Deutschland überweist in einem ruhigen Jahr rund 70 bis 80 Milliarden Euro ins Ausland, um Kohle, Öl und Gas zu kaufen. Im Krisenjahr 2022 waren es 137 Milliarden. Dieses Geld kommt nicht zurück; es bildet Kapital in Norwegen, Texas und Kasachstan. Und es wird nächstes Jahr wieder fällig, und übernächstes, ohne Ende.
Die naheliegende Frage lautet: Was würde es kosten, das zu beenden – ein Energiesystem zu bauen, dessen Brennstoff Wind und Sonne sind, das für Stunden Batterien und für Wochen Wasserstoff nutzt, und das am Ende nur noch Strom und Wasserstoff kennt? Und wie steht diese Investition gegen die jährliche Rechnung, die sie überflüssig macht?
Ich habe diese Rechnung gemacht, über vierzig Jahre, Jahr für Jahr, mit offengelegten Annahmen. Das Ergebnis hat mich an zwei Stellen überrascht, und beide Überraschungen sind es wert, sie ehrlich aufzuschreiben.
Die Investition: 1,45 Billionen Euro bis 2045
Gerechnet wird das Energiesystem selbst – Erzeugung, Netze, Speicher, Wasserstoff. Nicht die Endgeräte: Wärmepumpen, Elektroautos und Industrieöfen werden ohnehin ersetzt, wenn das alte Gerät ausfällt, in beiden Welten, nur mit anderer Technik.
Für einen Bruttostromverbrauch von rund 1.100 Terawattstunden im Jahr 2045 – heute sind es gut 500 – braucht es etwa 400 Gigawatt Photovoltaik, 160 Gigawatt Wind an Land und 70 Gigawatt auf See. Zu heutigen Marktpreisen sind das rund 530 Milliarden Euro Zubau, mit Ersatz der bis dahin altersschwachen Anlagen 630 bis 680.
Die Netze kosten ähnlich viel: rund 330 Milliarden für das Übertragungsnetz und noch einmal 300 bis 320 für die Verteilnetze, nach der Studie des IMK auf Grundlage des Netzentwicklungsplans. Dazu das Wasserstoff-Kernnetz mit rund 20 Milliarden – vergleichsweise günstig, weil 60 Prozent der 9.000 Kilometer umgewidmete Erdgasleitungen sind.
Speicher und Flexibilität: 150 Gigawattstunden Batterien für die Stunden, 20 Gigawatt wasserstofffähige Kraftwerke für die Dunkelflaute, 40 bis 50 Terawattstunden Wasserstoffkavernen für den Winter. Zusammen 70 bis 80 Milliarden. Und die Wasserstoffproduktion selbst, 40 Gigawatt Elektrolyse plus Importterminals, 60 bis 75 Milliarden.
In Summe: 1,4 bis 1,5 Billionen Euro über zwanzig Jahre, also rund 72 Milliarden pro Jahr. Die großen Studien, die alles mitzählen – Gebäude, Fahrzeuge, Industrieanlagen –, kommen auf 5 bis 11 Billionen; der reine Energiesystem-Anteil liegt dort bei 0,9 bis 1,6 Billionen. Die eigene Rechnung trifft diesen Korridor.
Die erste Überraschung: Der kostenlose Brennstoff ist eine Illusion
Die einfache Rechnung geht so: 1,45 Billionen einmal, gegen 75 Milliarden jedes Jahr, macht 20 Jahre Amortisation. Danach ist der Strom umsonst.
Das stimmt nicht, und zwar aus einem Grund, den man leicht übersieht. Wind und Sonne kosten nichts. Aber das Anlagenkapital, das sie einfängt, kostet jedes Jahr Wartung – 2,5 Prozent des Bestands, am Ende rund 36 Milliarden jährlich. Und es hält nicht ewig: Photovoltaik 25 Jahre, Windräder 20 bis 25, Batterien 15, Elektrolyseure 20. Ab 2046 muss die erste Generation ersetzt werden, weitere 30 bis 45 Milliarden pro Jahr. Dazu bleibt ein Rest Brennstoffimport, weil Deutschland nicht seinen gesamten Wasserstoff selbst herstellen wird – rund 12 Milliarden jährlich.
Rechnet man das zusammen, kostet das erneuerbare System im Dauerbetrieb rund 90 Milliarden Euro pro Jahr.
Fair ist der Vergleich nur, wenn das fossile System dieselbe Behandlung bekommt. Auch Gasnetze, Kraftwerke, Raffinerien und Tanklager wollen gewartet, betrieben und erneuert werden – rund 15 Milliarden Betrieb und 18 Milliarden Erhalt im Jahr. Mit 75 Milliarden Importen ergibt das, ohne CO2-Preis, rund 108 Milliarden.
