Kraftwerksstrategie: Braucht Deutschland die geplanten Kapazitäten wirklich?

Die Bundesregierung hat nun endlich einen ersten Plan für zukünftige Back-up-Kraftwerke vorgelegt. Diese Kraftwerke sollen flexibel dann einspringen können, wenn die Leistung von Windenergie und Photovoltaik (PV) nicht ausreicht und nicht mehr genug Kohlekraftwerke für den Ausgleich verfügbar sind. Die Diskussion hat damit aber noch nicht aufgehört, immer noch ist unklar, wie viel Leistung zukünftig wirklich notwendig ist – und mit welcher Technik diese bereitgestellt werden kann.

Das SMC hat bereits in der Vergangenheit ein einfaches Modell entwickelt und eingesetzt, um nachvollziehbar Größenordnungen zukünftiger Entwicklungen im Stromsektor zu zeigen. Wir testen derzeit, dieses Modell für die aktuellen Diskussionen zu nutzen. Herausforderung dabei ist, für ein Szenario lassen sich sehr viele Parameter einstellen. Das kann schnell zu unterschiedlichen Ergebnissen führen. Für die Aussage dieses Reports ist daher wichtig: Es kommt nicht auf einen genauen Wert an, sondern auf die Größenordnung. Es ist zum Beispiel unwichtig, ob eine Leistungslücke 7, 11 oder 15 Gigawatt (GW) groß ist – wichtig ist: Es gibt sie, und in einem eng gesteckten Parameterbereich bleibt ihre Größenordnung robust.

Für das folgende Szenario haben wir daher mit Annahmen für eine durchschnittliche Erzeugung von Windenergie- und PV-Anlagen sowie einem durchschnittlichen Stromverbrauch errechnet, welche Leistungen und Energiemengen ein Back-up voraussichtlich umfassen könnte. Anschließend testen wir mit einem kurzen, optimistischen Szenario – also unter der Annahme von mehr Stromerzeugung durch Windenergie und Photovoltaik sowie mehr Batterien und Flexibilitäten im System – ob die Größenordnung der Leistungslücke für 2031 in diesem Grenzfall noch plausibel ist.

Anfang 2031 sollen in Deutschland Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von 115 GW und Photovoltaikanlagen mit einer installierten Leistung von 215 GW Strom liefern. Auf See dürfte die installierte Leistung der Windenergieanlagen dann bei voraussichtlich etwa 20 GW liegen. Ziel ist, dass diese Windenergie- und PV-Anlagen zusammen mit den anderen erneuerbaren Energien rund 80 Prozent des in Deutschland verbrauchten Stroms liefern sollen. Das heißt aber auch, dass die fehlenden 20 Prozent aus anderen Quellen geliefert werden müssten.

Wichtig ist, dass diese Quellen nicht von Wind und Tageslicht abhängig sind. Das trifft derzeit vor allem auf fossile Kraftwerke zu. Deren Leistung wird jedoch künftig deutlich sinken. Geht alles nach Plan, werden 2030 etwa die Braunkohlekraftwerke von RWE sowie weitere Steinkohlekraftwerke vom Netz gegangen sein. Ohne neue Anlagen werden in Deutschland fossile Kraftwerke zusammen auf eine installierte Leistung von 56,3 GW kommen.

Die Leistung von Biomasseanlagen oder Wasserkraftwerken kann zwar auch zumindest zum Teil als Back-up gesteuert werden, allerdings geschieht das derzeit eher nicht. Außerdem ist sie deutlich kleiner. Dieses Modell zählt ihre Stromerzeugung daher mit der von Windenergie- und PV-Anlagen zusammen.

Installierte Leistung steuerbarer fossiler Kraftwerke

Der gesamte Nettostromverbrauch in Deutschland erreichte allerdings im Januar 2026 bereits eine Spitzenlast von über 83 GW. Im Jahr 2031, wenn der Jahresstromverbrauch höher liegen wird als in diesem Jahr, könnten Verbrauchsspitzen auch höher ausfallen. Das Problem wird dadurch verschärft, dass diese Verbrauchsspitzen vor allem im Winter auftreten, wenn zum Beispiel durch Flauten oder Nebel die Stromerzeugung durch Windenergie- und PV-Anlagen stark einbrechen kann (siehe Dunkelflauten-Guide oder Ausblick auf die Kraftwerksstrategie, Datenreport 2023). Um den Bedarf dann zu decken, müssen nach heutiger Planung vor allem die fossilen Kraftwerke einspringen. Weil es davon voraussichtlich nicht genug geben wird, ist eine Lücke zu erwarten – und die soll das StromVKG ab 2031 schließen.

