Überblick und Ergebnis

Die Wirtschaftlichkeit von Windkraft und Solarenergie basiert aktuell stark auf staatlichen Förderungen und regulatorischen Eingriffen. Ohne diese Förderungen zeigen Berechnungen, dass weder Windkraft noch Solarenergie unter normalen Marktbedingungen wettbewerbsfähig wären. Die hohen Investitions- und Betriebskosten, gepaart mit der Volatilität der Strompreise, machen es schwierig, diese Technologien ohne Subventionen langfristig profitabel zu betreiben.

Weißer Wasserstoff hingegen bietet eine stabile, skalierbare und marktwirtschaftlich tragfähige Alternative:
✅ Kosteneffizient: Förderung aus geologischen Quellen kann zu einem Preis von 1–2 €/kg H₂ erfolgen, was günstiger als fossile Energieträger und erneuerbarer Strom ist.
✅ Zuverlässig: Im Gegensatz zu Wind- und Solarenergie unterliegt weißer Wasserstoff keiner Wetterabhängigkeit und kann konstant gefördert werden.
✅ Integrierbar: Die bestehende Gasinfrastruktur kann mit Anpassungen für Wasserstoff genutzt werden, wodurch teure Netzausbauten für Wind- und Solarstrom entfallen.
✅ Energiespeicherfähig: Wasserstoff kann unbegrenzt in unterirdischen Kavernen gespeichert und jederzeit abgerufen werden – ein massiver Vorteil gegenüber Batterien und volatilen Erzeugern.
✅ Industrietauglich: Wasserstoff kann direkt in der Stahlproduktion, Chemieindustrie und Mobilität genutzt werden, ohne auf ineffiziente Stromspeicherung angewiesen zu sein.

Angesichts dieser Vorteile sollte weißer Wasserstoff intensiv erforscht und als Hauptenergiequelle forciert werden. Der heutige Fokus sollte auf der schnellen Erschließung geologischer Wasserstoffquellen, dem Infrastrukturausbau und der Marktintegration von Wasserstofftechnologien liegen.

Weißer Wasserstoff ist die Lösung für eine emissionsfreie, wirtschaftlich tragfähige und versorgungssichere Energiezukunft.

Weißer Wasserstoff: Die Zukunft der Energieversorgung?

 

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Was bedeutet es, wenn man eine Fläche in einem Windvorranggebiet hat, auf der ein Windrad errichtet werden könnte?

Wenn Sie als Eigentümer einer landwirtschaftlichen Fläche in Betracht ziehen, diese für die Errichtung eines Windkraftwerks zu nutzen, haben Sie grundsätzlich drei wirtschaftlich relevante Optionen: die Verpachtung der Fläche an ein Energieunternehmen, den Verkauf der Fläche oder den eigenständigen Betrieb eines Windrades. Jede dieser Optionen hat spezifische finanzielle Vor- und Nachteile, die es abzuwägen gilt.

1. Verpachtung der Fläche an ein Energieunternehmen

Die Verpachtung ist die gängigste Variante, da sie dem Flächeneigentümer eine langfristige Einnahmequelle sichert, ohne größere Investitionen oder betriebliche Risiken einzugehen.

Typische Vertragsbedingungen und Vergütung:

• Pachtlaufzeit: Üblicherweise 20 bis 30 Jahre, oft mit einer Verlängerungsoption.
• Pachtzins: Die marktübliche Pacht beträgt zwischen 20.000 und 50.000 Euro pro Jahr und Windrad, abhängig von Standort, Windhöffigkeit und Konkurrenzsituation. In schwächeren Windregionen kann der Betrag niedriger sein.
• Umsatzabhängige Vergütung: Manche Verträge bieten einen fixen Mindestbetrag pro Jahr, kombiniert mit einer variablen Komponente, die sich am Ertrag des Windparks orientiert (z. B. 3-5 % der Bruttoeinspeisevergütung).
• Einmalige Entschädigungen: Oft wird eine Einmalzahlung bei Vertragsunterzeichnung geleistet, um den Eigentümer frühzeitig zu binden.
• Erschließungsmaßnahmen: Falls neue Zuwegungen oder Infrastrukturmaßnahmen nötig sind, übernimmt das Energieunternehmen die Kosten.
• Rückbauverpflichtung: Nach Ablauf der Pachtzeit muss der Betreiber den ursprünglichen Zustand der Fläche wiederherstellen oder eine Entschädigung leisten.

Vorteile der Verpachtung:

✔ Planbare, langfristige Einnahmen ohne eigenes Betriebsrisiko.
✔ Kein Kapitalaufwand für Bau und Betrieb des Windrades.
✔ Grundstück bleibt im Eigentum und kann nach Ende der Pacht erneut genutzt oder verpachtet werden.