Das erneuerbare System liegt im Dauerbetrieb also vorn, um etwa 18 Milliarden jährlich. Aber der Abstand ist kleiner, als die Intuition vom kostenlosen Brennstoff vermuten lässt: Das erneuerbare System ersetzt Brennstoffkosten weitgehend durch Kapitalkosten. Wer glaubt, die Energiewende zahle sich allein durch den Wegfall der Brennstoffrechnung, hat nicht zu Ende gerechnet.
Die zweite Überraschung: Woher der Vorteil wirklich kommt
Wenn der Brennstoff allein nicht den Unterschied macht, was dann? Drei Dinge, und keines davon steht in der einfachen Rechnung.
Der CO2-Preis. Der europäische Emissionshandel ist Gesetz. Für Kraftwerke und Industrie gilt er seit 2005, für Gebäude und Verkehr ab 2027. Bei 100 Euro je Tonne ab 2030 und 500 Millionen Tonnen fossiler Emissionen sind das 50 Milliarden pro Jahr, die das fossile System zusätzlich trägt – steigend, weil die Zertifikatemenge sinkt. Bis 2050 sind es nach der Logik des Systems 90 Milliarden jährlich. Das erneuerbare System zahlt sie nicht.
Die Krisenjahre. Seit 2005 hat der fossile Weltmarkt alle sieben bis acht Jahre einen Schock geliefert: Finanzkrise, Fukushima, Ukraine, jetzt Iran. Ein Krisenjahr kostet 60 Milliarden mehr als ein normales. Ein System ohne Brennstoffimporte kennt diese Jahre nicht. In der Rechnung ist alle acht Jahre eines angenommen – das ist die Erfahrung, keine Schwarzmalerei.
Der Restwert. Nach vierzig Jahren steht das erneuerbare System noch: Die Netze sind zur Hälfte abgeschrieben, die zweite Erzeugungsgeneration ist ein paar Jahre alt. Restwert rund 660 Milliarden. Das fossile System wurde in derselben Zeit nur erhalten; es ist am Ende nichts wert, was einem gehört.
Das Ergebnis über vierzig Jahre
Mit CO2-Preis und dem einen Krisenjahr pro Jahrzehnt sieht die Rechnung so aus:
Bis etwa 2040 ist der erneuerbare Pfad teurer. Zwanzig Jahre lang zahlen wir die Investition und die noch laufenden Importe zugleich. Der Abstand ist um 2035 am größten: rund 50 Milliarden pro Jahr mehr als im fossilen Pfad. Das ist der Preis des Übergangs, und er ist real.
Ab 2045 dreht sich das Bild. Das erneuerbare System kostet 90 Milliarden im Jahr, das fossile 190 bis 255 – je nachdem, ob ein Krisenjahr dazwischenliegt. Der Break-even der kumulierten Kosten liegt im Jahr 2048. Über vierzig Jahre spart der Umbau 1,8 Billionen Euro, mit Restwert rund 2,4 Billionen.
Und ohne CO2-Preis? Dann gibt es innerhalb von vierzig Jahren keinen Break-even. Der fossile Pfad liegt kumuliert 220 Milliarden vorn; rechnet man den Restwert ein, liegt der erneuerbare 440 Milliarden vorn – über vierzig Jahre ist das ein Unentschieden. Das ist keine ideologische Aussage, sondern das Ergebnis der Arithmetik – und es lohnt sich, sie auszusprechen: Der Umbau rechnet sich deutlich nur, wenn Emissionen etwas kosten. Ohne CO2-Preis ist er über vierzig Jahre ungefähr gleich teuer wie das Weitermachen – mit dem Unterschied, dass er keine Krisenjahre kennt, Wertschöpfung im Land bindet und niemandem in Washington, Moskau oder Doha einen Hebel gibt. Ob einem das den Umbau wert ist, ist dann eine politische Entscheidung. Mit CO2-Preis ist es beides.
Wie empfindlich die Rechnung ist
Jede Rechnung dieser Art hängt an Annahmen, und diese sind ausdrücklich Größenordnungen, keine Kalkulation. Deshalb die Gegenprobe:
Wird die Investition 30 Prozent teurer – Zinsen, Lieferketten, Genehmigungsstau –, rutscht der Break-even auf 2055, der Vorteil schrumpft auf knapp 800 Milliarden. Wird sie 20 Prozent günstiger, weil Photovoltaik und Batterien weiter fallen wie im letzten Jahrzehnt, liegt der Break-even 2046 und der Vorteil bei 2,4 Billionen. Steigen die Betriebskosten auf 4 Prozent, dauert es bis 2052. Bleiben die Krisenjahre aus, verschiebt sich der Break-even um zwei Jahre – die Krisen sind wichtig, aber nicht entscheidend. Der Import-Preis ist es: Bei 55 Milliarden jährlich statt 75 liegt der Break-even 2051, bei 95 Milliarden 2047.