Um einen groben Überblick zu gewinnen, in welcher Größenordnung diese Lücke ausfallen und welche Rolle die vorgesehenen Kraftwerkskapazitäten spielen könnten, hat das SMC bereits 2023 das einfache Modell entwickelt, mit dem sich auf der Basis der historischen Stromerzeugungsdaten Szenarien für künftige Stromerzeugungen mit anderen Kraftwerksparks und anderen Stromverbräuchen berechnen lassen. Ziel war dabei nicht, bessere Werte als in der Forschung zu erzielen, sondern mit einfachen Mitteln wahrscheinliche Größenordnungen aufzuzeigen. Dieses Modell haben wir weiterentwickelt und die Parameter nun so angepasst, dass es ein vereinfachtes Szenario für eine mögliche Stromerzeugung des Jahres 2031 berechnet.

2031 haben wir gewählt, weil die Ausbauziele des EEG 2027 dann erreicht und viele Braunkohlekraftwerke bereits abgeschaltet sein sollen. Außerdem ist geplant, im Laufe des Jahres die ersten zusätzlichen Gaskraftwerke ans Netz gehen zu lassen. Da die Bundesregierung keine Aussage mehr über den erwarteten Verbrauch trifft, haben wir uns für einen Bruttojahresstromverbrauch von 634 TWh entschieden. Der Wert liegt im unteren Drittel der Szenarien des von der Bundesregierung 2025 in Auftrag gegebenen Gutachtens (Energie Effizient Machen) und passt zu einer Äußerung der Bundeswirtschaftsministerin bei der Präsentation des Gutachtens. Als Zielgröße für unsere Simulation ergibt sich daraus ein gesamter Nettostromverbrauch (exklusive Pumpstromerzeugung) von 597,5 TWh.

Für das Durchschnitts-Szenario haben wir die Batterien auf dem heutigen Ausbauzustand belassen: Es ist zwar abzusehen, dass es in Zukunft sehr viel mehr Batteriespeicher geben wird – allerdings ist derzeit noch vollkommen unklar, in welcher Größenordnung sich der Zubau realistisch bewegen dürfte. Im optimistischen Szenario wird ein sehr hoher Zubau angenommen.

Simuliertes Energiemengen-Szenario 2031

Energiemengen-Szenario für das Durchschnittsjahr auf der Basis der historischen Stromerzeugung von 2015 bis 2025. Gewählte Parameter: 634 TWh Brutto-Jahresstromverbrauch, gesamter Nettostromverbrauch (exklusive Pumpstromerzeugung) 597,5 TWh, Ausbau Windenergie und PV erreicht, Biomasse-, Wasser-, Gas- und Pumpspeicher-Kraftwerke sowie Batterien und weitere Anlagen wie 2026, StromVKG nicht umgesetzt (siehe Tabelle im Anhang). Von nicht-herunterregelbarer Kohlekraftwerks-Leistung beigesteuerte Energie wird als Kohlesockel ausgewiesen.

Alle erneuerbaren Energien zusammen erreichen in diesem Szenario einen Anteil von 73,2 Prozent am gesamten Nettostromverbrauch (die Werte werden beim Hovern über den farbigen Balken angezeigt). Dabei ist die Spannweite der möglichen Erträge breit: Das Modell berechnet neben einem Szenario für das Durchschnittsjahr auf der Basis der Stromerzeugung von 2015 bis 2025 auch Szenarien für jedes einzelne Jahr. Die tatsächlich genutzte Stromerzeugung der erneuerbaren Energien variiert um 32,2 TWh zwischen Minimum und Maximum – 5,4 Prozent des eingestellten gesamten Nettostromverbrauchs. Dass der Anteil der Erneuerbaren in diesem Szenario das 80-Prozent-Ziel verfehlt, ist für diesen Report nicht von zentraler Bedeutung.

