Sinken oder erhöhen sich die Strompreise durch erneuerbare Energien?

Im vierten Teil der Serie „Strommarkt Schweiz – Europäische Integration oder Autarkie?“ geht es um die Frage: „Kostet erneuerbare Energie nichts?“

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In einer exemplarischen Stunde ohne erneuerbare Energien (obere Grafik) liegt der Grosshandelsstrompreis deutlich höher (70 EUR/MWh) als in einer Stunde mit gleichhoher Nachfrage und hoher Produktion aus Wind und Sonne (untere Grafik, 50 EUR/MWh).

Zur Stromproduktion in der Schweiz kommen verschiedene Kraftwerkstypen zum Einsatz wie Wasserspeicherkraftwerke und Laufwasserkraftwerke, Kernkraftwerke sowie konventionell-thermische Kraftwerke, die mit Gas, Öl oder Abfälle befeuert werden. Seit einigen Jahren werden vermehrt auch Windenergieanlagen und Photovoltaik- (PV-)Anlagen, die Strom aus der Sonnenenergie gewinnen, gebaut und ans Stromnetz angeschlossen. Unabhängig vom Energieträger fallen bei einem Kraftwerksbau anfängliche Investitionskosten an. Nach der Inbetriebnahme des Kraftwerks wird zwischen fixen und variablen Kosten unterschieden. Die fixen Betriebskosten hängen nicht oder kaum von der produzierten Strommenge ab, sondern von der Anlagengrösse, von Unterhalts- oder Personalkosten sowie von Kosten der Finanzierung. Die variablen Betriebskosten oder vereinfacht gesagt „Brennstoffkosten“ sind jener Kostenpunkt, der nur dann anfällt, wenn auch tatsächlich Strom produziert wird. Bei Kernkraftwerken bemessen sich die Brennstoffkosten am Preis für die Brennstäbe aus Uran, bei thermischen Kraftwerken am Preis für Kohle, Öl oder Gas. Wasserkraftwerke haben durch die Entrichtung der Wasserzinsen ebenfalls „Brennstoffkosten“. Anders sieht es bei den neuen erneuerbaren Energien aus. Wind- und PV-Kraftwerke benötigen nämlich keine „Brennstoffe“, um Strom zu produzieren. Die Sonne scheint sozusagen unentgeltlich und auch auf Windstösse werden keine „Windzinsen“ erhoben. Kurz gesagt: Wetter ist gratis.

 

Merit-Order-Effekt

Dass Wetter gratis ist, hat weitreichende Folgen und treibt grosse Betreiber konventioneller Kraftwerke scheinbar in den Ruin, wie abermals aus schlechten Jahreszahlen grosser europäischer und schweizerischer Firmen wie Alpiq und Axpo deutlich ersichtlich wurde. Der Grund für die Turbulenzen in der Stromwirtschaft ist der sogenannte Merit-Order-Effekt. Er beschreibt die Verdrängung teuer produzierender Kraftwerke durch den Markteintritt eines Kraftwerks mit geringeren Grenzkosten, beispielsweise nach Neubau und Inbetriebnahme eines solchen Kraftwerks ins Stromnetz. Dieser Effekt ist weit über die Grenzen hinweg spürbar, da die europäischen Staaten erfolgreich an der Schaffung eines europäischen Strombinnenmarktes arbeiten. So sind alle grossen Mitspieler der europäischen Stromwirtschaft an einem Marktplatz versammelt und konkurrenzieren sich. Alle Kraftwerksbetreiber, die an der Strombörse teilnehmen, geben stündliche Gebote ab, zu welchen sie bereit sind, Strom zu produzieren. Gemäss Marktlogik liegt dieser Gebotspreis exakt so hoch wie die variablen Betriebskosten, also Brennstoffkosten. Der starke Ausbau von PV- und Windenergieanlagen in Deutschland, Frankreich, Österreich und Italien, perspektivisch auch in der Schweiz, löst nun in vielen Stunden diesen Merit-order-Effekt aus, da PV- und Windstrom keine Brennstoffkosten vorweisen und deshalb „gratis“ an der Strombörse angeboten werden. In Zeiten hoher Strom-Netzeinspeisung durch Wind und PV verdrängt dieser Erneuerbare-Strom den Strom aus den teuren konventionellen Kraftwerken und senkt so über den Merit-Order-Effekt den Grosshandelspreis. Bei gleicher Stromnachfrage liegt der Strompreis einer exemplarischen Stunde ohne erneuerbare Energien deutlich höher als in einer Stunde mit hoher Produktion aus erneuerbaren Energien (siehe Abbildung). Obwohl PV- und Windstrom am Grosshandel „gratis“ anbieten, können sie Erträge erzielen, da alle Kraftwerke, auch Kernkraft- oder Kohlekraftwerke, gemäss Marktlogik nicht ihren Gebotspreis, sondern den Gebotspreis des teuersten zur Nachfragedeckung gerade noch benötigten Kraftwerks erhalten. Dieses Kraftwerk wird in dieser Stunde preissetzend für den gesamten Börsenplatz. Alle Kraftwerke, die geringere Grenzkosten vorweisen, erwirtschaften in dieser Stunde einen Beitrag zur langfristigen Deckung ihrer Fixkosten.

