Als ich das kurze Dokument des Koalitionsausschusses zur neuen Kraftwerksstrategie gelesen habe, ist mir ein Punkt sofort aufgefallen. Für das 8-GW-Segment der neuen Gaskraftwerke wird ein Mindesterbringungszeitraum von mindestens 10 Stunden gefordert. Die 10-Stunden-Anforderung soll sicherstellen, dass die neuen Anlagen längere Dunkelflauten in Spitzenzeiten überbrücken können. Hier stellt sich für mich die Frage: Können Speicher in der Ausschreibung mit einem Gaskraftwerk mithalten?
Investitionskostenförderung für Speicher
Ich gehe davon aus, dass ein 1 MW / 4 MWh Batteriespeicher (4h-System) im Jahr 2031 auch ohne Subventionen wirtschaftlich errichtet werden kann. Demnach müsste eine Investitionskostenförderung für Speicher lediglich die zusätzliche Kapazität abdecken. Für eine Bereitstellung von zehn Stunden wären das 6 MWh an zusätzlicher Kapazität bei einem 1 MW-System.
Derzeit schätze ich die Kosten für Speichercontainer ohne Leistungselektronik und Trafo auf rund 100 Euro pro Kilowattstunde. Unterstellt man bis 2031 eine jährliche Lernrate von acht Prozent sowie eine Inflation von zwei Prozent, sinken die nominalen Kosten auf rund 75 Euro pro Kilowattstunde.
Die 6 MWh Zusatzkapazität entsprechen bei einem 1-MW-System einer zusätzlichen Speicherdauer von sechs Stunden. Übertragen auf die Leistung ergibt das eine Investitionskostenförderung von rund 450 €/kW. Dabei bleibt unberücksichtigt, dass längere Speicher zusätzliche Markterlöse generieren können, was den Förderbedarf senken würde (vgl. Top-Bottom Spreads). Gleichzeitig vernachlässige ich, dass größere Systeme mehr Platz und Bauvorbereitung benötigen, was den Förderbedarf erhöhen würde.
Vergleich mit Gaskraftwerken
Im Vergleich dazu liegen die Kosten für Gaskraftwerke wahrscheinlich etwas höher. Für reine Gasturbinen habe ich eine Quelle zu der erwarteten Investitionskostenförderung in einem Konsultationspapier des Wirtschaftsministeriums von 660 €/kW aus dem Jahr 2024 gefunden. Dieser Wert bezieht sich explizit auf die staatliche Förderung je Kilowatt Leistung, nicht auf die eigentlichen Baukosten der Kraftwerke. Beim aktuellen KI-Hype und der hohen Nachfrage nach Kraftwerkskapazitäten könnte dies eine konservative Schätzung sein. Zu den Mehrkosten für H2-Readyness habe ich keine gute Quelle gefunden, allerdings beziffert eine Studie des FÖS schätzt die Investitionskosten auf bis zu 1.440 €/kW. Diese Schätzung bezieht sich auf reine Investitionskosten und ist daher nicht direkt mit den im BMWK-Papier genannten Förderwerten vergleichbar.
Da die verfügbaren Zahlen teils Förderkosten von Gaskraftwerken (BMWK) und teils Investitionskosten für H2-Ready-Anlagen darstellen (FÖS), nutze ich hier einen Mittelwert von 1.000 €/kW als Annahme für die zu erwartende Förderhöhe. Bei einer technologienoffenen Ausschreibung könnten Speicher diese Kosten auf 3,6 Milliarden Euro senken. Das theoretische Einsparpotenzial liegt damit bei 4,4 Milliarden Euro.
Natürlich können Gasturbinen ihre Leistung deutlich länger als zehn Stunden abrufen – vermutlich auch über mehrere Tage, sofern genug Brennstoff verfügbar ist. Speicher können solch hohe Energiemengen, zumindest auf absehbare Zeit, noch nicht wirtschaftlich zwischenspeichern. Für den in der Ausschreibung genannten Mindesterbringungszeitraum von zehn Stunden wären Speicher allerdings technisch vollkommen geeignet und im hier gezeigten Vergleich klar günstiger.
Fazit zum Mix aus Gas und Technologieoffenheit
Die Kombination aus gasbasierter steuerbarer Leistung und technologienoffener Ausschreibung halte ich grundsätzlich für sinnvoll. Sie schafft Versorgungssicherheit und bietet Raum für technologische Entwicklungen. Ob die gewählte Aufteilung von acht Gigawatt an Gaskraftwerken vs. zwei Gigawatt an technologieoffener Ausschreibung die beste Lösung ist, müsste aus meiner Sicht noch belegt werden. Speicher werden aufgrund der sinken Kosten in Zukunft jedoch einen deutlich größeren Beitrag zur Systemsicherheit leisten.
Die neuen Gaspeaker der 4 Übertragungsnetzbetreiber sollten sogar 30 Stunden Mindestlaufzeit aufweisen – auf das ja keiner auf die Idee kam Batteriespeicher anzubieten.
Es wäre einmal Interessant, ob es zu diesen Gaspeakern Kosten und Einsatzzeiten zu erhalten wäre !
Der Vergleich zu den gewünschten Gaskraftwerken liegt nahe.
Wie oft sehen Sie sich die Residuallastkurve im Winter an. Mit 10 h können Sie keine Residuallast während einer Windflaute überbrücken und 10 h reichen auch nicht, um die negative Residuallast einer Windbrise zu speichern, die kommen wird, wenn die Windleistung weiter zunimmt. Die Ende Oktober 2025 dauerte über 100 h. Eine Dunkelflaute kann auch 100 bis 200 h dauern
Residuallastkurve Woche 48 kann man einfach mit den energy-charts erstellen.
Kann ich leider als Bild nicht einbinden.
https://www.energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=de&c=DE&legendItems=3×00078
Bin heute durch Zufall (Gespräch über BESS) auf die Seite gekommen und habe den Link weitergegeben.
Das ist wieder „lustig“, dass da eine 10h-Lösung für 8 GW ins Papier geschrieben werden, um es den BESS so schwer zumachen bzw. diese auszugrenzen. Es ist und bleibt immer der Ansatz: „zentral“ (die alte Industrie und Lobby mit den „großen Taschen“) versus „dezentral“ (smarte, effiziente, günstigere und sichere Geschäftsmodelle). Analog zu Virtuellen Kraftwerken (VK) lassen sich auch verschiedene 2h/4h-Systeme zusammendenken und als Portfolio anbieten. Zumal die Netz- und Versorgungslösung technisch gesehen immer dezentral (>90%) benötigt werden. Eigentlich brauchen wir auch mehr als eine Preiszone, um die technischen Notwendigkeiten (u.a. Resilienz, Versorgungssicherheit, Netzqualität, Strompreis) abzudecken und der Entwicklung hoher Netzentgelte entgegenzuwirken.
Also Umdenken: Vielleicht BESS einmal als die neuen (ortsfesten) smarten Kraftwerke denken, die all das liefern können und sich die Energiemengen bedarfsorientiert aus Wind/Solar/Mobilität direkt oder/und über Verteil- und Übertragungsnetze entsprechend managen können.