19,0 Prozent des Strombedarfs werden in diesem Szenario durch zusätzliche Quellen als „Back-up“ bereitgestellt. Dazu kommt noch der „Kohlesockel“ mit 7,8 Prozent: Das Modell berücksichtigt, dass sich Braun- und Steinkohlekraftwerke nicht so flexibel steuern lassen wie etwa Gaskraftwerke (die genauen Annahmen finden Sie im Anhang). Diese Energiemenge wird unabhängig von der Stromeinspeisung von Windenergie- und PV-Anlagen erzeugt. Wenn die Erneuerbaren zu wenig Energie liefern, kommt der Kohlesockel dem Back-up zugute. Wenn allerdings Erneuerbare genügend Energie liefern, erzeugen die Kohlekraftwerke trotzdem weiter Strom (siehe folgende Grafik). Das kann zu Überschussstrom und negativen Strompreisen beitragen, ist aber nicht Teil dieses Reports.

An welchen Tagen und Stunden zusätzliche Stromlieferungen nötig wären, berechnet das Modell ebenfalls. Daraus lässt sich eine Jahresdauerlinie der Back-up-Kapazitäten erstellen. Jahresdauerlinien sind eine in der Energiewirtschaft verbreitete Darstellungsform der Auslastung von Anlagen. Sie zeigt hier, wie viele Stunden im Jahr wie viel Back-up-Leistung in den Szenarien nötig ist, um den Stromverbrauch vollständig zu decken. Stromspeicher gehören dabei nicht zur notwendigen Back-up-Leistung, weil ihr Einsatz bereits vorher berechnet wurde. Übersteigt der Leistungsbedarf die installierte Leistung der fossilen Kraftwerke, kann man das als Hinweis auf fehlende Kapazitäten interpretieren.

Aus einer Jahresdauerlinie kann man auch Rückschlüsse auf die Wirtschaftlichkeit ziehen, das ist aber hier nicht beabsichtigt.

Simulierte Jahresdauerlinie der Back-up-Kapazitäten 2031

Die Jahresdauerlinie zeigt, für wie viele Stunden im Jahr wie viel Back-up-Leistung im Szenario erforderlich ist, um den Bedarf vollständig abzudecken. Ein Jahr hat 8760 Stunden. Die schwarze Linie gibt den Verlauf für das Durchschnittsjahr an, die blaue Fläche die Bandbreite, in der sich die Jahresdauerlinien für einzelne Erzeugungsjahre bewegen. Der Kohlesockel ist braun aufgetragen. Dieser folgt nicht der Einspeisung durch Erneuerbare und läuft daher bis zum Ende des Jahres durch. Die gestrichelte graue Linie zeigt, wie die Jahresdauerlinie ohne Kohlesockel verliefe, dann wäre nach 5 403 Stunden in diesem Szenario gar kein Back-up mehr nötig. Die gestrichelten roten Linien zeigen die installierte Leistung steuerbarer fossiler Kraftwerke Ende 2030 und nach dem Kohleausstieg Ende 2038. Überschuss-Erzeugung durch Erneuerbare wird nicht angezeigt.

Das Durchschnitts-Szenario zeigt als Größenordnung: Die meisten Stunden im Jahr wäre die Stromversorgung gesichert. Doch es würde immer wieder kritische Stunden geben, die sich ohne die geplanten zusätzlichen Kapazitäten durch die Kraftwerksstrategie auf 277 Stunden im Jahr aufsummieren können. Trotz der noch installierten Kohlekraftwerksleistung würden insgesamt 1,9 TWh fehlen, um den Bedarf in Deutschland zu decken. Wichtig dabei: Für 35 Stunden im Jahr kann die erforderliche Leistung bis auf über 70 GW ansteigen, maximal fehlt eine Leistung bis zu 21,9 GW, wenn auch nur für wenige Stunden.

