Autor: Bernhard Suter —

Schon seit einigen Jahren sind Photovoltaik und Windkraft weltweit die netto günstigsten Quellen für neue Stromerzeugung. Doch das Argument der Kritiker war stets: “Und was ist, wenn die Sonne nicht scheint?”

Unterdessen ist die Technologie weiter: An klimatisch besonders privilegierten Orten ist eine Kombination aus Erneuerbaren plus Speicher (Hybrid-Kraftwerke) inzwischen die billigste Art, rund um die Uhr die nötige Menge Strom zu produzieren – und zwar mit zuverlässiger Lastfolge an 365 Tagen im Jahr.

Zu diesem Anlass sind kürzlich einige interessante Studien erschienen:

• “How cheap is battery storage?”, Ember, Dezember 2025.
• “24/7 renewables: The economics of firm solar and wind”, IRENA, Mai 2026

Es gibt bereits heute Regionen mit so konstanten Bedingungen, dass ein Stromsystem auf reiner Basis von Sonne, Wind und Batterien die günstigste Lösung ist. Je weiter die Preise für Batteriespeicher in den kommenden Jahren sinken, desto klarer und universeller wird dieser Preisvorteil weltweit werden.

Vertiefung: F-LCOE oder wie misst man die wahren Kosten von 24/7-Ökostrom?

Aus Sicht von Energie-Szenarien und Analysen besonders interessant ist der Bericht der IRENA, der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien. Denn dieser präsentiert mit “Firm-LCOE” (Geglättete Gestehungskosten) eine neue Metrik um die Wirtschaftlichkeit von verschiedenen Arten der Stromproduktion miteinander zu vergleichen.

Die am breitesten akzeptierte Metrik zu Kostenvergleich von Stromerzeugung sind die Stromgestehungskosten oder Levelized Cost of Electricity (LCOE). Wir haben auch kürzlich in diesem Artikel das Konzept der Stromgestehungskosten und deren Berechnung erklärt.

Gegner der Energiewende argumentierten mit einem gewissen Recht, dass diese Zahl unvollständig ist. Sie blendet die „Systemkosten“ aus – also das, was es kostet, das Netz stabil zu halten und dafür zu sorgen, dass Strom immer dann verfügbar ist, wenn er gebraucht wird.

Bisherige Versuche, diese Systemkosten in neue Formeln zu pressen (z.B. LFSCOE, System LCOE, S-LCOE, LCOLC) , endeten meist in hochkomplizierten und abstrakten Computermodellen, von denen sich nur schwer allgemeingültige Schlussfolgerungen ziehen lassen. Für Investoren oder Politiker, die wissen wollen: “Sollen wir eher Kraftwerk A oder Kraftwerk B bauen?“, sind diese kaum hilfreich.

LCOE hat nach wie vor den Vorteil, dass es aus der Perspektive jedes einzelnen Kraftwerkbetreibers den ersten Schritt zur Profitabilitätsrechnung bildet, während die Systemkosten von der Allgemeinheit getragen werden und auch buchhalterisch nicht einfach einer bestimmten Anlage zuzuschreiben sind.

Mit sinkendem Marktwert von reiner PV Produktion und den sinkenden Kosten von Batteriespeichern wird es immer weniger rentabel reine PV Anlagen zu bauen. Ausserdem wird es in vielen Ländern immer schwieriger Anlagen mit hoher Spitzenleistung ans Stromnetz anzuschliessen, so dass viele Neubauprojekte für erneuerbare Produktionsanlagen heute lange Zeit auf einen Netzanschluss warten.

Daher verlagert sich der Fokus von Investoren immer mehr Richtung Erneuerbaren + Batterie Hybrid-Anlagen, welche dann Strom produzieren können, wenn dieser auch gefragt ist.

Von LCOE zu F-LCOE

Genau hier setzt die neue F-LCOE (Firm LCOE) Metrik an, welche im IRENA Bericht beschrieben wird.

Diese neue Metrik berechnet mit welchen Kosten ein potentielles Hybrikraftwerk mit einer gewissen Zuverlässigkeit über ein ganzes Jahr 24/7 jederzeit eine konstante Menge Strom produzieren kann.

Diese Grundlast oder Bandlast mag aus heutiger Sicht nicht besonders sinnvoll sein, da genaue Lastfolge zu jeder Zeit das eigentlich Ziel der Stromversorgung ist. Grundlast als Messlatte ist jedoch einfach zu verstehen, zu vergleichen und kann einfach in standardisierten Terminverträgen gehandelt werden.

Die Mittel, welche zur Verfügung stehen um die unregelmässige Produktion zu glätten, sind unter anderem komplementäre Produktion (Kombination von PV & Wind auf dem gleichen Areal), Überkapazität und Abregelung sowie Batteriespeicher. Je nach Situation und geographischer Lage ergibt sich dann ein optimaler F-LCOE Kostenpunkt für die Anlage.

Wegen Wartung und Pannen erreicht kein Grundlast-Kraftwerk eine jährliche Zuverlässigkeit von 100%. 80% bis 90% sind in der Regel schon sehr hoch. Für Hybrid-Anlagen ist die Zuverlässigkeit weniger durch Pannen beschränkt, sondern durch ungewöhnliche Wetter-Ereignisse (z.B. ”Dunkelflauten”), für welche der Speicher nicht gross genug ist.

Die F-LCOE Metrik berechnet sich als die Summe der traditionellen Gestehungskosten für den Strom (LCOE) plus eine Glättungsprämie bestehend aus den Kosten für Speicher, Verluste und Abregelung. Mit dieser Aufteilung lässt sich auch abschätzen, welche Kosten ein nicht-hybrides PV oder Wind Kraftwerk für den erforderlichen Ausgleich auf das Gesamtsystem überträgt

Während die Berechnung der Gestehungskosten auf einer buchhalterischen Amortisationsformel basieren, müssen wir für die Glättungsprämie ein Optimierungsproblem lösen, basierend auf dem stündlichen Produktionsvolumen und netto Gestehungskosten für die erneuerbare Stromerzeugung, den Speicherkosten und der erwarteten Zuverlässigkeit.

Hier sind ein paar Bespiele aus dem IRENA Bericht für F-LCOE Werte mit 95% Zuverlässigkeit, basierend auf realen Kosten von 2025 sowie in Klammern auf geschätzten Kosten für 2030. Dies für besonders günstige Lagen in Europa sowie ein Vergleich zu China mit tieferen Speicherkosten:

Ort / Stromquelle	LCOE ($/MWh)	Glättungs­prämie ($/MWh)	F-LCOE ($/MWh)
PV & Batterie, Tabernas, Spanien	35 (20)	58 (41)	91 (61)
Wind & Batterie, Schleswig-Holstein, Deutschland	40 (34)	51 (39)	91 (73)
PV & Batterie, Hebei, China	26 (16)	28 (21)	54 (37)
Wind & Batterie, Innere Mongolei, China	26 (23)	33 (26)	59 (49)

Im Gegensatz zu einem Modell der gesamten Systemkosten hat F-LCOE den Vorteil, dass es weiterhin die Kosten-Grundlage für jede moderne, hybrid-erneuerbare Anlage darstellt. Dies hilft zum Beispiel politische oder wirtschaftliche Entscheide zu treffen, welche Technologie wir wählen sollten.

Eine Debatte um Kosten-Metriken mag esoterisch erscheinen, ist aber dennoch wichtig für die langfristige Planbarkeit unserer Energiepolitik – oder in den Worten von Management-Theoretiker Peter Drucker: “Was man nicht messen kann, kann man nicht lenken.“