Ein geplanter Kapazitätsmarkt in Deutschland könnte Haushalte und Industrie mit zusätzlichen Kosten von bis zu 435 Milliarden Euro belasten. Zu diesem Ergebnis kommt eine aktuelle Analyse des Bundesverbands Neue Energiewirtschaft (BNE), der den Mechanismus grundlegend infrage stellt.
Deutschland benötigt zusätzliche gesicherte Kraftwerksleistung, um die Versorgungssicherheit auch in Zeiten ohne Sonne und Wind zu gewährleisten. Insbesondere neue Gaskraftwerke gelten als notwendig, um das Stromsystem stabil zu halten. Diskutiert wird deshalb die Einführung eines Kapazitätsmarktes. Dabei erhalten Betreiber nicht nur Zahlungen für tatsächlich produzierten Strom, sondern auch für die Bereitstellung von Kraftwerksleistung, die im Bedarfsfall abrufbar ist. Auf diese Weise sollen Investitionen in neue Anlagen abgesichert werden.
Nach Berechnungen des BNE könnte dieser Mechanismus jedoch eine gewaltige Zusatzbelastung für die Volkswirtschaft nach sich ziehen. Grundlage der Analyse sind Daten aus dem Monitoringbericht zur Energiewende. Das Bundeswirtschaftsministerium hatte in früheren Überlegungen eine Umlage von zwei Cent pro Kilowattstunde ins Spiel gebracht, mit der ein Kapazitätsmarkt finanziert werden könnte. Legt man diesen Wert auf die prognostizierten Stromverbrauchsszenarien bis 2050 um, summieren sich die Mehrkosten laut BNE auf 340 bis 435 Milliarden Euro.
„Diese Zahlen machen erstmals transparent, welche immensen Kosten auf Verbraucher und Wirtschaft zukommen würden“, sagt BNE-Geschäftsführer Robert Busch. „Während Befürworter mit harmlosen Cent-Beträgen argumentieren, zeigt unsere Berechnung die wahre Dimension – wir reden über mehrere hundert Milliarden Euro.“
Die Folgen wären spürbar. Für einen durchschnittlichen Vier-Personen-Haushalt mit 4000 Kilowattstunden Jahresverbrauch entspricht die Umlage einer Zusatzbelastung von rund 80 Euro pro Jahr. Für energieintensive Industriebetriebe lägen die Kosten in ganz anderen Größenordnungen. Ein Unternehmen mit jährlich 100 Gigawattstunden Strombedarf müsste rund zwei Millionen Euro zusätzlich aufbringen.
Neben der finanziellen Dimension kritisiert der BNE auch die strukturellen Schwächen eines Kapazitätsmarktes. Der Mechanismus orientiere sich an unsicheren Lastprognosen, schaffe kaum Anreize für Flexibilität und benachteilige neue Technologien wie Speicher. Zudem würden auch bestehende Kraftwerke Zahlungen erhalten, ohne dass dadurch zusätzliche Versorgungssicherheit entstehe.
Als Alternative schlägt der Verband eine Absicherungspflicht vor: Energieversorger sollen verpflichtet werden, ihre Lieferverpflichtungen über den Terminmarkt oder durch Eigenerzeugung abzusichern. Dies wäre nach Einschätzung des BNE marktwirtschaftlicher, verursache keine weiteren Belastungen für Haushalte und Industrie und setze Investitionsanreize dort, wo sie tatsächlich benötigt werden.
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Diese Absicherungspflicht stinkt zum Himmel. Anstatt die realen Bereitschaftskosten von Gas- und später Wasserstoffkraftwerken auf alle umzulegen, wollen sie die Stromlieferanten dazu zwingen Terminkontrakte über die gesamte benötigte Leistung von Kraftwerks- und Batteriebetreibern zu kaufen, die dann am Spotmarkt für 0 cent den Erneuerbaren Strom kaufen und zu 90% der Zeit direkt liefern?