Durch den Zubau der geplanten Kapazitäten würde sich das Szenario für 2031 etwas entspannen: Die Zahl der ungedeckten Stunden sinkt dann auf 64. Dennoch fehlten noch weitere 10,9 GW, wenn auch nur für wenige Stunden im Jahr. Die Stabilität der Stromversorgung zu jeder Zeit müsste durch weitere Kapazitäten garantiert werden, wenn die Stromversorgung ohne Importe sichergestellt werden soll. In den Jahren nach 2031 würde sich die Lücke jedoch erheblich vergrößern, weil dann auch die letzten verbliebenen Kohlekraftwerke nach und nach abgeschaltet werden (siehe gestrichelte Linie „installierte Leistung nach Kohleausstieg“).

Für das optimistische Szenario, mit dem wir die Robustheit der eben ermittelten Lücke testen wollen, haben wir die Annahmen wie folgt geändert: Windenergie-Anlagen auf See kommen auf 30 GW statt 20 GW, die Windenergie- und Solar-Anlagen liefern um den Faktor 1,2 mehr Strom pro installierter Leistung als heute, Batterien haben deutlich höhere Werte (Leistung: 150 GW, Kapazität: 500 GWh, inklusive Pumpspeicher) als vorher (27,8 GW und 87,6 GWh) und auch Flexibilitäten werden in sehr hohem Maße genutzt (Leistung: 50 GW, Zeitraum: 48 Stunden).

In besseren Ertragsjahren tritt eine Leistungslücke unter den optimistischen Annahmen nicht auf. Das Modell zeigt jetzt nur im schlechtesten Ertragsjahr für Windenergie und Photovoltaik eine Leistungslücke bis zu 7,0 GW. Das liegt zwar leicht unterhalb der im StromVKG für 2031 geplanten Kapazitäten, die grobe Größenordnung bleibt aber bestehen. Zusätzlich muss man folgendes berücksichtigen:

Mit Blick auf dieses Ergebnis erscheint der geplante Zubau von zusätzlichen Kapazitäten bis 2031, möglicherweise in Form von Gaskraftwerken, in der Größenordnung von 11 GW durchaus sinnvoll.

Diskutiert wird, wie diese notwendigen Kapazitäten bereitgestellt werden sollen – zum Beispiel im aktuellen Press Briefing des SMC zum geplanten StromVKG. In Frage kommen zusätzliche Gaskraftwerke, diskutiert wird aber auch ein gezielter Einsatz von Batterien oder Flexibilitäten, auch ein veränderter Einsatz von Biomasse oder sogar Wasserkraftwerken könnte möglich sein. Wird keine Lösung gefunden, könnte es aber auch nötig sein, den Kohleausstieg um wenige Jahre zu verschieben – auch diese Position wird vertreten.

Grundlagen: Das vom Bundeswirtschaftsministerium 2025 in Auftrag gegebene Gutachten zur Energiewende sieht für 2030 einen Bruttostrombedarf zwischen 600 und 700 TWh. Das Bundeswirtschaftsministerium geht dabei von einem Wert eher am unteren Ende dieser Spannweite aus. Da die Sektorenkopplung langsamer voranschreitet als erhofft und das Wirtschaftswachstum auch eher gering ausfällt, gehen wir von einem Anstieg im unteren Bereich der Spannweite des Gutachtens von ungefähr 634 TWh für das Jahr 2031 aus. Ferner haben wir für dieses Szenario die Werte für die Batteriespeicherkapazitäten auf dem Wert von 2026 belassen, weil uns Annahmen derzeit zu unsicher erscheinen. Auch die flexible Stromnachfrage haben wir für dieses Szenario konservativ angesetzt. Den Effekt hoher Werte haben wir im Datenreport Ausblick auf die Kraftwerksstrategie gezeigt.

Kohlesockel: Die Werte für Braun- und Steinkohle ergeben sich aus dem KVBG. 2031 werden gemäß Ausstiegspfad 7,0 GW Braunkohle am Netz sein, die Vorgaben für Steinkohle ergeben unter der Voraussetzung einer linearen Abnahme der installierten Kapazität einen Wert von 7,9 GW. Diese Leistungen können aber nicht so flexibel eingesetzt werden wie die von Gaskraftwerken. Vor allem Braunkohlekraftwerke können ihre Leistung nicht beliebig reduzieren, weil die Verbrennung dann unter Umständen nicht mehr stabil läuft. Das Modell splittet daher die installierte Leistung von Kohle- und Gaskraftwerken in Back-up und Kohlesockel. Der Kohlesockel passt sich nicht der Einspeisung der Erneuerbaren an. Aufgrund der historischen Erzeugungsdaten nehmen wir an, dass im Jahresmittel 51 Prozent der installierten Braunkohle-Kraftwerksleistung (3,5 GW) und 22 Prozent der installierten Steinkohle-Kraftwerksleistung (1,7 GW) als Sockel kontinuierlich ins Netz eingespeist werden. Der Rest wird als Back-up eingesetzt und gezählt.