Der Merit-Order-Effekt hat auf dem europäischen Strommarkt deutlich Spuren hinterlassen. So hat sich der Grosshandelsstrompreis seit 2007 mehr als halbiert, wobei dabei nicht ausschliesslich der Ausbau der erneuerbaren Energien eine Rolle spielte. Grosse Kraftwerksbetreiber müssen deshalb ihren Strom zu deutlich tieferen Preisen verkaufen als noch vor 8-10 Jahren und haben zusehends Mühe, ihre Fixkosten zudecken.

 

Höhere Stromrechnung?

Scheint mittags viel Sonne oder bläst starker Wind, dann verdrängt der Strom aus PV oder Wind die teuren Öl- oder Gaskraftwerke auf dem europäischen Strommarkt. Dadurch fällt der Strompreis im Grosshandel. Trotz stark fallender Preise haben sich die Stromkosten für die Endkunden seit 2007 nicht verbilligt. In Deutschland zahlen die Endkunden heute sogar fast doppelt so viel verglichen mit dem Jahr 2000. Der Grund dafür liegt in der Zusammensetzung des Endkunden-Strompreises. Auf der Stromrechnung erscheinen nicht nur die Kosten des eigentlichen Stroms, welcher aufgrund des Merit-Order-Effekts in den letzten Jahren gesunken ist, sondern auch Netzentgelte, Steuern und Abgaben. Der eigentliche Strompreis macht bei genauer Betrachtung nur rund ein Drittel der Stromrechnung aus. Rund 7 Rp./kWh, oder rund ein Drittel der Stromrechnung, werden in einem durchschnittlichen Haushalt zur Deckung der Strometzkosten erhoben. Nochmals rund 7 Rp./kWh, oder nochmals ein Drittel, entrichten die Haushalte über die Stromrechnung an Steuern und an die KEV-Umlage. Die Kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) ist das Instrument des Bundes, welches zur Förderung der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien eingesetzt wird, also für den Bau neuer Wind- und PV-Anlagen, welche zukünftig somit weiterhin den Merit-Order-Effekt auslösen und Betreiber konventioneller Anlagen dadurch auch in den folgenden Jahren unter Druck setzen.

 

Sinken oder erhöhen sich die Strompreise durch erneuerbare Energien?

Ein europäischer Strommarkt für die Energiewende

Die Energiewende ist beim nördlichen Nachbarn Deutschland beschlossene Sache und schreitet weiter voran. Im Jahr 2014 waren die Erneuerbaren, hauptsächlich Windkraft, Biomasse und Solarenergie, erstmals wichtigste Energiequelle im Strommix, sie verdrängten mit einem Anteil von 27,3 % am deutschen Stromverbrauch die Braunkohle von Platz 1, wie „Agora Energiewende“ berichtet. Deutschland steigt bis 2022 also definitiv aus der Kernenergie aus, das Zeitalter der regenerativen Energien hat schon begonnen. Die Übertragungsnetze und deren Ausbau bilden dabei das Rückgrat der Strominfrastruktur, die diesen Wandel bei der Elektrizitätsversorgung erst ermöglicht. Die Bundesnetzagentur in Deutschland präsentiert zu diesem Zweck jährlich einen Netzentwicklungsplan (NEP).