Nachteile der Verpachtung:

✖ Begrenzte Verdienstmöglichkeiten im Vergleich zum Eigenbetrieb eines Windrades.
✖ Langfristige Bindung an den Betreiber mit wenig Einfluss auf den Betrieb.
✖ Risiko, dass der Betreiber Insolvenz anmeldet und die Pacht ausfällt.

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2. Verkauf der Fläche an ein Energieunternehmen

Der Verkauf Ihrer landwirtschaftlichen Fläche kann ebenfalls eine attraktive Option sein, vor allem wenn Sie einen hohen einmaligen Ertrag erzielen möchten.

Typische Kaufpreise:

• Standard-Verkaufspreis: Je nach Standort und Windhöffigkeit können Kaufpreise zwischen 100.000 und 400.000 Euro pro Hektar erreicht werden.
• Preisaufschlag für Windkraft-Eignung: Liegt das Grundstück in einer besonders windstarken Region mit gesicherter Genehmigung, können höhere Preise erzielt werden.

Vorteile des Verkaufs:

✔ Sofortige hohe Kapitalzufuhr, die für andere Investitionen genutzt werden kann.
✔ Kein Risiko oder Verwaltungsaufwand für Betrieb oder Verpachtung.
✔ Keine langfristige Bindung an das Projekt oder dessen Betreiber.

Nachteile des Verkaufs:

✖ Kein zukünftiges Einkommen aus der Fläche.
✖ Risiko, die Fläche unter Marktwert zu verkaufen, wenn die Nachfrage nach Windkraftflächen steigt.
✖ Nachträgliche Gewinnmöglichkeiten des Betreibers fließen Ihnen nicht zu.

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3. Eigenbetrieb eines Windrades

Falls Sie als Eigentümer die Fläche nicht verpachten oder verkaufen möchten, sondern selbst ein Windrad betreiben, haben Sie die Chance auf die höchsten Renditen – aber auch die größten finanziellen und unternehmerischen Risiken.

Kosten für die Errichtung eines Windrades:

• Investitionskosten: Ein modernes Windrad mit 4-5 MW Leistung kostet etwa 3 bis 5 Millionen Euro.
• Erschließungskosten: Straßenbau, Netzanschluss und Gutachten können 500.000 bis 1.000.000 Euro betragen.
• Betriebskosten: Wartung, Versicherung und Pacht für Netzanschluss summieren sich auf ca. 150.000 bis 250.000 Euro pro Jahr.

Einnahmen aus dem Eigenbetrieb:

• Einspeisevergütung: Nach dem EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) erhalten Betreiber feste Einspeisevergütungen oder müssen Strom direkt vermarkten. Aktuell liegen die Vergütungen für neue Anlagen bei etwa 5-7 Cent pro kWh.
• Jährlicher Ertrag: Ein Windrad in guter Lage erzeugt ca. 10-15 GWh pro Jahr, was bei einer Einspeisevergütung von 6 Cent pro kWh zu 600.000 bis 900.000 Euro Jahresumsatz führt.
• Gewinn nach Betriebskosten: Nach Abzug der Betriebskosten bleibt oft ein jährlicher Gewinn von 300.000 bis 500.000 Euro pro Windrad.

Finanzierungsmöglichkeiten:

• Eigenkapital (direkte Investition)
• Bankkredite
• Bürgerwindparks oder Beteiligungen von Investoren
• Kooperationen mit Stadtwerken

Vorteile des Eigenbetriebs:

✔ Höchste langfristige Erträge, da keine Pacht gezahlt werden muss.
✔ Direkte Einflussnahme auf Betrieb und Vermarktung des Stroms.
✔ Steuervorteile und Abschreibungen auf die Investition.

Nachteile des Eigenbetriebs:

✖ Hohes finanzielles Risiko, insbesondere bei Fremdfinanzierung.
✖ Komplexe Genehmigungs- und Betriebsanforderungen.
✖ Langfristige Kapitalbindung, Rücklagen für Wartung und Rückbau nötig.

Woher kommen die hohen Vergütungen bei Windkraft? Wer finanziert was?

Der Betrieb von Windkraftanlagen kann für Grundstückseigentümer und Investoren eine lukrative Einnahmequelle sein – sei es durch die Verpachtung von Flächen, den Verkauf des Grundstücks oder den Eigenbetrieb eines Windrades. Doch woher kommen die hohen Zahlungen, die Energieunternehmen für Pachten leisten, und wer trägt letztlich die Kosten für die Einspeisung des Windstroms?

Um das zu verstehen, müssen wir das Finanzierungssystem der erneuerbaren Energien betrachten, insbesondere das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), den Strommarkt und die Rolle von Energieunternehmen.

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1. Die Vergütung der Windkraft: Wer zahlt am Ende die Rechnung?