Importe und Exporte: Für die Aussage dieses Szenarios betrachten wir für Deutschland keine Stromimporte oder -exporte. Die historischen Stromerzeugungsdaten einiger europäischer Nachbarstaaten liegen aktuell nicht so umfangreich vor wie die für Deutschland, außerdem fehlen Werte zum Beispiel für im Ausland geplante Windenergie- oder PV-Ausbauziele.

Parameter für das mittlere Szenario im Jahr 2031 auf einen Blick

Modellierung: Mithilfe der Stromerzeugung der zurückliegenden Jahre seit 2015, insbesondere der Auslastung der Anlagen, lässt sich abschätzen, welchen Anteil Wind- und Solarstrom unter diesen Bedingungen erreicht hätten. Wir gehen also in unserer Simulation von einer Wiederholung der beobachteten Wetterbedingungen aus und bewerten die Auswirkungen des Ausbaus von Windenergie- und Solaranlagen auf deren Anteil an der Deckung des Stromverbrauchs. Neben den simulierten Erzeugungswerten von Windenergie- und Solaranlagen werden in den Szenarien auch die historischen Erzeugungswerte von Biomasse- und Wasserkraftwerken sowie weiteren Quellen erneuerbarer Energie wie etwa Geothermie berücksichtigt.

In der Wissenschaft werden Szenarien über zukünftige Stromerzeugungen mithilfe von aufwendigen Wetter- und Stromerzeugungsmodellen berechnet. Für unsere Absicht, eine fundierte Einschätzung über die Stromerzeugung mit Windenergie- und PV-Anlagen zu entwickeln und daraus Argumente für die Diskussion über die Ausgestaltung eines erneuerbaren Energiesystems abzuleiten, reicht es jedoch aus, ein Szenario auf Basis der historischen Stromerzeugungsdaten auf dem Wege eines Dreisatzes zu berechnen: Die historische Stromerzeugung pro installierter Leistung in Gigawatt wird mit der für die Zukunft angestrebten installierten Leistung multipliziert.

Damit fließen auch Werte in die Modellierung ein, die sonst gesondert angenommen werden müssten, wie zum Beispiel Kraftwerksausfälle, geplante Abschaltungen wegen Wartung oder Abschaltauflagen für Windenergie-Anlagen.

Um den erhöhten Strombedarf zu berücksichtigen, wird die historische Lastkurve entsprechend nach oben verschoben. Die Lastkurve basiert auf der gesamten Netzlast, die den solaren Selbstverbrauch und industrielle Eigenversorgung einschließt, und entspricht damit dem gesamten Nettostromverbrauch. In unserer Simulation betrachten wir keine Stromimporte oder -exporte. Die integrierte Netzlast entspricht daher der gesamten Nettostromerzeugung. Wir passen die Lastkurve in diesem Szenario, wie oben erläutert, entsprechend an. Allerdings gibt das Gutachten der Bundesregierung Werte für den künftigen Strombedarf als Bruttostromverbrauch an. Der Wert ergibt sich aus der Bruttostromerzeugung, von der das Stromimportsaldo abgezogen wird (siehe Tabelle AG Energiebilanzen Bericht 2024). Von diesem Wert (634 TWh) ziehen wir noch den Kraftwerkseigenverbrauch (Mittel zwischen 2020 und 2025 ~ 4,5 Prozent) und die Pumpstromerzeugung (Mittel zwischen 2020 und 2025 ~ 8 TWh) ab, um den gesamten Nettostromverbrauch von 597,5 TWh zu erhalten.