Die Hochrechnung ist lachhaft. Die 2 cent sind mit aktuellem Stromverbrauch ungefähr 10 Milliarden jedes Jahr. Mit steigendem Verbrauch sinken die Kosten pro kWh, und steigen nicht.
Wie viele Gaskraftwerke wollen wir denn bauen das die 10 Milliarden pro Jahr kosten sollen?
Laut chatgpt kostet ein Gaskraftwerk ca. 1 Million pro MW. Sagen wir von den 320 Milliarden sind 20 Milliarden laufende Bereitschaftskosten, dann würden wir damit 300 GW an Gaskraftwerken bis 2050 bauen.
Aha, das ist Kapazitätsmarkt.
Aha, Reiches Konzept sieht einen neuen Kapazitätsmarkt für ihre Gaskraftwerke vor.
Das heißt, garantierte Abnahme der geplanten KWh, auch wenn sie nicht gebraucht werden. Das wäre eine Goldgrube, Einmal hingebaut, und dann nur noch kassieren. Garantiert.
Das gibt es schon für Solar- und Windanlagen. Die Überproduktionsmöglichkeit kann man mit Verfügbarkeit von Speichern und Leitungen zunehmend abbauen.
Das geht bei Gaskraftwerken aber entgegensätzlich. Die ungenutzen Produktionsmöglichkeitem steigen mit dem Ausbau von Leitungen und Speichern.
… würde gerne mal wissen, wie sich Frau Reiche eigentlich den Backup-Kraftwerkspark konkret vorstellt.
Aus meiner Sicht wäre es besser, statt reihenweise fetten kaum ausgelasteten Großkraftwerken eine dezentrale Struktur mit hunderten kleineren Gasturbinen (gerne remote steuerbar) direkt neben EE und Batteriespeicher in ein Hybridkraftwerk zu integrieren und „wenige“ zentrale GUD Kraftwerke nur noch an Verbrauchs-Hotspots zu legen. Eine solche Struktur würde auch die Integration von anderen Quellen wie Biogas, Geothermie, Wasser, Hackschnitzel, Wärmepseicher usw. in einem Kapazitätsmarkt ermöglichen und einiges an Netzausbau und viel zu teure bzw. überflüssige Kraftwerksstruktur einsparen.
Aber die Gaslobbyisten Reiche ist am Werk, da ist leider ganz anderes zu befürchten.
Ein Gaskraftwerk kostet ~1€ Invest pro Watt (1) , wo kommen da 435 Milliarden € her?
(1) Gaskraftwerk Leipzig als Referenz
Ja du denkst doch nicht das es wirtschaftlich geht. Linke Tasche Rechte Tasche
Und jetzt schauen wir einfach einmal in die Meldung vom 30.9: „Unternehmen bescheinigen dezentraler Energie einen Milliarden-Mehrwert und beanspruchen tragende Rolle“ und erkennen sofort:
Fossile Erzeugung ist OUT !!
=> ASAP 100% EE ist die Erfolgsformel, resilient, nachhaltig und vor allem Enkel kompatibel !!!!
Aber den Mächtigen ist das „Hemd näher als die Hose“ und damit müssen Abermillionen und -milliarden in die fossile Welt gepumpt werden, geradewegs in die Klimakatastrophe.
Die Technik für 100% EE ist verfügbar, ein jede(r) kann mitmachen (und muß nicht warten), einfach MACHEN !
Merke: MACHEN ist wie wollen, nur krasser !!
Deutschland und die EU sind bei der Transformation nur Zuschauer und müssen eben mal nach Westen und mal nach Osten schauen.
Sie USA verwandeln sich hin zu einem theokratischen Petrostaat (Spiegel).
Chinas geht voll auf Elektrifiziering und immer mehr EE, damit sie in Zukunft immer unabhängiger vom fossilen Inporten werden.
