Was Strom wirklich kostet – und warum die Antwort komplizierter ist als gedacht

Wer wissen will, was eine Kilowattstunde Strom kostet, bekommt je nach Gesprächspartner sehr unterschiedliche Antworten. Die Industrie nennt Preisziele, Politiker skizzieren Zielkorridore, und Anlagenbetreiber rechnen mit Gestehungskosten. Das Problem: Alle haben irgendwie Recht – und reden trotzdem aneinander vorbei. Der Energieökonom Lion Hirth hat in einem kurzen Erklärpapier versucht, Ordnung in diese Debatte zu bringen. Das Ergebnis ist nüchtern und erhellend zugleich.

Schritt eins: Was kostet die Erzeugung?

Der erste Ansatz, den fast jeder kennt, ist der LCOE – der Levelized Cost of Electricity, auf Deutsch etwa: die Gestehungskosten. Er fasst alle Kosten einer Anlage über ihre gesamte Lebensdauer zusammen und teilt sie durch die erzeugte Strommenge. Das Ergebnis ist eine einheitliche Zahl in Euro pro Megawattstunde, die Technologien vergleichbar machen soll.

Für Deutschland ergeben sich nach Hirth grob folgende Werte: Eine große Freiflächensolaranlage kommt auf rund 56 Euro pro Megawattstunde, eine Onshore-Windanlage auf etwa 77 Euro. Ein neues Gaskraftwerk liegt bei rund 139 Euro, ein neues Kernkraftwerk – auf Basis der aktuellen Kostenschätzungen für Hinkley Point C – sogar bei etwa 141 Euro. Kleine Dachanlagen sind wegen der deutlich höheren Installationskosten pro Kilowatt noch einmal erheblich teurer als Freiflächensolar.

Soweit, so vertraut. Aber der LCOE hat eine strukturelle Schwäche: Er sagt nichts darüber aus, wann eine Anlage Strom produziert – und das ist an einem Markt mit schwankenden Preisen entscheidend.

Schritt zwei: Wann wird der Strom erzeugt?

Wind- und Solaranlagen speisen dann ins Netz, wenn der Wind weht oder die Sonne scheint. Beides sind Zeitpunkte, an denen typischerweise viel Angebot auf den Markt trifft – und der Preis entsprechend sinkt. Ein Gaskraftwerk hingegen läuft bevorzugt dann, wenn die Nachfrage hoch und das Angebot knapp ist, also genau dann, wenn die Preise steigen. Dieser Unterschied schlägt sich in der sogenannten Capture Rate nieder: dem Verhältnis zwischen dem tatsächlich erzielten Durchschnittspreis einer Technologie und dem allgemeinen Börsendurchschnittspreis.

Für Onshore-Wind liegt diese Rate in Deutschland aktuell bei etwa 80 Prozent – die Anlage erzielt also im Schnitt 20 Prozent weniger als den Marktdurchschnitt. Bei Solar ist der Abschlag noch deutlicher: Die Capture Rate liegt bei rund 50 Prozent. Hintergrund ist das bekannte Phänomen des „Solar Noon” – in den Mittagsstunden mit starker Sonneneinstrahlung ist das Angebot so hoch, dass die Preise regelmäßig einbrechen, manchmal sogar ins Negative fallen. Gaskraftwerke hingegen erzielen einen Aufschlag von rund 30 Prozent gegenüber dem Basisdurchschnitt.

Was das für die Wettbewerbsfähigkeit bedeutet, zeigt der Blick auf die capture-rate-korrigierten Gestehungskosten: Der scheinbar günstige LCOE von 56 Euro pro Megawattstunde für eine Freiflächensolaranlage verwandelt sich, sobald man den Marktwertabschlag einrechnet, in effektive Systemkosten von rund 113 Euro. Onshore-Wind schneidet mit korrigierten Kosten von etwa 96 Euro besser ab. Gas und Kernkraft liegen nach dieser Korrektur im Bereich von 107 bis 141 Euro. Der direkte LCOE-Vergleich, der Solar und Wind als die mit Abstand günstigsten Optionen erscheinen lässt, bildet die tatsächliche wirtschaftliche Lage also nur unvollständig ab.