Grundsätzlich setzen sich die Einnahmen aus Windenergie aus mehreren Quellen zusammen:

1. Einspeisevergütung oder Marktprämie (staatlich geregelt über das EEG)
2. Direktvermarktung des Stroms am Markt
3. Förderungen, CO₂-Zertifikate und weitere Erlösquellen

Letztlich wird Windkraft durch eine Mischung aus staatlich garantierten Mechanismen und Marktmechanismen finanziert – mit dem Stromverbraucher als Hauptzahler.

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2. Die hohen Pachtzahlungen: Wieso zahlen Energieunternehmen so viel für Flächen?

Energieunternehmen bieten oft hohe Pachten zwischen 20.000 und 50.000 Euro pro Jahr und Windrad, weil Windkraftwerke für sie äußerst rentabel sind. Die hohen Pachten ergeben sich aus mehreren wirtschaftlichen Faktoren:

• Standort ist entscheidend für die Wirtschaftlichkeit:

  • Ein windreicher Standort bedeutet mehr Energieproduktion und damit höhere Einnahmen.
  • Weil nur begrenzte Flächen für Windkraft genutzt werden können (Restriktionen durch Naturschutz, Abstandsregeln etc.), zahlen Betreiber hohe Pachten, um sich die besten Standorte zu sichern.

• Sichere Einnahmen durch das EEG:

  • Die Betreiber erhalten entweder eine feste Einspeisevergütung oder verkaufen den Strom am Markt mit einer Marktprämie als Absicherung.
  • Das mindert ihr Risiko und erlaubt ihnen, langfristig hohe Pachten zu zahlen.

• Kapitalrendite durch niedrige Finanzierungskosten:

  • Windparks werden oft durch günstige Kredite oder institutionelle Investoren finanziert, was günstige Kapitalkosten bedeutet.
  • Die Betreiber können sich daher höhere Fixkosten (Pachten) leisten, da sie sichere Erträge haben.

• Langfristige Planungssicherheit:

  • Windparks werden über 20–30 Jahre betrieben. Ein Standort mit gesicherter Genehmigung ist daher sehr wertvoll.

Wer bezahlt die hohen Pachten?

Letztlich refinanzieren die Energieunternehmen die hohen Pachtzahlungen aus den Einspeiseerlösen, die sie durch den Verkauf von Strom erhalten. Diese Einnahmen stammen aus zwei Hauptquellen:

1. Endverbraucher über die Stromrechnung (EEG-Umlage und Strompreise)
2. Einnahmen aus dem Stromhandel

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3. Die Vergütung für den Windstrom: Woher kommt das Geld?

(a) Einspeisevergütung nach dem EEG

Bis vor wenigen Jahren erhielten Windkraftbetreiber feste Einspeisevergütungen über das EEG. Diese wurden durch die EEG-Umlage auf den Stromverbrauch finanziert. Dabei zahlten Stromkunden eine Zusatzgebühr auf ihren Strompreis, die zur Förderung von Wind- und Solarenergie verwendet wurde.

Beispielhafte Einspeisevergütung für neue Windanlagen (Stand ca. 2024):

• Onshore-Windkraft: 5–7 Cent pro kWh (abhängig vom Standort)
• Offshore-Windkraft: ca. 7–9 Cent pro kWh

Da Windräder in guten Lagen jährlich 10-15 Millionen kWh erzeugen können, ergeben sich Jahresumsätze von 600.000 bis 900.000 Euro pro Anlage – genug, um hohe Pachten zu bezahlen und dennoch Gewinne zu erwirtschaften.

Wichtig: Seit 2021 wird die EEG-Umlage nicht mehr direkt von den Stromkunden bezahlt, sondern über den Bundeshaushalt finanziert (also indirekt durch Steuermittel).

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(b) Direktvermarktung und Marktprämie

Da Windstrom mittlerweile oft günstiger als fossile Energie ist, werden viele Anlagen direkt am Strommarkt verkauft. Betreiber erhalten dann den Marktpreis pro kWh (z. B. über die Strombörse in Leipzig, die EEX).

Um das Risiko schwankender Marktpreise abzusichern, gibt es eine Marktprämie, die die Differenz zwischen einem gesetzlich festgelegten Referenzwert und dem tatsächlichen Marktpreis ausgleicht.

Beispiel:

• Marktpreis für Strom: 5 Cent/kWh
• Referenzwert EEG: 6,5 Cent/kWh
• Der Staat zahlt eine Marktprämie von 1,5 Cent/kWh, um die Differenz auszugleichen.

So bleiben Windkraftbetreiber trotz Preisschwankungen rentabel.

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(c) Handel mit Herkunftszertifikaten und CO₂-Vorteile

Zusätzlich gibt es Erlöse aus dem Zertifikatehandel:

• Unternehmen können Herkunftsnachweise für Ökostrom kaufen, um ihren Stromverbrauch „grüner“ zu machen.
• CO₂-intensive Stromerzeuger müssen Emissionszertifikate kaufen, was Windstrom indirekt attraktiver macht.