Und Deutschland? Wurschtelt sich eben mangels Mut, Innovation und Ideen irgendwie so durch, um es sich mit keinem der beiden zu verscherzen. Insofern ist Frau Reiche da nur konsequent – nach Herrn Habeck. Das ist genau dieses hin und her. Konzeptlos, mutlos, ideenlos. Pragmatische Anpassung an die Dinge, die andere uns vormachen.
Petition gegen Subventionen von Katharina Reiches Gaskraftwerke:
https://www.openpetition.de/petition/online/keine-neuen-gaskraftwerke-frau-reiche-hoeren-sie-auf-klimaforscher-wie-volker-quaschning
Die Absicherungspflicht sorgt dafür, dass die Unternehmen, die den Kunden Strom verkaufen, diesen auch liefern können. Das sollte eigentlich eine Selbstverständlichkeit sein. Leider hatten sich in der Vergangenheit einige Vertriebe nicht abgesichert und gingen Pleite. Die Stromkunden brauchten dann neue Stromlieferanten. Die EU reagierte mit einer Hedging-Pflicht. Diese stärkt den Verbraucherschutz. Bei einer genaueren Gestaltung – siehe Studie von Connect Energy Economics kann sie zugleich die Versorgungssicherheit gewährleisten. Sie stärkt den Markt ohne den Wettbewerb durch staatliche Vorgaben wie Kapazitätsförderungen zu verzerren.
Der anonyme Kritiker „Psi“ hat den Vorschlag offenbar nicht verstanden. Dieser lässt sich hier für ihn und alle anderen nachlesen https://www.connect-ee.com/2025/04/08/studie-die-ausgestaltung-der-absicherungspflicht/
Zur anonymen Kritik in den Kommentaren:
Lieferanten werden nicht gezwungen, Terminkontrakte von Kraftwerks- und Batteriebetreibern zu kaufen.“ Fakt: Der Vorschlag ist bewusst technologieoffen. Es gibt keinen Zwang, bestimmte Produkte oder Technologien zu nutzen. Die Pflicht kann erfüllt werden durch:
• Börsliche Produkte (Futures, Optionen)
• Bilaterale Verträge (PPAs)
• Eigenerzeugung (z.B. eigene Speicher)
• Nachfrageflexibilität (z.B. intelligentes Laden von E-Autos)
Jeder kann die für sich günstigste und effizienteste Lösung im Wettbewerb wählen. Das Konzept trennt klar zwischen langfristiger Risikoabsicherung und kurzfristiger Einsatzoptimierung. Ein Anbieter, der sich z.B. über ein Gaskraftwerk absichert, wird dieses nicht einsetzen, wenn am Spotmarkt günstiger Strom aus Erneuerbaren Energien verfügbar ist. Die Absicherungspflicht stellt nur sicher, DASS für Zeiten ohne günstigen Erneuerbare-Energien-Strom (z.B. Dunkelflaute) ausreichend steuerbare Leistung vorgehalten wird. Der Merit-Order-Effekt der Erneuerbaren bleibt voll erhalten.
Zu der bne-Hochrechnung der Kosten eines zentralen Kapazitätsmarktes. Der Kritiker hat offenbar die Preisentwicklung bei Gasturbinen nicht mitbekommen. Vermutlich greift ChatGPT hier auf veraltete Zahlen zurück. Zudem muss berücksichtigt werden, dass die Spitzenlast bei steigendem Stromverbrauch steigt. Die bne-Berechnungen beziehen sich sowohl auf die Annahmen des Monitorings als auch auf die BMWK-Kostenberechnung. Diese sind schon ca. ein Jahr alt und haben damit vermutlich sogar noch höhere Stromverbräuche angenommen (Pre-Monitoring) sowie die aktuelle Preisentwicklung bei Gasturbinen noch nicht abgebildet.
( „Jeder kann die für sich günstigste und effizienteste Lösung im Wettbewerb wählen.“
Das kann man ‚getrost‘ bezweifeln.