Schritt drei: Das Netz

Erzeugungskosten und Marktwertabschläge sind zwei von drei Bausteinen. Der dritte ist das Netz – und der wird in der öffentlichen Debatte oft unterschätzt. In Deutschland sind die Gesamtkosten für Übertragungs- und Verteilnetze in etwa so hoch wie die gesamten Stromerzeugungskosten. Das Netz ist also kein nachgelagertes Detail, sondern ein Kostenblock vergleichbarer Größenordnung.

Wie groß dieser Kostenblock für einzelne Technologien ist, hängt von mehreren Faktoren ab. Dezentrale Dachanlagen können in geringen Mengen bestehende Niederspannungsnetze nutzen und verursachen zunächst kaum zusätzliche Netzkosten. Bei höheren Anteilen steigen die Kosten jedoch, weil Wind- und Solaranlagen einen geringeren Kapazitätsfaktor haben – sie nutzen die Netzinfrastruktur also weniger intensiv als konventionelle Kraftwerke – und weil sie häufig weit von den Lastzentren entfernt stehen. Hinzu kommt, dass kleine Anlagen an Nieder- und Mittelspannungsnetze angeschlossen werden, was die netzspezifischen Kosten pro Kilowattstunde weiter erhöht.

Was Strom in Deutschland heute kostet

Addiert man alle drei Bausteine – Erzeugung, Marktwertkorrektur, Netz –, ergibt sich für Deutschland im Jahr 2025 ein Gesamtbild, das Hirth auf der Grundlage von Überschlagsrechnungen wie folgt beschreibt: Rund 45 Milliarden Euro zahlen Verbraucher für Strombeschaffung am Großhandelsmarkt, weitere rund 40 Milliarden Euro für Netznutzung durch Tarife und Umlagen, und etwa 15 Milliarden Euro fließen als staatliche Mittel in die Versorgung, vor allem in Form von EE-Förderung. Bei einem Jahresverbrauch von knapp 500 Terawattstunden ergibt sich ein Gesamtkostenniveau von rund 200 Euro pro Megawattstunde – also 20 Cent pro Kilowattstunde, allein aus diesen drei Kanälen, ohne Steuern.

Die Erwartungslücke

Hier liegt der vielleicht politisch brisanteste Punkt des Papiers. Teile der energieintensiven Industrie formulieren Wettbewerbsfähigkeits-Anforderungen von 50 Euro pro Megawattstunde als Zielgröße. Einige politische Stimmen greifen diese Erwartung auf. Hirth rechnet nach, was realistisch erreichbar ist: Selbst ein Stromsystem, das ausschließlich auf Klimaschutz verzichtet und auf neue Kohle- und Gaskraftwerke setzt, würde nach seinen Schätzungen noch über 100 Euro pro Megawattstunde kosten – ohne die externen Klimakosten einzurechnen. Ein optimal ausgelegtes, kohlenstoffarmes System, das alle verfügbaren Hebel nutzt – industrielle Großanlagen, flexible Nachfrage, tiefe europäische Integration, Netzoptimierung – könnte sich möglicherweise einem Niveau von 150 Euro annähern. Aber auch das wäre das Ergebnis konsequenter politischer Entscheidungen, die derzeit so nicht auf dem Tisch liegen.

Was das für die Praxis bedeutet

Das Papier ist kein Plädoyer für oder gegen eine bestimmte Technologie. Es ist ein Werkzeug, um Kostenvergleiche auf eine gemeinsame Grundlage zu stellen. Für Betreiber und Projektierer ist die Kernbotschaft relevant: Der LCOE einer Anlage ist ein notwendiger, aber kein hinreichender Indikator für ihre wirtschaftliche Tragfähigkeit. Marktpreisentwicklungen, Netzanschlusskosten und die zeitliche Verfügbarkeit des erzeugten Stroms bestimmen zusammen, wie sich eine Investition im tatsächlichen Systembetrieb verhält. Wer diese drei Dimensionen getrennt betrachtet, rechnet sich leicht in die Tasche – oder aus dem Markt.