Lokaler Widerstand gegen Netzausbau

Zentral beim Netzentwicklungsplan sind vordergründig vier Korridore quer durch Deutschland, hauptsächlich auf einer Nord-Süd-Achse. Die Projekte „SuedLink“ und „Gleichstrompassage Süd-Ost“ würden zusätzliche Austauschkapazitäten zwischen Norddeutschland und Süddeutschland sichern, welche aufgrund des massiven Zubaus an regenerativen Erzeugungseinheiten an Land (vor allem Photovoltaik im Süden) und Offshore durch Windleistung in der Nordsee notwendig werden. An die Stromautobahn „SuedLink“ sollen die Nachbarländer Norwegen, Dänemark und Schweden angeschlossen werden. Die Gleichstrompassage Süd-Ost soll die Standorte von Windkraftanlagen in Norddeutschland, die Erzeugungs- und Lastschwerpunkte in Bayern sowie die heutigen und zukünftigen Pumpspeicher der Alpenregion verbinden. Die beiden Megaprojekte könnten bis 2034 Stromleitungen mit einer Leistung von bis zu 8 Gigawatt (GW) führen, was der Leistung von acht grossen Kernkraftwerken entspricht. Der Netzausbau würde Versorgungssicherheit gewährleisten und dabei helfen, dass Knappheiten im Süden Deutschlands, mit denen hohe Strompreisspitzen verbunden wären, vermieden  werden.

Trotzdem gibt es auch Gegner des Netzausbaus, jeweils an den konkreten geplanten Trassenverläufen: Am lautesten artikuliert wird die Skepsis gegenüber den Stromautobahnen und der Widerstand der Bevölkerung derzeit in Bayern.  Dort wird vor allem die „Gleichstrompassage Süd-Ost“ für überflüssig gehalten, was im Widerspruch zu den Planungen des Bundeswirtschaftsministeriums steht, in dessen Zuständigkeit die Energiewende fällt. Dieser Konflikt reicht bis in die höchste Regierungsebene. Im Jahr 2023, nach Abschaltung des letzten Kernkraftwerks in Bayern, treten nicht nur in Spitzenzeiten, sondern über das ganze Jahr Stunden mit defizitärer Leistungsabsicherung auf. Die Versorgungssicherheit in Bayern wäre dann akut gefährdet – das wissen auch die Trassengegner. Statt des Baus von Stromnetzen wird vorgeschlagen, Gas- und Dampf-Kraftwerke (GuD) in Bayern zu errichten, um die Versorgung zu gewährleisten. Dieser Plan funktioniert jedoch nur auf dem Papier, denn in der Realität entscheidet der Strommarkt und nicht die Lokalregierung, welche Kraftwerke zum Einsatz kommen.

Die Schaffung eines europäischen Strommarktes schreitet voran. Die Strommärkte der rotgefärbten Länder sind bereits gekoppelt. Eine Kopplung mit den rosagefärbten Länder steht kurz bevor. Die Schweizer Stromwirtschaft muss weiterhin auf eine Marktkopplung warten.
Die Schaffung eines europäischen Strommarktes schreitet voran. Die Strommärkte der rotgefärbten Länder sind bereits gekoppelt. Eine Kopplung mit den rosagefärbten Länder steht kurz bevor. Die Schweizer Stromwirtschaft muss weiterhin auf eine Marktkopplung warten.

Gaskraftwerke anstatt europäische Integration

Die Strommärkte in Europa sollen künftig noch stärker miteinander verbunden werden, um die Kraftwerke möglichst kosteneffizient einzusetzen. An den Strombörsen wird auf einem Markt Strom über die Grenzen hinweg gehandelt. Der grenzüberschreitende Handel von Strom und die Vergabe der dafür notwendigen Transportkapazität werden innerhalb der Marktkopplung (Market Coupling) gemeinsam erfüllt. Market Coupling ermöglicht es, günstige Stromangebote in einem Land zur Deckung einer Stromnachfrage in einem anderen Land mit einem höheren Preisniveau zu nutzen. Idealerweise gleichen sich dadurch in Zukunft die Preise in den gekoppelten Märkten an. Dies führt zu einem kosteneffizienten Kraftwerkseinsatz sowie zu einer optimalen Ausnutzung der grenzüberschreitenden Transportkapazitäten unter Berücksichtigung der Engpässe. Für die gesamte betrachtete Region resultiert daher eine volkswirtschaftlich effiziente Lösung.