Diese Mechanismen stärken die Rentabilität von Windkraft und treiben die Investitionen an.

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4. Fazit: Wer bezahlt also letztlich für Windkraft?

Letztlich stammt das Geld für hohe Pachtzahlungen und Windstromvergütungen aus verschiedenen Quellen:

✅ Stromverbraucher (über höhere Strompreise und früher die EEG-Umlage)
✅ Staatliche Fördermittel (über den Bundeshaushalt finanziert)
✅ Einnahmen aus dem Strommarkt (Verkauf an Unternehmen oder Börsenhandel)
✅ Emissionszertifikate & CO₂-Regulierungen (finanziert von Unternehmen mit CO₂-Emissionen)

Das Zusammenspiel dieser Finanzierungsquellen sorgt dafür, dass sich Windenergie für Betreiber lohnt und sie bereit sind, hohe Summen für Pachten und Investitionen zu zahlen.

Langfristig führt dieser Mechanismus dazu, dass erneuerbare Energien immer wettbewerbsfähiger werden, da sie günstiger als fossile Energiequellen werden. Das macht Windkraft zu einem finanziell attraktiven Modell – sowohl für Investoren als auch für Grundstückseigentümer.

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Rechnung für Windkraft ohne staatliche Förderung: Marktbasierte Wirtschaftlichkeit im Wettbewerb

Wenn Windkraftanlagen keinerlei staatliche Förderung mehr erhalten und sich im freien Wettbewerb mit fossilen und anderen erneuerbaren Energiequellen behaupten müssen, ändern sich die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen drastisch. In einem solchen Szenario hängen die Rentabilität und die erzielbaren Vergütungen ausschließlich von Marktpreisen, Betriebskosten und Investitionskosten ab.

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1. Einnahmenseite: Marktpreis für Windstrom

Ohne staatliche Förderung müssten Windkraftbetreiber ihren Strom direkt am Strommarkt verkaufen, typischerweise an der Strombörse (EEX in Leipzig).

Strompreise am Markt (ohne Subventionen)

• Der aktuelle Großhandelspreis für Strom schwankt stark, liegt aber im Durchschnitt bei 5–8 Cent pro kWh.
• In Zeiten hoher Nachfrage (Winter, geringe erneuerbare Einspeisung) können Preise auf 15–30 Cent/kWh steigen.
• In Zeiten hoher Windproduktion und geringer Nachfrage kann der Preis auf 0 Cent oder sogar negativ fallen.

Ein Windrad mit einer Leistung von 4 MW und einer durchschnittlichen Volllaststundenzahl von 2.500 Stunden/Jahr erzeugt 10 Millionen kWh pro Jahr.

Einnahmeberechnung:

• Bei einem Durchschnittspreis von 6 Cent/kWh:
  10.000.000 kWh × 0,06 € = 600.000 € pro Jahr
• Bei niedrigen Marktpreisen von 4 Cent/kWh:
  10.000.000 kWh × 0,04 € = 400.000 € pro Jahr
• In Phasen hoher Preise (z. B. 10 Cent/kWh):
  10.000.000 kWh × 0,10 € = 1.000.000 € pro Jahr

Da Windenergie wetterabhängig ist und die Preise oft dann niedrig sind, wenn viel Windstrom erzeugt wird, ist eher mit 4–6 Cent/kWh als realistischem Durchschnitt zu rechnen.

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2. Kostenseite: Was kostet der Betrieb eines Windrades ohne Förderung?

Windkraftanlagen haben drei Hauptkostenblöcke:

1. Investitionskosten (CapEx)
2. Betriebskosten (OpEx)
3. Pachtkosten für die Fläche (falls nicht in eigenem Besitz)

(a) Investitionskosten (CapEx)

Die Errichtung eines modernen Windrades mit 4 MW Leistung kostet ca. 3,5 bis 5 Millionen Euro, einschließlich:

• Turbine & Fundament: 3 Mio. €
• Netzanschluss & Infrastruktur: 0,5–1 Mio. €
• Planung & Genehmigung: 0,3–0,5 Mio. €

Kapitaldienst (Kreditfinanzierung)

Da die wenigsten Betreiber Windräder vollständig aus Eigenkapital finanzieren, muss der Kredit mit Zinsen zurückgezahlt werden.

• Beispiel: 4 Mio. € Investition, 20 Jahre Laufzeit, 5 % Zinsen → jährliche Tilgung: 320.000 €

(b) Betriebskosten (OpEx)

• Wartung & Reparaturen: ca. 50.000–100.000 €/Jahr
• Versicherung & Verwaltung: ca. 30.000 €/Jahr
• Netzentgelte & Abgaben: ca. 20.000–50.000 €/Jahr
• Gesamte Betriebskosten: ca. 150.000–250.000 €/Jahr

(c) Pachtkosten für die Fläche

Wenn das Grundstück nicht dem Betreiber gehört, fallen Pachtkosten an.