Kleine EE-Einspeiseanlagen (vorw. (Neuanlagen, Pflicht-) Photovoltaik in dezentraler Auf-Dach-Konfiguration, evtl. ohne Stromzwischenspeicherung (erhöhte Anfangsinvestitionen), evtl. ohne dynamische Stromtarife/Netzgebühren(-vorteile), evtl. ohne nutzbare Synergieeffekte durch Sektorenkopplung, Innovation(santeile), usw. ) unterhalb 30-100kVA(p), über 0.8-2kW(p)/0.8kW_AC sind durch strukturelle Kostennachteile und, teils, Verfahrensnachteile, in der freien Marktteilnahme (Direktvermarktung, gesetzliche Hemmnisse bzw. strukturelle/finanz-rentable/organisatorische Nachteile) deutlich gegenüber professionellen, grossstrukturellen, gewerblichen Stromanbietern benachteiligt.
( Die Solidarität mit den ‚Kleinanlagen‘ in der (Solar-, Elektro-)Fachbranche ‚(hält/)hielt sich in Grenzen‘ (Anlagen unterhalb etwa 3-5kW, oder bspw. Normierung/technische Prävention/Beratung für Stecker-Solar-Anlagen, vgl. Niederlande). )
Während man für die Grossstrukturen den Markt optimiert hat, hat man die Stromkosten, teils, übermässig, an die Normalstromkundinnen und Haushaltstromkunden, durchgereicht(?)
Die Netzausbaupläne sind, m. A. n., überdimensioniert, um gegenüber der staatlichen Regulierung und BNA-Aufsicht (innerhalb der 78% regulierter Marktwirksamkeit) ausreichend(?) hohe Gewinne/Erträge vereinnahmen/ansetzen zu können(?)
„wenn am Spotmarkt günstiger Strom aus Erneuerbaren Energien verfügbar ist.“
Welcher, durch Gesetzesvorgaben, komplett (ohne Alternativen zum Werterhalt) am Spotmarkt ‚vermarktet‘ werden muss, durch die ÜNBs. Eine Novellierung und werterhaltende Vorgaben dazu, haben die GesetzesexpertInnen und Strommarktbeteiligte, sowie die Branchenvertretungen der grossen (und kenntnisrelevanten, professionellen) Grosskonzerne/gewerblichen Stromerzeuger/-anbieter nicht erwogen(?), über Jahre, bis Jahrzehnte (‚Unbundling‘)(?)
Die Vermarktung am Spotmarkt day-ahead erfolgt nach pay-as-clear (als Planungswert zum Stromhandel), nicht nach (intraday) pay-as-bid. Der day-ahead Strompreis setzt jedoch das Signal für den Terminmarkt und wirkt damit wie ein kontinuierliches (längerfristiges) Preissignal, welches durch Spitzenlastkraftwerke (teils signifikant, Erdgaspreis 2021-2023) stärker mitbeeinflusst wird, als durch die Niedrig- bis Negativstrompreise der EEG-Kraftwerke(?)
Der Zugang zum Spotmarkt für den Stromhandel setzt Markteinfluss/-macht (bzw. Mindeststrommengen als Angebotsmenge) voraus.
Die Stromnetze innerhalb Europas wurden nicht für ein ‚europäisches Gesamtkonzept‘ optimiert(?)
Unklar ist, ob das ‚euopäische Gesamtkonzept‘ Stromvernetzung oder den Ausbau des H2-Gasnetzes priorisiert(?)
Sich für ‚anonyme‘ Diskussionsteilhabe zu entscheiden, gründet in übergriffigen und unfairen Verhaltensweisen von Unternehmern, Staatsangestellten, Fachgruppen und Politikern (als Einzelpersonen oder mittels, (derer) beruflich-vernetzten, Informationsgruppen ).