Der Einsatz der Kraftwerke auf dem Strommarkt erfolgt nach einer Grenzkostenlogik. Das bedeutet, dass Kraftwerke mit niedrigen Grenzkosten (i.d.R. variable Kosten, also Brennstoffkosten zuzüglich laufender Betriebskosten) bevorzugt werden (Merit-Order). Strom aus erneuerbaren Energien geniesst einen Einspeisevorrang und reduziert die Stromnachfrage, welche durch konventionelle Kraftwerke gedeckt werden muss (Residuallast). Dadurch erreichen konventionelle Kraftwerke weniger Volllaststunden und werden teilweise sogar ganz aus dem Markt gedrängt. Zuerst werden Technologien verdrängt, welche relativ hohe Grenzkosten aufweisen. Dies sind insbesondere GuD-Kraftwerke. Diese Logik gilt grenzüberschreitend. Je mehr Erneuerbare in Europa am Netz sind, desto weniger Volllaststunden bleiben für konventionelle Kraftwerke.

Dies bedeutet für Deutschland und die bayerischen Kraftwerke, dass sich nach Abschaltung der Kernkraftwerke neue GuD-Kraftwerke in Bayern in der Einsatzreihenfolge der Kraftwerke aufgrund der viel höheren Grenzkosten hinter den Kohlekraftwerken im Nordosten und Nordwesten Deutschlands positionieren und somit nur wenige Stunden im Jahr im Einsatz sind. Gleichzeitig findet ein Ausbau der Windkraft in Norddeutschland statt, der diese Entwicklung zusätzlich verstärkt. Die neuen Kraftwerke in Bayern könnten also nicht rentabel betrieben werden und würden in den meisten Stunden im Jahr stillstehen. In den übrigen Stunden aber bestünde weiterhin Transportbedarf von Strom vom Norden in den Süden. Da die Netzengpässe aber weiterhin bestehen blieben, käme es in diesem Fall auf Geheiss der Übertragungsnetzbetreiber zu notgedrungenen Änderungen des Kraftwerkseinsatzes (Redispatch). Wegen der Netzengpässe würden dann die neuen GuD-Kraftwerke in Bayern anstelle der Kohlekraftwerke im Norden Deutschlands kurzfristig eingesetzt. Redispatch ist aber mit Ineffizienzen verbunden, da einerseits teure Kraftwerke einspringen müssen, obwohl kostengünstigere Optionen bereitstünden und weil andererseits die bereits verbuchten Geschäfte der nicht abgerufenen Kohlekraftwerke trotzdem beglichen werden müssen. Solche Situationen würden immer wieder auftreten. Abhilfe würde in dieser Situation der Netzausbau schaffen.

Analogon in der Schweiz

Dieses Dilemma in Bayern ist nicht nur geografisch ganz nah bei der Schweiz, sondern auch thematisch. Auch die Schweizer Energiepolitik hat den Ausstieg aus der Kernenergie beschlossen und diskutiert in der Energiestrategie 2050 den Bau von neuen GuD-Kraftwerken, um die entstehende Stromlücke zu decken. Auch Stromimporte wurden zwischenzeitlich diskutiert. Das Fallbeispiel „Bayern“ zeigt aber, dass innerhalb eines europäischen Strommarktregims solche GuD-Kraftwerke kaum rentabel zu betreiben sind und volkswirtschaftlich unter aktuellen Rahmenbedingungen keiner effizienten Lösung entsprechen. Soll die Schweiz am europäischen Strombinnenmarkt teilnehmen, wie von Stromkonzernen und dem Bundesamt für Energie angestrebt, sollte der Fokus bereits heute auf dem Netzausbau, insbesondere an der Grenze zu unseren Nachbarländern, und auf dem Ausbau der erneuerbaren Energien sowie ggf. perspektivisch dem Ausbau der Speicherkapazitäten liegen. Ein Schweizer Strommarkt, welcher europäisch integriert ist, braucht dann voraussichtlich weniger lokale GuD-Kraftwerke, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Wenn die Schweiz die Versorgungssicherheit mit Kapazitäten innerhalb der eigenen Grenzen sicherstellen möchte, würden andere und zusätzliche Mechanismen benötigt, um diese Kapazitäten rentabel zu betreiben und damit überhaupt Investoren zu finden.