• Üblicherweise: 20.000–50.000 €/Jahr

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3. Wirtschaftlichkeitsberechnung ohne Förderung

Nun rechnen wir verschiedene Szenarien durch.

Szenario 1: Marktpreis 6 Cent/kWh

• Jahreseinnahmen: 10.000.000 kWh × 0,06 € = 600.000 €
• Kosten:
  • Kreditrückzahlung: 320.000 €
  • Betriebskosten: 200.000 €
  • Pachtkosten: 30.000 €
  • Gesamtkosten: 550.000 €

→ Gewinn pro Jahr: 50.000 € (marginale Rentabilität)

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Szenario 2: Marktpreis 4 Cent/kWh

• Jahreseinnahmen: 10.000.000 kWh × 0,04 € = 400.000 €
• Gesamtkosten: 550.000 €

→ Jahresverlust: -150.000 €

Ohne Förderung würde Windkraft bei solchen Marktpreisen nicht wirtschaftlich betrieben werden können.

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Szenario 3: Marktpreis 8 Cent/kWh

• Jahreseinnahmen: 10.000.000 kWh × 0,08 € = 800.000 €
• Gesamtkosten: 550.000 €

→ Jahresgewinn: 250.000 € (lukrativ, aber nur bei hohen Marktpreisen)

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4. Fazit: Kann Windkraft ohne Förderung überleben?

❌ Problematische Faktoren

• Hohe Volatilität der Strompreise: Ohne Fördermechanismen gibt es keine Sicherheiten, dass die Einnahmen die Kosten decken.
• Netzengpässe & negative Strompreise: Da Windkraft oft dann produziert, wenn die Nachfrage niedrig ist, kann es zu negativen Preisen kommen.
• Finanzierungsrisiko: Banken würden Windkraftprojekte ohne Förderungen als hochriskant einstufen, was zu höheren Zinsen und erschwerter Finanzierung führen würde.

✅ Mögliche Lösungen für wirtschaftlichen Betrieb ohne Förderung

1. Langfristige Stromabnahmeverträge (PPAs) mit Unternehmen, die grünen Strom beziehen wollen.
2. Flexible Speicherung oder Kopplung mit Wasserstoffproduktion, um Windstrom besser zu nutzen.
3. Kostensenkungen durch Innovationen (effizientere Turbinen, günstigere Wartung).
4. Erhöhung des Strompreises durch CO₂-Zertifikate: Wenn CO₂-intensive Energien teurer werden, wird Windkraft auch ohne Subventionen wettbewerbsfähig.

Schlussfolgerung

• Bei niedrigen Marktpreisen (<6 Cent/kWh) wäre Windkraft ohne Förderung nicht rentabel.
• Nur bei konstant hohen Marktpreisen (>7 Cent/kWh) könnte Windenergie langfristig wirtschaftlich arbeiten.
• Ohne Förderung wären weniger Windkraftanlagen wirtschaftlich sinnvoll, und der Ausbau erneuerbarer Energien würde sich verlangsamen.

Ob Windkraft in einer subventionsfreien Welt überleben kann, hängt also stark von Marktentwicklungen, Stromspeichertechnologien und politischen Rahmenbedingungen (CO₂-Preis, Netzregulierung) ab.

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Rechnung für Solaranlagen ohne staatliche Förderung: Marktbasierte Wirtschaftlichkeit

Ohne staatliche Förderung müssten Solaranlagen ihre Wirtschaftlichkeit rein aus den Marktpreisen für Strom generieren. Das bedeutet, dass die Betreiber ihre Kosten durch den Verkauf von Solarstrom am freien Markt (Strombörse EEX oder direkte Stromabnahmeverträge mit Unternehmen, sogenannte Power Purchase Agreements – PPAs) decken müssen.

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1. Einnahmenseite: Marktpreis für Solarstrom

Solaranlagen produzieren vor allem tagsüber und im Sommer, wodurch sie oft dann Strom liefern, wenn die Preise tendenziell niedriger sind.

• Aktueller Großhandelspreis für Strom: 5–8 Cent/kWh im Durchschnitt
• Höhere Preise bei hoher Nachfrage: Bis zu 15 Cent/kWh an heißen Sommertagen
• Geringe Preise oder Überschuss: 0–4 Cent/kWh, wenn viel Solarstrom im Netz ist
• Negative Preise möglich, wenn das Netz überlastet ist

Eine typische Solaranlage mit 1 MW Leistung in Deutschland hat eine durchschnittliche Jahresproduktion von 950–1.200 MWh (je nach Sonneneinstrahlung).

Einnahmeberechnung (bei verschiedenen Marktpreisen):

• Bei 6 Cent/kWh: 1.000.000 kWh × 0,06 € = 60.000 € pro Jahr
• Bei 4 Cent/kWh: 1.000.000 kWh × 0,04 € = 40.000 € pro Jahr
• Bei 8 Cent/kWh: 1.000.000 kWh × 0,08 € = 80.000 € pro Jahr

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2. Kostenseite: Was kostet eine Solaranlage ohne Förderung?

