Die Illusion vom billigen Wind- und Solarstrom – aus 35 Euro werden 440
Die Mär von den angeblich so günstigen Solar– und Windstromkosten hält sich hartnäckig. Doch wer nur auf die reinen Erzeugungskosten schaut, betreibt Augenwischerei auf höchstem Niveau. Die wahren Systemkosten intermittierender Einspeiser liegen um ein Vielfaches höher — eine Rechnung, die am Ende der Stromkunde und der Steuerzahler begleichen darf.
Ein Taschenspielertrick gehört inzwischen zur politischen Standardargumentation: Man nehme die Levelized Cost of Electricity (LCOE), also die reinen Gestehungskosten einer Kilowattstunde, und verkünde vollmundig, Wind- und Solarstrom sei inzwischen die billigste Energieform überhaupt. 35 Euro pro Megawattstunde, heißt es dann — unschlagbar günstig.
Doch dieser Wert ist nicht nur irreführend. Er ist eine systematische Täuschung.
Denn die LCOE-Berechnung blendet genau jene Kosten aus, die intermittierende Quellen dem Gesamtsystem erst aufbürden. Die Volatilität der Einspeisung ist nämlich kein Schönheitsfehler, den man mit ein bisschen Batteriespeicher wegpuffern kann. Sie ist der dominante Kostentreiber des gesamten Systems.
Was die LCOE verschweigt: Die wahren Systemkosten
Wenn man Sonnen- und Windstrom in ein zuverlässiges Netz integrieren will, fallen Kosten an, die in den üblichen Wirtschaftlichkeitsrechnungen schlicht nicht vorkommen. Zum Verständnis sind Grundlagenkenntnisse in Physik und Technik erforderlich, die den Politikern und EU-Bürokraten gänzlich fehlen. Es geht dabei um:
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Frequenzregelung und Momentanreserve: Ein stabiles Netz braucht rotierende Massen. Solar- und Windanlagen liefern keine nennenswerte Systemträgheit. Diese muss von konventionellen Kraftwerken bereitgestellt werden — die dafür im ineffizienten Teillastbetrieb laufen müssen.
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Spannungsstützung und Blindleistungskompensation: Dezentrale Einspeiser destabilisieren die Spannungsebenen. Der Aufwand für Kompensationsanlagen ist erheblich.
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Ausgleich und Lastfolgefähigkeit: Wenn eine Wolkenfront durchzieht oder der Wind plötzlich dreht, müssen konventionelle Kraftwerke innerhalb von Minuten hoch- oder herunterfahren. Das ist nicht nur technisch anspruchsvoll, sondern vor allem teuer — thermische Kraftwerke sind für Dauerlast optimiert, nicht für permanentes Stop-and-Go.
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Netzausbau und Übertragungsverluste: Wind- und Solarparks stehen selten dort, wo der Strom gebraucht wird. Die nötigen Trassen — oft hunderte Kilometer — kosten Milliarden.
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Überbauung und Redundanz: Um auch nur ansatzweise Versorgungssicherheit zu gewährleisten, muss ein Vielfaches der benötigten Leistung installiert werden. Bei Windkraft an Land rechnet man mit dem Zehnfachen der gesicherten Leistung, auf See mit dem Siebenfachen.
Vom Schnäppchen zum Fass ohne Boden: Die Rechnung im Detail
Die Analyse, die Terigi Ciccone in seiner Abhandlung „A Narrow Lens on Ancillary Services: Overlooking the Full Costs and Ecological Damage of Solar and Wind Integration“ (Ein einseitiger Blick auf die Nebenleistungen: Die Gesamtkosten und ökologischen Schäden der Solar- und Windenergieintegration werden außer Acht gelassen) vorgelegt hat, rechnet präzise vor, was passiert, wenn man diese versteckten Kosten in die Kalkulation einbezieht.
Das Ergebnis ist vernichtend: Die gesamten Systemkosten steigen um 135 bis 235 Prozent.
Anders gesagt: Aus dem beworbenen LCOE-Wert von rund 35 Euro pro Megawattstunde wird bei vollständiger Kostenwahrheit ein gelieferter Strompreis von rund 440 Euro pro Megawattstunde – statt 3,5 Cent werden es 44 Cent pro Kilowattstunde.
Das ist der Unterschied zwischen einer politisch gewünschten Wunschvorstellung und physikalischer Realität. Das kann man natürlich nicht über die Stromrechnung finanzieren, zu groß wäre der Aufschrei. Das wird aus Steuergeldern finanziert oder in anderen Positionen versteckt.