Strommarkt im Wandel

Die aktuelle Entwicklung am europäischen Strommarkt sollte immer auch in einer langfristigen Perspektive betrachtet werden. So bietet der europäische Strommarkt auf Basis der Grenzkostenlogik heutzutage nicht genügend betriebswirtschaftliche Anreize zum Kraftwerksneubau, und auch Bestandanlagen wurden in den letzten Jahren immer unrentabler. Der Strommarkt wie er heute besteht, weist unter diesem Aspekt Mängel auf. Deshalb wird das zugrunde liegende Regelwerk zurzeit stark überarbeitet. Derzeit ist noch offen, unter welchen Bedingungen die in den nächsten Jahren ausser Betrieb gehenden Kraftwerke durch die flexibel regelbaren Kapazitäten ersetzt werden können, die es braucht, um ein durch fluktuierende erneuerbare Erzeugung dominiertes Stromsystem zu stabilisieren. Die Entwicklung könnte in Richtung eines Strommarktes 2.0 gehen. Dieser setzt auf ein hochentwickeltes Netzmanagement, die Regelbarkeit von erneuerbaren Energien und auf eine deutliche Flexibilisierung der Nachfrageseite. In solch einem Strommarktdesign würden Investitionsanreize durch kurzfristig hohe Preisspitzen wieder interessanter werden. Wie genau das neue Design des Strommarktes aussieht und wie lange eine Markttransformation dauern wird, ist ungewiss. Die Chancen sind aber intakt, dass GuD-Kraftwerke und Pumpspeicher in den Alpen dann wieder rentabler betrieben werden können.

Ein europäischer Strommarkt für die Energiewende

Paradoxa der Energiewende

Die sogenannte Energiewende wird zwar viel diskutiert, mitunter wird aber durchaus Unterschiedliches darunter verstanden: Während auf der einen Seite hauptsächlich die dezentrale und erneuerbare Stromerzeugung im Vordergrund steht, wird auf der anderen Seite die Minimierung (bzw. Eliminierung) des CO2-Ausstosses als Hauptmerkmal angesehen. Im deutschsprachigen Raum bedeutet Energiewende gleichzeitig auch Atomausstieg also die Abschaltung bestehender Kernkraftwerke und häufig auch eine Art Technologieverbot, sodass keine neuen Kernkraftwerke gebaut werden können. Der Atomausstieg wurde nach der Fukushima-Katastrophe 2011 durch die Parlamente geboxt und damit die Energiewende zwangsläufig eingeleitet. Heikel an dieser Sache ist, dass die Elektrizitätsbranche sehr lange Investitionszyklen kennt und Entscheide häufig Jahrzehnte im Voraus in die Wege leitet. Auf kurzfristige Schocks reagiert die Branche nur träge. Diese Trägheit betrifft vor allem die grossen Betreiber von konventionellen Kraftwerken (Kernkraftwerke, Erdgaskraftwerke), welche immense Geldsummen an ihre Infrastruktur gebunden haben und Jahrzehnte im Voraus kalkulieren. Dementsprechend überrumpelt fühlte sich die Branche, als nach Fukushima die neuen erneuerbaren Energien wie Photovoltaik- (PV) und Windkraftanlagen mit dem Dünger von staatlichen Fördermassnahmen wie Pilze aus dem Boden schossen. Besitzer und Betreiber dieser dezentralen Anlagen waren häufig nicht mehr die grossen Energiebetreiber, sondern viele kleine, häufig private Akteure. Schon bald summierte sich die installierte Leistung dieser vielen kleinen Anlagen zu einem beachtlichen Anteil und die produzierte Menge Strom stieg von Jahr zu Jahr weiter an. In Deutschland stammte 2013 bereits 25 Prozent der Stromerzeugung von Erneuerbaren. Die Erneuerbaren wurden also innert kürzester Zeit erwachsen, werden aber in Deutschland weiterhin wie Kinder behandelt. So geniessen sie auch im Jahr 2014 einen Einspeisevorrang.