(a) Investitionskosten (CapEx)

Die Anschaffungskosten einer 1-MW-Freiflächenanlage liegen derzeit bei 700.000 – 1.200.000 €, je nach Standort, Technologie und Netzanschlusskosten.

• Module & Wechselrichter: 500.000–700.000 €
• Montage & Infrastruktur: 100.000–300.000 €
• Netzanschluss & Planung: 100.000–200.000 €

Kapitaldienst (Kreditfinanzierung)

• Annahme: Investitionskosten 1 Mio. €, 20 Jahre Laufzeit, 5 % Zinsen
• Jährliche Tilgung: 80.000 €/Jahr

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(b) Betriebskosten (OpEx)

Solaranlagen haben niedrige Betriebskosten, aber sie existieren dennoch:

• Wartung & Reinigung: 10.000 €/Jahr
• Versicherung & Verwaltung: 5.000 €/Jahr
• Netzentgelte & Messkosten: 5.000 €/Jahr
• Gesamte Betriebskosten: ca. 20.000 €/Jahr

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3. Wirtschaftlichkeitsberechnung ohne Förderung

Szenario	Strompreis (€/kWh)	Einnahmen (€/Jahr)	Kosten (Kredit + Betrieb)	Jahresgewinn/-verlust
Optimistisch	0,08 €/kWh	80.000 €	100.000 €	-20.000 € Verlust
Realistisch	0,06 €/kWh	60.000 €	100.000 €	-40.000 € Verlust
Schlechtwetter-Szenario	0,04 €/kWh	40.000 €	100.000 €	-60.000 € Verlust

Ohne Förderung oder staatliche Preisstützung wäre eine 1-MW-Solaranlage nicht wirtschaftlich, da die Markterlöse in den meisten Szenarien nicht die Investitions- und Betriebskosten decken.

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4. Vergleich mit fossilen und anderen Energieträgern

Solaranlagen konkurrieren mit Kohle-, Gas-, und Kernkraftwerken, die folgende Stromgestehungskosten haben:

• Braunkohle: 3–6 Cent/kWh
• Steinkohle: 6–9 Cent/kWh
• Erdgas (GuD-Kraftwerke): 7–12 Cent/kWh
• Kernenergie (Neubau): 9–15 Cent/kWh
• Onshore-Windkraft: 4–7 Cent/kWh
• Offshore-Windkraft: 7–12 Cent/kWh
• Solar-Freiflächenanlagen: 4–9 Cent/kWh

Während Solarstrom in guten Standorten bereits wettbewerbsfähig sein kann, ist er ohne Förderung häufig noch nicht konkurrenzfähig gegenüber billigeren fossilen Energien.

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5. Möglichkeiten zur Wirtschaftlichkeit ohne Förderung

Solaranlagen könnten trotzdem ohne direkte Förderung überleben, wenn sie alternative Erlösmodelle nutzen:

(a) Direkte Stromlieferverträge (PPAs)

• Unternehmen können langfristige Verträge mit Solarparks abschließen, um sich günstigen Ökostrom zu sichern.
• Solaranlagenbetreiber könnten so feste Preise von 6–8 Cent/kWh für 10–20 Jahre erhalten.

(b) Eigenverbrauch und Netzeinsparungen

• Wenn Unternehmen oder Landwirte den Solarstrom selbst verbrauchen, sparen sie Netzgebühren und Steuern (bis zu 10–15 Cent/kWh Einsparung gegenüber Netzstrom).
• Insbesondere Industriebetriebe mit hohem Tagesstrombedarf profitieren davon.

(c) Speicherung und flexible Nutzung

• Durch Batteriespeicher könnten Betreiber Solarstrom speichern und zu Spitzenzeiten verkaufen.
• Dadurch lassen sich Preise von 8–12 Cent/kWh erzielen.

(d) CO₂-Preis als indirekte Förderung

• Wenn fossile Energieträger durch CO₂-Zertifikate teurer werden, steigt der Marktpreis für Strom insgesamt.
• Ein hoher CO₂-Preis (>100 €/t) würde dazu führen, dass Kohle- und Gaskraftwerke unwirtschaftlich werden, wodurch Solarstrom attraktiver wird.

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6. Fazit: Kann Solarenergie ohne Förderung überleben?

❌ Aktuell nicht wirtschaftlich bei reiner Einspeisung

• Ohne staatliche Förderung oder CO₂-Bepreisung würden sich die meisten Freiflächenanlagen nicht rechnen.
• In vielen Szenarien decken die Markterlöse nicht einmal die Finanzierungskosten.