Der Strombedarf im Modell muss dabei zu jeder Stunde gedeckt sein. Um den Anteil von Windenergie- und PV-Anlagen zu simulieren, reicht es daher nicht aus, die historische Erzeugung für einen bestimmten Zeitraum auf den größeren Anlagenpark umzurechnen.

Daher wird bei der Simulation für jede Stunde berechnet:

Flexibilisierung bezeichnet eine sehr wichtige Technik für ein vor allem auf Wind und Photovoltaik gestütztes Stromsystem. Die Idee dabei ist, dass bestimmte Verbraucher ohne Verlust von Komfort oder Funktion für eine begrenzte Zeit abgeschaltet und danach wieder eingeschaltet werden. Dazu können Kühlhäuser gehören, Wärmepumpen mit Speichern oder Ladevorgänge von Elektroautos.

Die verbliebene Lücke müssten flexible Stromerzeuger schließen.

Weil die Stromerzeugung durch Kohlekraftwerke nicht so flexibel gesteuert werden kann wie die durch Gaskraftwerke, verfährt das Modell bei der Berechnung wie oben unter den Erläuterungen zum Kohlesockel beschrieben.

Bei den Erträgen von Windenergie- und PV-Anlagen geht die Forschung davon aus, dass durch größere und effizientere Anlagen vor allem bei der Windkraft die Auslastung steigen wird. Für 2030 wird eine Steigerung der Auslastung zwischen 11 Prozent (AGORA) und 34 Prozent (DENA) für Onshore-Anlagen, zwischen 8 Prozent (AGORA) und 25 Prozent (ISE) für Offshore-Anlagen und zwischen 4 Prozent (DENA) und 16 Prozent (ISE) für PV-Anlagen im Vergleich zur durchschnittlichen Auslastung der zurückliegenden acht Jahre angenommen.

Im Gegensatz dazu ist jedoch in den historischen Daten noch kein deutlicher Trend zu einer Steigerung der Auslastung zu erkennen (Energy Charts, Arbeitsentwurf EEG-2027). Daher nehmen wir für dieses Szenario noch keine Steigerung der Auslastungen an.

In der Simulation werden Speicher – Batterien wie Pumpspeicherkraftwerke – ausschließlich dann geladen, wenn die erneuerbaren Energien mehr Strom erzeugen, als benötigt wird. Die Speicher werden zunächst vollständig entladen, bevor andere Quellen zur Deckung des Bedarfs herangezogen werden. Wir nehmen dabei vereinfacht an, dass die Speicher (vor allem kurzfristige Batteriespeicher) nahezu verlustfrei arbeiten. Es ist denkbar, dass sich die Batterien auch anders steuern ließen, um Lastspitzen optimaler abzufangen. In unserem optimistischen Szenario übernehmen das die großzügig genutzten Flexibilitäten.

Alle Daten zur gesamten Nettostromerzeugung, zur installierten Leistung und zur Netzlast stammen von den Energy-Charts des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE). Daten zur Erzeugung und zur Last haben eine Auflösung von 15 Minuten und werden für die Simulation stündlich zusammengefasst. Die Daten zur installierten Leistung werden für Batterien, Biomasse, Solar und Windenergie monatlich aktualisiert, für die übrigen Stromerzeuger jährlich.

Für die Berechnung der Auslastung schreiben wir den aktuellen Wert für den laufenden Monat oder das laufende Jahr fort. Dies führt möglicherweise zu einer geringen Überschätzung der Auslastung, da der Erzeugung real eine etwas höhere Leistung zu Grunde liegt. Diese Abweichung ist aufgrund der geringen Ausbaugeschwindigkeit im Verhältnis zur bereits installierten Leistung sehr gering und für die qualitativen Aussagen des Reports nicht relevant.

Den Code für diesen Data Report stellen wir hier zur Verfügung. Neben Standard R-Paketen wird ein eigenes Paket verwendet, das hier bereitgestellt wird.

Wenn Sie Fragen zu diesen Daten haben oder weitere Auswertungen erhalten möchten, kann das SMC Lab Auswertungen erzeugen.

Redaktion
Sönke Gäthke, Redakteur für Energie und Mobilität redaktion@sciencemediacenter.de

Datenauswertung
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