Damit sind nicht die (normalerweise) erträglichen/duldbaren ‚Stammtischargumente‘ und ‚Verhaltensweisen‘ gemeint.
MfG)
Danke Carsten für diese Überlegungen und Erläuterungen!
Es ist gut, marktwirtschaftliche Lösungen mit z.B. Lieferverträgen und auch räumlich flexiblen Strompreisen gegen Pläne für übergroße Gaskraftwerkskapazitäten zu setzen.
Raimund Kamm
35 GW Gas kosten bei 1000 Volllaststunden 1,1 ct/ kwh.
Da die Dinger keiner freiwillig baut, entweder subventionieren oder umlegen. 2 Wochen Dunkelflaute absichern kostet nun mal seinen Preis
Der BNE hat dafür keinen Vorschlag, nur rummeckern.
Prof Quaschning schon, er will statt Gaskraft die Kohlekraftwerke in der Reserve weiterlaufen lassen(was nicht reuchen wird) das wäre billiger?! Also Kohle bis in alle die Ewigkeit.
So wie ich das verstanden habe, lehnt auch Quaschning Gas nicht generell ab.
Ich kann es aber absolut nachvollziehen, jetzt nur relativ wenig Gas (H2 ready) zu machen, um dann in 5 Jahren sehr viel gezielter planen zu können. Es ist heute noch kaum abzuschätzen, wie Batteriespeicher, die Flexibilitäten, der EU-Verbund und auch H2 oder alternative Versorgungssicherheit (Wasser, Geothermie, Hackschnitzel, Wärmespeicher, etc.) sich noch entwickeln werden.
Kleistert man jetzt schon alles frühzeitig mit fossilem Gas und großen Kraftwerken zentral zu, bleibt schon im Ansatz wenig Platz für die neuen dezentralen Methoden. Es sollen schließlich „alle“ (und nicht nur die Versorger Lobby) die Möglichkeit haben, im Wettbewerb des Kapazitätsmarktes mitmischen zu können, auch zum Beispiel Biogas für den flex. Einsatz. Dezentral kann und wird am Ende deutlich günstiger sein in Sachen Netzausbau und in der lokalen sicheren Versorgung… wie im Spiegel Artikel erläutert:
https://www.spiegel.de/wirtschaft/soziales/gegensatz-zu-katherina-reiche-experten-warnen-vor-fokus-auf-gaskraftwerke-a-b599b7b7-6445-46de-b902-d508aba9544f
Wenn dafür noch Kohle in den 30’ern zu vielleicht 3-5% im Strommix in allerletzter Reserve… vermutlich für wenige Wochen im Winter… dabei ist, habe ich überhaupt kein Problem damit. Die Kohle erledigt sich oder so… wenn wir sie aber noch sowieso haben, können wir einiges an Zeit und auch Investitionskosten für umso wichtigere und dosiertere Maßnahmen in der residualen Abdeckung gewinnen. 2035 bis 2038 ist aus meiner Sicht genau der richtige Zeitpunkt dazu, das erledigt zu haben und den letzten Resten Kohle endgültig Adieu zu sagen.
«35 GW Gas kosten bei 1000 Volllaststunden 1,1 ct/ kwh.»
Mathematik ist nicht Ihre Stärke? 35 GW an Gaskraftwerken bedeuten nach gängiger Formel 35 Mrd. an Investitionen. Zu 4% Zinsen über 25 Jahre müssen Sie bei 1000 Volllaststunden pro Jahr dann 6,33 Cent/kWh Strom einpreisen, um die Investition wieder herein zu holen.
Das ist ja „Witz“: Der Bevölkerung wird laufend suggeriert, dass EE zu teuer sind und Gaskraftwerke für bezahlbaren Strom sorgen. Dabei ist es genau umgekehrt.