✅ Zukunftsperspektiven für rentablen Betrieb ohne Förderung

• Große Anlagen mit PPAs und Direktvermarktung könnten sich wirtschaftlich lohnen.
• Industriebetriebe mit hohem Eigenverbrauch haben Vorteile durch Netzeinsparungen.
• Mit sinkenden Investitionskosten und steigenden Strompreisen könnte sich die Lage in den nächsten 5–10 Jahren ändern.

Ohne staatliche Eingriffe würde der Ausbau von Solarenergie deutlich langsamer verlaufen, da nur wenige Projekte unter rein marktwirtschaftlichen Bedingungen tragfähig wären.

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Szenario: Weißer Wasserstoff als dominierender Energieträger im Wettbewerb mit Windkraft und Solarenergie

Einleitung: Die Rolle von weißem Wasserstoff in einer dekarbonisierten Wirtschaft

In einem zukünftigen Energiesystem ohne direkte Subventionen für Windkraft und Solarenergie könnte weißer Wasserstoff eine Schlüsselrolle spielen. Weißer Wasserstoff entsteht natürlich durch geologische Prozesse im Erdmantel und tritt in bestimmten Regionen als frei förderbares Gas aus. Er wäre damit eine Konkurrenz zu Wind- und Solarstrom, insbesondere wenn die Förderung, Speicherung und Nutzung kosteneffizient möglich wird.

Dieses Szenario betrachtet die wirtschaftlichen Auswirkungen von weißem Wasserstoff als Energieträger im Vergleich zu Windkraft und Solarenergie in einem freien Energiemarkt ohne direkte staatliche Förderung.

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1. Energiequellen: Wind, Solar und Weißer Wasserstoff im Vergleich

(a) Weißer Wasserstoff: Geologische Förderung als Alternative zu erneuerbarem Strom

• Erzeugungskosten: Weißer Wasserstoff wird direkt aus unterirdischen Quellen gefördert, ohne energieintensive Elektrolyse.
• Wirtschaftlichkeit: Förderkosten könnten auf 1–2 €/kg H₂ sinken, was einem Strompreis von 3–6 Cent/kWh entspricht.
• Versorgungssicherheit: Im Gegensatz zu Wind und Solar kann weißer Wasserstoff kontinuierlich gefördert werden, unabhängig von Wetter und Tageszeit.
• Speicherung & Transport: Wasserstoff kann langfristig in unterirdischen Kavernen gespeichert und über bestehende Gaspipelines transportiert werden.

(b) Windkraft ohne Förderung

• Einspeisekosten: 4–8 Cent/kWh (bei freien Marktpreisen)
• Volatilität: Produktion schwankt stark mit dem Windaufkommen
• Netzausbau erforderlich: Ohne Förderung müssten hohe Netzanschlusskosten privat getragen werden.

(c) Solarenergie ohne Förderung

• Einspeisekosten: 4–9 Cent/kWh
• Produktion nur tagsüber: Speicherlösungen erforderlich, um Solarstrom abends und nachts nutzbar zu machen.
• Hohe Flächenkonkurrenz: Landwirtschaftliche Flächen werden für Freiflächen-Solaranlagen blockiert.

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2. Wirtschaftliche Auswirkungen eines Markteintritts von weißem Wasserstoff

Da weißer Wasserstoff kontinuierlich gefördert werden kann und keine Wetterabhängigkeit hat, könnte er den Markt für erneuerbare Energien stark beeinflussen.

(a) Auswirkungen auf Windkraft

• Ohne Subventionen könnte Windkraft unrentabel werden, da weißer Wasserstoff günstiger Strom produzieren könnte.
• Energieunternehmen würden eher in Wasserstoffförderung investieren, da die Kapitalrendite stabiler wäre.
• Der Bedarf an neuen Windparks würde sinken, da Brennstoffzellen-Kraftwerke mit Wasserstoff konstante Energie liefern könnten.

(b) Auswirkungen auf Solarenergie

• Tagsüber könnte Solarstrom wettbewerbsfähig bleiben, aber für Langzeitspeicherung wäre Wasserstoff effizienter als Batteriespeicher.
• Große PV-Anlagen wären nur noch attraktiv, wenn sie direkt mit Wasserstoffelektrolyseuren gekoppelt würden, um überschüssigen Strom umzuwandeln.
• Netzentgelte für Solarparks würden steigen, da weniger Bedarf an zusätzlicher Stromerzeugung bestünde.

(c) Marktverschiebung: Übergang zur Wasserstoffwirtschaft

• Stromerzeugung aus Wasserstoff würde stärker dezentralisiert (z. B. in kleinen Gaskraftwerken oder industriellen Anwendungen).
• Verbraucher könnten statt Strom direkt Wasserstoff beziehen und für Heizung, Industrieprozesse oder Mobilität nutzen.
• Internationale Energiepolitik würde sich verschieben: Länder mit natürlichen Wasserstoffvorkommen würden neue Energielieferanten werden.

