromerzeugungssystem Kosten von mindestens 7,68 ct/kWh. Dabei sind Margen am Strommarkt, Netz- und Konzessionsabgaben sowie Steuern noch nicht berücksichtigt.

Die Stromkosten dürften also nicht – wie erhofft – mit dem Ausbau der EE deutlich sinken. Die substanziellen Kosten, die durch die Deckung der Versorgungslücken entstehen, können zwar durch politische Entscheidungen verschleiert werden – z. B., wenn man einen großen Teil der notwendigen Gas- und Wasserstoffkraftwerke staatlich fördert, sie außerhalb des Marktes betreibt oder Netzgebühren erlässt. Die Kosten verschwinden dadurch aber nicht, sondern müssen von den Bürgerinnen und Bürgern entweder als Stromkunden oder (wenn sie nicht auf den Strompreis umgelegt werden) über heutige oder zukünftige Steuern getragen werden.

Gegen unsere vereinfachte Betrachtung kann eingewendet werden, dass Flexibilisierung der Nachfrage weitere Möglichkeiten eröffnet, die LCOLC zu reduzieren. Die Flexibilisierung der Nachfrage geht jedoch ebenfalls mit Kosten einher, da etwa Speicher für Zwischenprodukte in der industriellen Produktion installiert werden müssten und auch höhere Produktionskosten aufgrund von längeren Stillstandzeiten und flexiblen Laufzeiten der Anlagen entstehen. Die Flexibilisierung der Nachfrage dürfte daher nur in begrenztem Ausmaß stattfinden und wird die Lastkurve nicht vollumfänglich an die Erzeugungsmuster anpassen können (siehe z. B. Ambrosius et al., 2018).

Unsere Analyse zeigt somit, dass eine Abschätzung zukünftiger Stromkosten auf der Basis von LCOE ein falsches Bild ergibt. Berechnet man die LCOLC, die sich bei der Befriedigung einer Nachfrage tatsächlich ergeben, so resultieren deutlich höhere Werte als die LCOE von EE. Wir haben in diesem kurzen Papier bewusst kein komplexes Energiesystem­modell verwendet, um die Gefahr einer Fehlinterpretation der herkömmlich berechneten LCOE besonders anschaulich und nachvollziehbar zu illustrieren. Die Erkenntnis aus unseren Berechnungen zusammen mit der Einsicht, dass es weitere Optimierungspotenziale (etwa durch die Flexibilisierung der Nachfrage, Sektorenkopplung oder europäische Integration) aber auch weitere Kostenfaktoren (etwa durch Abweichen von dem kostenminimalen Kraftwerksmix, zusätzliche Netzausbaukosten und Back-up-Kraftwerke) gibt, zeigt, dass die LCOE von EE die für die Stromversorgung tatsächlich entstehenden Kosten nicht vollständig abbilden und daher nicht geeignet sind, um Schlussfolgerungen über zukünftige Stromkosten zu ziehen.

Zuletzt sei angemerkt, dass selbst bei Berücksichtigung aller Kosten der Stromerzeugung nicht unmittelbar von den LCOLC auf die resultierenden Strompreise geschlossen werden kann. Durchschnittliche Strompreise, die sich am Markt ergeben, können niedriger als die LCOLC sein, z. B. wenn der Staat einen Teil der Stromerzeugung subventioniert und so einen Teil der Stromkosten über heutige oder zukünftige Steuereinnahmen finanziert. Sie können aber auch höher als die LCOLC ausfallen, etwa bei einem ineffizienten Erzeugungsmix oder aufgrund von Margen, die Unternehmen am Strommarkt realisieren. In jedem Fall ist es aber so, dass die zur Befriedigung der Nachfrage entstehenden Kosten (LCOLC) letztendlich von Unternehmen sowie Verbraucherinnen und Verbrauchern getragen werden müssen, entweder über den Strompreis, oder über Abgaben, Umlagen bzw. heutige oder zukünftige Steuern. Von daher eignet sich die Berechnung der LCOLC, um über die (zukünftigen) Belastungen und ihre Verteilung auf die verschiedenen Akteure nachzudenken.

Literatur

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