Zu den 6,33 Cent kommen 5,8 Cent für das Gas, 2,5 Cent für CO2, 1,5 Cent für Netzentgelte und 1 Cent für sonstige Betriebskosten (Löhne, Wartung, …). Und dann ist die kWh Gasstrom aus neuen Gaskraftwerken bei 1000 Volllaststunden nicht unter 17 Cent zu haben. Wenn der CO2-Preis ab 2027 noch steigt, liegen wir schnell über 20 Cent.
Und da kristallisiert sich ein entscheidender Punkt heraus: Wir diskutieren, ob wir nun 5, 10, 20, 35 oder 50 GW an neuen Gaskraftwerken brauchen. Wir müssen erst mal definieren, welche Rolle die spielen sollen und wie viele Volllaststunden realistisch sind.
Wenn sie wirklich nur in Summe 10-15 Tage Dunkelflaute pro Jahr brücken sollen, weil wir alles andere definitiv mit Batterien lösen können, dann sprechen wir über 150-300 Volllasstunden pro Jahr. Dafür neue Gaskraftwerke zu bauen, wäre unfassbar teuer. Der Strom kostet dann mindestens 40 Cent/kWh. Wenn sie extrem wenig laufen, ist der Weiterbetrieb von Kohlekraftwerken eine Option. So dreckig die im Betrieb sind: Es kommt der geostrategische Vorteil hinzu, dass wir den Energieträger im Inland gewinnen, während wir uns bei Gas immer von üblichen Diktaturen und Autokratien abhängig machen.
Kohlkraftwerke werden bleiben bis sie kaputt gehen. Selbst wenn man es wollte, es gäbe keine ausreichenden Fertigungskapazitäten für diese Menge Gaskraftwerke.
Außerdem ist Fracking-Gas schlimmer als Kohle.
Die fehlende Flexibilität muss man mit Akkus ausgleichen und Netzausbau.
Die EEG wird verschwinden, damit es mehr Anreize gibt netzdienlicher zu bauen. Bei Solar zb OST-Westausrichtung mit Speicher und Winteroptimierung.
Erzeugungskapazitäten werden dann netzdienlich gebaut, wenn es endlich mehr unterschiedliche Preiszonen geben würde. Im Moment versenken wir Milliarden in Redispatching, weil Händler im Süden den günstigen Strom im Norden kaufen, weil es keinen Unterschied macht, ob ich in Süden oder Norden einkaufe. Die Kostern werden aber generös auf die Allgemeinheit umgelegt.
Eine Frage an die Runde: Wir mischen doch Kraftstoffen Biodiesel bzw. Ethanol bei, verfügen also über Produktionskapazitäten für erneuerbare, flüssige Treibstoffe die mit dem Fortschreiten der Elektromobilität frei werden. Wäre es da nicht sinnvoll diese Treibstoffe zur dezentralen Bekämpfung von Dunkelflauten umzuwidmen? Wären Dieselgeneratoren nicht günstiger in der Anschaffung als Gaskraftwerke, insbesondere wenn man keine Gasleitungsinfrastruktur benötigt, sondern den Treibstoff in Tankwagen transportieren kann?
Alle wollen die grünen Biokraftstoffe (die in Flächenkonkurrenz zur Natur stehen (wilder Wald)), alle wollen den grünen Wasserstoff.
Frei nach Pareto verursachen die letzten 20% der Dekarbonisierung 80% der Kosten.
Das Problem ist nur, dass wenn man 80% als „Zwischenziel“ ansetzt, alle Sektoren sagen, „soll doch bitte der andere Sektor „überkompensieren“, damit man selber nur bspw. 60-70% dekarbonisieren muss“.
Natürlich wäre es das Einfachste, ein paar Kohlekraftwerke zu behalten, und diese dann 2-3 Wochen pro Jahr in Dunkelflauten laufen zu lassen.