Das MTerra-Beispiel: Auch Batterien lösen das Grundproblem nicht
Gerade erst wurde auf den Philippinen das MTerra-Solar-Projekt in Betrieb genommen — mit 1.373 Megawatt Solarleistung und 825 Megawatt Batteriespeicher in Phase 1, wie Meralco PowerGen im März 2026 verkündete. Das Projekt ist explizit auf sogenannte Mid-Merit-Versorgung ausgelegt, also auf die Abdeckung der Last oberhalb der Grundlast. Insgesamt sind 3.500 Megawatt Solar-PV und 4.500 Megawattstunden Batteriespeicher geplant, wobei das Projekt über einen 20-Jahres-Vertrag 850 Megawatt gesicherte Mid-Merit-Leistung für durchschnittlich 12 Stunden täglich liefern soll, wie Actis in seinem Portfolio ausweist.
Doch selbst mit dieser massiven Batterieausstattung schafft MTerra nur etwa 12 bis 13 Stunden Mid-Merit-Leistung pro Tag. Die restlichen 11 bis 12 Stunden — und jeder mehrtägige Wettereinbruch, jeder Taifun, der auf den Philippinen keine Seltenheit ist — erfordern zwingend disponible Backup-Kapazitäten.
Das bedeutet: Man baut ein gigantisches Solar-plus-Batterie-System, und braucht dahinter trotzdem noch ein komplettes konventionelles Kraftwerkssystem, das im Standby läuft. Die Kosten dafür tauchen in keiner LCOE-Berechnung auf. Der Kunde zahlt sie trotzdem — über seine Stromrechnung oder über Steuern.
Die alternative Rechnung: Was ein zuverlässiges Gigawatt wirklich kostet
Eine Vergleichsrechnung, die National Wind Watch vorgelegt hat, macht die Dimensionen greifbar. Die Frage lautet: Was kostet es, ein Gigawatt zuverlässige Leistung mit 99,9 Prozent Verfügbarkeit bereitzustellen?
Das Referenzszenario bildet ein modernes Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk (GuD). Mit Investitionskosten von rund 920 Euro pro Kilowatt und einem LCOE-Wert von etwa 64 Euro pro Megawattstunde belaufen sich die jährlichen Gesamtkosten für die Bereitstellung eines gesicherten Gigawatts — also rund 7.446 Gigawattstunden Jahresproduktion — auf etwa 475 Millionen Euro oder 6,3 Cent pro kWh. Darin sind Investitionskosten, Brennstoff, Betrieb und Wartung bereits enthalten. Ein GuD-Kraftwerk steht zudem typischerweise in der Nähe von Lastzentren, sodass keine nennenswerten Übertragungskosten anfallen.
Nun zur Windkraft an Land. Um ein Gigawatt gesicherte Leistung zu erzielen, muss bei einer anerkannten Effective Load Carrying Capability (ELCC) von lediglich 10 Prozent das Zehnfache der Nennleistung installiert werden — also 10 Gigawatt. Bei unsubventionierten Kosten von rund 735 Millionen Euro pro Gigawatt summiert sich die Investition allein für die Turbinen auf etwa 7,35 Milliarden Euro. Hinzu kommen 4 Gigawattstunden Lithium-Ionen-Speicher zu etwa 185 Euro pro Kilowattstunde, was weitere 740 Millionen Euro verschlingt. Spitzenlast-Gasturbinen als Backup, die mit 90 Prozent Auslastung zu rund 88 Euro pro Megawattstunde laufen, schlagen mit etwa 440 Millionen Euro jährlich zu Buche. Dazu gesellen sich 80 Kilometer Übertragungsleitung zu 2,3 Millionen Euro pro Kilometer (rund 185 Millionen Euro), Umspannwerke mit 37 Euro pro Kilowatt (37 Millionen Euro), Kosten für Ancillary Services, Pachtzahlungen und Stilllegungsrückstellungen. Alles zusammen — amortisiert über 25 Jahre bei 6 Prozent Kapitalkosten — ergibt jährliche Systemkosten von rund 2,64 Milliarden Euro. Das ist das 5,6-Fache des GuD-Kraftwerks (35,7 Cent pro kWh).
Bei Offshore-Wind sieht es noch düsterer aus. Zwar ist die ELCC mit 15 Prozent etwas besser, sodass „nur“ das Siebenfache überbaut werden muss — 7 Gigawatt Nennleistung. Dafür liegen die Basiskosten bei etwa 2,76 Milliarden Euro pro Gigawatt, plus 20 Prozent Marine-Aufschlag. Die Turbineninvestition beträgt damit rund 19,3 Milliarden Euro. Hinzu kommen Kosten für Vorerkundungen (28 Millionen Euro pro Gigawatt), Seekabel (8 Kilometer zu 2,8 Millionen Euro pro Kilometer, also rund 22 Millionen Euro) und verstärkte Offshore-Umspannwerke. Am Ende stehen jährliche Kosten von etwa 3,43 Milliarden Euro — das 7,2-Fache des GuD-Referenzwerts (45 Cent pro kWh). Man denke an Vineyard Wind vor der US-Ostküste: über 3,7 Milliarden Euro für magere 800 Megawatt.