Und der Worst Case – Investition 30 Prozent teurer, Betriebskosten 4 Prozent, kein CO2-Preis, keine Krisen – lässt den erneuerbaren Pfad über vierzig Jahre 2,3 Billionen hinter dem fossilen. Man sollte wissen, dass es diesen Fall gibt. Man sollte auch wissen, was er voraussetzt: dass die Kosten des Umbaus explodieren, während die fossilen Preise vierzig Jahre lang ruhig bleiben und Europa den Emissionshandel abschafft. Alle drei zugleich.
Was daraus folgt
Der schnelle Business Case, den viele für möglich gehalten haben, existiert nicht. Was existiert, ist ein solider: rund 22 Jahre bis zum Break-even, danach ein System, das halb so viel kostet wie die Alternative und am Ende noch etwas wert ist.
Der Vergleich ist deshalb nicht „Investition gegen Import". Er ist „einmal bauen gegen für immer mieten". Und gemietet haben wir jetzt fünfzig Jahre lang, zu Preisen, die andere festlegen.
Die schwierigste Zahl steht nicht in dieser Rechnung. Es sind die rund 50 Milliarden Mehrkosten pro Jahr in der Übergangsphase um 2035. Wer sie trägt – Staat, Verbraucher, Industrie, Kapitalmarkt –, entscheidet darüber, ob der Umbau stattfindet. Nicht darüber, ob er sich rechnet. Das tut er.
Meine Frage an Sie: Welche Annahme in dieser Rechnung halten Sie für die schwächste – die Investitionskosten, den CO2-Preis, die Krisenhäufigkeit oder die Betriebskosten? Ich rechne gern nach.
Annahmen und Quellen
Pfad A, fossil weiter: 75 Mrd. Importe pro Jahr in ruhigen Jahren (Statistisches Bundesamt: 2024 Erdgas 19, Rohöl 45–51, Steinkohle 5; Bloss/Studie zu Nettoimporten 2021–2024), alle acht Jahre ein Krisenjahr mit 135 Mrd. (2022: 137). 18 Mrd. jährlich Erhaltungsinvestitionen und 15 Mrd. laufender Betrieb der fossilen Infrastruktur (Gasnetz, Kraftwerke, Raffinerien, Tanklager, Speicher). CO2-Preis 60 € heute, 100 € ab 2030, 150 € ab 2040, 200 € ab 2050 auf 500 Mt fossile Emissionen, leicht sinkend.
Pfad B, erneuerbar: 1.450 Mrd. Investition 2026–2045 mit Hochlauf (Erzeugung 630–680, Netze 650–670 nach IMK/Hans-Böckler-Stiftung Dezember 2024, Speicher 70–80, Wasserstoff 60–75). Betriebskosten 2,5 % des Bestands. Ersatz nach Lebensdauer: Erzeugung 22 Jahre, Batterien 15, Elektrolyse 20, Kraftwerke 30, Netze 45. Fossile Importe laufen bis 2045 linear auf ein Zehntel aus; ab 2035 12 Mrd. jährlich Wasserstoffimporte. Kosten je Gigawatt nach Marktpreisen 2025: PV 0,7 Mrd., Wind an Land 1,6, Wind auf See 3,0, Batterie 250–300 €/kWh, Elektrolyse 1,2–1,5 Mrd., H2-ready-Kraftwerk 1 Mrd.
Vergleichsstudien: McKinsey „Net-Zero Deutschland" 2021 (6 Bio., davon 1 Bio. zusätzlich); KfW Research 2022 (5 Bio.); Agora/Bertelsmann 2025 (11,3 Bio.); PwC 2024 (Gesamtsystemkosten erneuerbar ≈ fossil). Bruttostromverbrauch 2045: Netzentwicklungsplan, 1.080–1.300 TWh. Wasserstoff-Kernnetz: FNB Gas / BNetzA. Kavernen: DVGW-Kurzstudie; RWE Gronau-Epe.
Alle Ausbauzahlen sind Szenariowerte. Die Kosten je Gigawatt schwanken um ±30 Prozent. Die vollständige Modellrechnung mit allen Jahreswerten stelle ich auf Anfrage zur Verfügung.
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