Insb. wenn man berücksichtigt, dass Kohlekraftwerke in erster Linie LNG ersetzen, welches nicht nur das teuerste Gas ist, sondern auch fast so schlimme Klimaeffekte wie Kohle hat. Aber es wird häufig nicht mit den „Grenzemissionen“ gerechnet, sondern mit dem „Gas-Mix“.
Was ist geplant oder einfach machbar?
200 GW PV, 160 GW Windkraft, 25 GW x 5h Stunden-Batteriespeicher, Biogasanlagen verstromen nur noch bei Bedarf, Elektro-Autos nur mit dynamischen Stromtarifen laden.
Dann wird der fossile Kraftwerkspark nicht mehr häufig benötigt.
Wichtig wäre, anstelle nur die Dekarbonisierung der Energiewirtschaft zu schauen, die Elektrifizierung der anderen Sektoren voranzutreiben.
Sprich: wichtiger als neue Gaskraftwerke, die dann irgendwann einmal mit grünem Wasserstoff betrieben werden können, ist es, eine Wärmepumpe zu installieren, die dann eben 2-3 Wochen pro Jahr mit Gas-/ oder Kohlestrom läuft.
damit machen wir den Rest der Industrie kaputt
In China, in der Türkei und in den USA zahlen Großbetriebe heute 3-5 Cent pro kWh, Nordschweden 2 Cent.
@ MB sagt :
“ Biogasanlagen verstromen nur noch bei Bedarf “
Das funktioniert leider nicht .
Die Vergärung von Reststoffen oder Anbaubiomasse ist ein kontinuierlicher Prozess der ununterbrochen ganzjährig abläuft . Dieser Prozesse lässt sich leider nur sehr wenig hoch und runter fahren .
Sehr große Biogasspeichermöglichkeiten sind auf den Höfen weder Kostenmäßig , noch Genehmigungstechnisch darstellbar .
Biogasanlagen können somit lediglich in einem Zeitrahmen von maximal drei Tagen hoch und runter gefahren werden . Danach sind keine Gasvorräte mehr da , die eine wirkliche Hilfe wären .
Die Förderung liegt jetzt schon zwischen 20 Cent und 30 Cent je Kwh .
Idee :
Wie wäre es wenn man Quoten einführt und demjenigen 10 Cent je Kwh vergütet , der während der extremen Dunkelflaute weniger Strom verbraucht ?
Zumindest können Biogasanlagen, die relativ nahe am großen Gasnetz sind, einfach einspeisen. Und selbst, wenn es nur 2-3 Tage sind, sie können auch „nur“ damit einen wertvollen Beitrag leisten.
Ich bin für Chancengleichheit… wenn Biogas günstiger zu realisieren ist, als „neue“ Gaskraftwerke mit aufwändig zu produzierendem H2, dann möge es wenigstens ermöglicht werden. Sie sollen einfach fair im Wettbewerb mit gleichem Förderungsvolumen um den Kapazitätsmarkt eingebunden werden können.
Abgesehen davon sind in Sachen Biogas Tausende Mittelständler betroffen, die eine Perspektive bekommen können. Diese Menschen sind sehr engagiert und ich hielte es für einen Fehler, große Versorger mit großen zentralen Gaskraftwerken hier wegen ggf. geringfügig höheren betriebsw. Kosten zu bevorzugen, es spielt auch die dezentrale Infrastruktur eine Rolle, die einiges an Kosten für den Netzausbau einspart, sogar sicherer in Sachen Netzstabilität ist. Biogasanlagen eignen sich sehr gut in Form von Hybridkraftwerken parallel neben Solar- oder Windkraft und lassen sich mit Batterien, ggf. auch mit Wärmespeicher vor Ort bei bestehendem Anschluss und Platz relativ günstig realisieren.
Man sollte also die Gesamtkosten betrachten und auch den volkswirtschaftlichen Nutzen sehen, nicht nur den streng betriebswirtschaftlichen Blick haben. Es rechnet sich ggf. in der Summe dann doch…
In Deutschland gibt es ca. 9000 Biogasanlagen . Ca. 250 davon bereiten das Biogas auf zu Biomethan , was identisch wie Ergas anzusehen ist .