Und das alles ist noch ohne staatliche Subventionen gerechnet. Bezieht man Subventionsverzerrungen und die daraus resultierende weitere Absenkung der effektiven ELCC mit ein, steigt der Multiplikator für Onshore-Wind auf das 7,1-Fache, die jährlichen Kosten auf rund 3,38 Milliarden Euro. Bei herausfordernden Offshore-Anwendungen können die Kosten auf das Zwanzigfache eines GuD-Kraftwerks hochschnellen.
Bemerkenswert ist, worin das Geld tatsächlich versickert: 70 Prozent der Windkraft-Budgets entfallen auf Überbauung und Backup-Kapazitäten. Mit anderen Worten: Der Löwenanteil der Kosten entsteht nicht durch die Stromerzeugung selbst, sondern durch den Versuch, die systemimmanente Unzuverlässigkeit der Technologie notdürftig zu kompensieren. Global summieren sich diese ineffizienten Ausgaben, so die Analyse, auf geschätzte 1,65 Billionen Euro — Jahr für Jahr.
Der ökologische Pferdefuß
Ciccone geht in seiner Analyse noch einen Schritt weiter und rechnet vor, dass die vermeintlich „saubere“ Energie bei ganzheitlicher Betrachtung keineswegs so grün ist, wie die Marketingabteilungen suggerieren:
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Flächenverbrauch: Solar- und Windparks benötigen die rund zehnfache Fläche fossiler Kraftwerke bei gleicher Energieausbeute.
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Rohstoffhunger der Lieferketten: Für die Herstellung von Solarmodulen, Windturbinen und Batterien werden rund zwei Milliarden Tonnen Kohle für Materialprozesse verbraucht — inklusive der Stahlherstellung, Siliziumproduktion und Glasfertigung.
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Abfallentsorgung: Bis 2050 fallen schätzungsweise 78 Millionen Tonnen nicht-recycelbaren Abfalls aus ausgedienten Rotorblättern und Solarmodulen an. Für Rotorblätter existiert bis heute keine praktikable Recyclinglösung.
- Schäden für Menschen durch Infraschall, PFAS, Vegetation, Klima und Wildtierverluste: Diese Schäden sind in vielen TKP-Artikeln detailliert beschrieben.
Fazit: Die Energiewende als Umverteilungsmaschine
Was sich hier abzeichnet, ist das klassische Muster einer politisch getriebenen Fehlallokation riesigen Ausmaßes. Eine Industrie, die ohne Subventionen und Einspeisevorrang nicht überlebensfähig wäre, wird mit Milliardenbeträgen künstlich am Leben gehalten — während die wahren Kosten systematisch verschleiert und auf die Allgemeinheit abgewälzt werden.
Die physikalischen Grundtatsachen lassen sich nicht wegverhandeln:
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Intermittierende Einspeiser können Grundlast nicht ersetzen. Sie können sie ergänzen, aber nicht substituieren — es sei denn, man nimmt massive Versorgungsrisiken in Kauf.
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Speicher lösen das Problem nicht. Selbst die größten Batterieprojekte der Welt schaffen nur Stunden, nicht Tage oder Wochen an Überbrückung.
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Die Gesamtkosten explodieren. Was als billiger Ökostrom verkauft wird, entpuppt sich bei ehrlicher Rechnung als einer der teuersten Wege, Elektrizität zu erzeugen — mit gelieferten Kosten im Bereich von 440 Euro pro Megawattstunde.
Die Empfehlung, die Ciccone am Ende seiner Analyse ausspricht, ist so naheliegend wie politisch unerwünscht: Eine Rückbesinnung auf zuverlässige, grundlastfähige Optionen — Kernkraft, moderne Gaskraftwerke, Wasserkraft — kombiniert mit einer ehrlichen Lebenszyklus-Bilanzierung aller Technologien.
Denn eines ist klar: Wer vorgibt, mit Wind und Sonne ein Industrieland zuverlässig und bezahlbar mit Strom versorgen zu können, betreibt keine Wissenschaft. Sondern politische Wunschvorstellung auf Kosten der Stromkunden.
Links zu früheren TKP-Beiträgen zum Thema finden Sie unterhalb 👇
Bild: Solar-Wind-Batterie-Park Grok
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Die eigentliche Frage ist ja, was ist der eigentliche Hintergrund für diese „Umstellung“, als Energiewende bezeichnet?
Den den man uns erzählt ist es jedenfalls nicht. Die Betreiber dieses „Wandels“, wussten das natürlich vorher schon. Das wir damit nichts retten werden, egal was es ist, ist auch klar.
Es bleibt bei der eigentlichen Frage, warum? Also die echten Gründe… Irgendwo liegen sie und ab einer gewissen Höhe im pyramidalen System, kennt jemand die Antwort darauf…