Sihlsee Oktober 2014

Wetterabhängige Stromproduktion

Solarzellen auf dem Dach und Windräder an Küsten und auf Hügeln produzieren nur dann Strom, wenn es die Witterung zulässt. So ist die Stromproduktion aus PV einerseits stark tageszeitabhängig (in der Nacht wird nie Strom erzeugt) anderseits jahreszeitabhängig (im Sommer ist die Strahlung deutlich erhöht), aber auch wetterabhängig. Die Stromproduktion aus Windenergieanlagen fluktuiert ebenfalls. Die tageszeitlichen und jahreszeitlichen Unterschiede sind aber deutlich geringer. Bei geeigneter Witterung wird sofort PV- und Windstrom produziert und diese Produktion ist kaum regelbar: Die produzierte Menge Strom ist, bei gegebener Anzahl Anlagen, nur abhängig vom Wetter, nicht aber von den Marktbedürfnissen. Das Wetter und nicht der Kunde entscheidet, wann Strom aus neuen erneuerbaren Energien produziert wird. Gleichzeitig werden die Erneuerbaren vom Staat mit einer Einspeisevergütung gefördert. Unabhängig vom vorherrschenden Marktpreis für Strom erhalten die Produzenten von erneuerbaren Energien bei der Einspeisung ihres produzierten Stroms ins Netz einen festgelegten Preis. Da die erneuerbaren Energien zur Stromproduktion keine teuren Betriebsstoffe wie Heizöl, Kohle, Gas oder Uran, sondern die gratis zur Verfügung stehende Sonnen-, Wind-, Erdwärme- und Wasserenergie benötigen, entsteht eine einzigartige Preisbildung auf dem Strommarkt. Da die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien keine Brennstoffkosten haben und ihre Produktion nicht regelbar ist (also genau dann produziert wird, wenn es das Wetter zulässt), bieten sie ihre Energie am Markt „gratis“ an (Einspeisevorrang). Relativ billig wird am Markt die Stromerzeugung aus Kernenergie und Kohle angeboten. Teuer und weniger gefragt ist Strom aus Erdgas und Erdöl (Merit Order Prinzip). Obwohl die Erneuerbaren „gratis“ am Markt anbieten, erhalten sie den Strompreis des letztbietenden Erzeugers. Der Unterschied zwischen angebotenem Preis und Marktpreis entspricht der Marge, mit der die fixen Kosten gedeckt werden müssen.

Mehr CO2

Die zunehmende Menge neuer erneuerbaren Energien im Strommarkt haben in Europa und vor allem in Deutschland in den letzten Jahren ein im Vorfeld stark unterschätztes Phänomen ausgelöst. Da immer mehr PV- und Windenergieanlagen „gratis“ am Strommarkt teilnahmen, gab es eine regelrechte Stromschwemme und die Strompreise an der Börse sind in der Folge markant gesunken. Im Gleichschritt wurden die Margen für konventionelle Erzeuger (Kohle, Gas, Öl) immer geringer. Dies bekommen zurzeit auch die Betreiber konventioneller Kraftwerke in der Schweiz zu spüren, bspw. die Pumpspeicherkraftwerke in den Alpen. Sobald die Strompreise unter den Brennstoffkosten liegen, bieten die grossen Betreiber von Gaskraftwerken ihre Leistung nicht mehr am Markt an. Solange dies nur einige Stunden im Jahr auftritt ist dies nicht weiter dramatisch. Die Anzahl solcher Stunden hat in den letzten Jahren jedoch stetig zugenommen, so dass einige Kraftwerke kaum noch auf die für einen rentablen Betrieb nötigen Betriebsstunden (Volllast-Stunden) kommen und ihre Kraftwerke schliesslich ganz abschalten. Der Siegeszug der Erneuerbaren wirft die konventionellen Kraftwerke regelrecht aus dem Markt, was jedoch unerwünschte Folgen haben könnte. Die konventionellen Kraftwerke haben nämlich gegenüber PV und Wind einen wichtigen Vorteil. Ihre Stromerzeugung ist nicht abhängig vom Wetter. Wenn also aufgrund der aktuellen Marktsituation kaum noch konventionelle Kraftwerke am Netz sind und eine langanhaltende Inversionswetterlage im Winter ansteht und kaum Strom aus PV- und Windenergieanlagen produziert wird, kann die Stromversorgung nicht weiter aufrecht erhalten werden. Doch nur für diese kritischen Stunden wollen die grossen Betreiber ihre Leistung nicht vorhalten, es sei denn auch sie werden zukünftig finanziell vom Staat unterstützt (Kapazitätsmarkt). Ein weiteres Paradoxa der Energiewende ist, dass die CO2-Emissionen aus der Stromerzeugung in Deutschland in den letzten Jahren trotz des massiven Ausbaus der Erneuerbaren nicht etwa zurückgingen, sondern sogar anstiegen. Der Grund dafür liegt in den sinkenden Strompreisen. Da die Marge auf dem Strommarkt so tief ist, werden kaum noch Gaskraftwerke betrieben, da Erdgas teuer ist. Rentabel sind nur noch alte Kohlekraftwerke, welche bereits amortisiert sind und mit billiger Kohle befeuert werden können. Kohle verursacht aber gegenüber Erdgas viel mehr CO2.

Dieses unerwünschte Nebenphänomen war sicherlich nicht so geplant und zeigt exemplarisch auf, welche Dynamik tiefe Markteingriffe auslösen können. Obwohl unter „Energiewende“ kaum jemand höhere CO2-Emissionen versteht, ist dies in Deutschland zurzeit Realität.

Paradoxa der Energiewende