Standard Biogasanlagen mit Direktverstromung müssen ihr Gas fortwährend aufbrauchen , da die Speicherkapazitäten auf den Betrieben sehr begrenzt sind .
Das führt dazu , das Biogas zu großen Teilen auch dann verstromt wird , wenn viel Windstrom oder Sonnenstrom im Netz sind .
Biogasstrom ist und bleibt teuer . Es hat in den letzten 20 Jahren nur geringe Effizienz Fortschritte gegeben .
Auch Biogas muss auf den Kosten Prüfstand . Hier sind die Förderkosten über das EEG nicht ansatzweise so gesunken , wie bei Wind und Solar .
Leider ist oft von Lobbyverbänden behauptet worden , das Biogasanlagen Gaskraftwerke ersetzen könnten . Bei genauerem hinsehen ist es leider nicht der Fall .
Es ist leider keine Hilfe bei mehrtägiger Dunkelflaute .
Wo bleibt der freie Markt der dynamische Strompreise? Der Staat hat die Verpflichtung für Versorgungssicherheit zu sorgen, aber nicht, Energie jederzeit „billig“ zur Verfügung zu stellen. Wenn es kalt und dunkel ist, darf es mehr kosten, so wie Erdbeeren im Winter teuer sind. Der Bürger wird dies eher akzeptieren, als eine allgemeine Kapazitätsumlage. Preis nach Angebot und Nachfrage motiviert zum intelligenten Verbrauch (Laden des E-Autos zur richtigen Zeit) und belohnt die Investition in Speicher und Vorhalt-Systeme, mit denen Kapazität bereitgestellt wird. Noch gibt es für die Rundumversorgung nicht genug Ersatz für fossile Brennstoffe. Langfristig sollte sich das aber auf die „Notversorgung“ beschränken.
Prinzipielle sehe ich das genauso wie Sie. Nur versorgungssichere Leistung ist nun mal kein lohnenswertes Geschäft, wenn es immer weniger werden soll und muss. Ein Dilemma der Privatwirtschaft, insofern wäre ich hier sogar für eine Verstaatlichung, die vielleicht irgendwann nach all den Investitionen und neuen Regeln wieder in private Hände verkauft werden könnte. Profit in der Transformationsphase mit gigantischen Investitionen, wenig Gewinnaussichten und umfangreichen Regeländerungen machen zu wollen ist aus kapitalistischer Sicht vollkommen widersinnig.
Nichtsdestotrotz ist der Markt wie er ist und will für die Vorbehaltung der sicheren Energie ähnlich der Feuerwehr staatlich unterstützt werden. Wollte man das rein marktwirtschaftlich wie Sie es wünschen erledigen, hätten wir in Dunkelflauten Schockpreise, die für alle Beteiligten das gesamte System diskreditieren und vergiften würden. Darauf lässt sicht wirtsch. nicht bauen, ist risikoreich unplanbar und die Hetze von rechts ist gewiss. Daher kann meines Erachtens nur der Preis über den Kapazitätsmarkt bei wenigen hundert Betriebsstunden stabilisiert und gegen zu hohe Spitzen gedämpft werden, das ordentliche Preissignal bleibt aber selbstverständlich erhalten… ob die Förderung allerdings über den Strompreis geschehen muss, zweifele ich an.
Wie für den Netzausbau ist es aus meiner Sicht besser, steuerlich und langfristig abzutragen, z.B. durch einen 40-50 jährigen Fond. Dann zahlen auch alle profitierenden Generationen gleichermaßen und nicht bevorzugt nur jene, die ohnehin die größten Startbelastungen auf einmal haben und somit die so wichtigen beschleunigenden Anfangsinvestitionen gar nicht mehr finanzieren können und schon im Ansatz ausgebremst werden.