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3. Technologische Entwicklungen, die das Szenario begünstigen würden

Damit weißer Wasserstoff wirklich zur dominierenden Energiequelle wird, müssen sich einige technologische und wirtschaftliche Faktoren weiterentwickeln:

(a) Günstige Wasserstoffförderung

• Wenn die Förderungskosten unter 1 €/kg sinken (entspricht ca. 3 Cent/kWh), wäre Wasserstoff klar günstiger als fossile Energien und erneuerbare Stromquellen.

(b) Infrastruktur für Speicherung und Transport

• Ausbau eines Pipeline-Netzes für Wasserstoff zur direkten Versorgung von Kraftwerken, Industrie und Haushalten.
• Wasserstoffspeicher in Salzkavernen als Puffer für Angebot und Nachfrage.

(c) Effiziente Wasserstoffnutzung

• Brennstoffzellen für Haushalte, Unternehmen und Fahrzeuge müssen günstiger werden.
• H₂-Kraftwerke mit hohem Wirkungsgrad (über 60 %) als Ersatz für Erdgas- und Kohlekraftwerke.

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4. Szenariorechnung: Wie wirtschaftlich wäre weißer Wasserstoff im Vergleich?

Technologie	Gestehungskosten (€/MWh)	Speicherbarkeit	Versorgungssicherheit	Skalierbarkeit
Weißer Wasserstoff	30–60 €/MWh	✅ Sehr gut (unterirdische Speicher)	✅ Kontinuierlich	✅ Sehr hoch
Onshore-Wind	40–80 €/MWh	❌ Schwierig (Netzabhängigkeit)	❌ Wetterabhängig	❌ Begrenzte Flächen
Solarenergie	50–90 €/MWh	❌ Gering (Batterien teuer)	❌ Nur tagsüber	❌ Hoher Flächenverbrauch

In einem freien Markt ohne Subventionen hätte weißer Wasserstoff eine hohe Wettbewerbsfähigkeit gegenüber Wind- und Solarenergie, da:

• Die Versorgung konstant ist, ohne Wetterabhängigkeit.
• Die Speicherung und Nutzung bereits mit existierenden Gasinfrastrukturen erfolgen könnte.
• Die Gestehungskosten langfristig unter den Stromgestehungskosten von Wind und Solar liegen könnten.

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5. Fazit: Könnte weißer Wasserstoff Wind- und Solarenergie verdrängen?

Ja – wenn die Technologie effizient entwickelt wird.

Weißer Wasserstoff hätte in einem freien Energiemarkt klare Vorteile gegenüber Wind und Solar, da er kontinuierlich gefördert, einfach gespeichert und direkt in bestehende Energienetze integriert werden könnte.

• Windkraft könnte ohne Subventionen nicht mit günstig gefördertem Wasserstoff konkurrieren.
• Solarenergie wäre nur als Direktquelle für Elektrolyse wirtschaftlich, aber nicht zur Netzstabilisierung.
• Industrieländer könnten Wasserstoffimporte vorantreiben, anstatt sich auf wetterabhängige Energiequellen zu verlassen.

Falls die Technologie für weißen Wasserstoff weiterentwickelt wird, könnte er die kosteneffizienteste Lösung für eine CO₂-freie Energiezukunft werden – und Wind- und Solarenergie in der aktuellen Form überflüssig machen.

Die Integration von Wasserstoff in das bestehende Gasnetz ist technisch möglich, erfordert jedoch spezifische Anpassungen und sorgfältige Planung. Aktuell können bis zu 10 Volumenprozent Wasserstoff dem Erdgas beigemischt werden, ohne die Sicherheit oder Funktionalität von Haushaltsgeräten zu beeinträchtigen. Forschungsprojekte haben gezeigt, dass sogar eine Beimischung von bis zu 20 Volumenprozent technisch machbar ist.dvgw.de

Für den Transport von reinem Wasserstoff können bestimmte bestehende Erdgasleitungen genutzt werden. Beispielsweise könnten Leitungen, die derzeit für L-Gas verwendet werden und bis 2030 außer Betrieb gehen sollen, auf den Transport von 100 Prozent Wasserstoff umgestellt werden. Studien in Zusammenarbeit mit dem TÜV haben gezeigt, dass solche Umstellungen innerhalb von zwei bis drei Jahren realisierbar sind. iis.fraunhofer.de

Allerdings müssen bei der Umstellung auf Wasserstoff spezifische technische Anforderungen berücksichtigt werden. Wasserstoff kann die Materialeigenschaften von Stahlleitungen beeinflussen und zu Versprödung führen. Daher ist eine bruchmechanische Bewertung der Leitungen notwendig, um ihre Eignung für den Wasserstofftransport sicherzustellen. infracon-service.de

Zusätzlich zur technischen Machbarkeit sind infrastrukturelle Anpassungen erforderlich. Die Initiative „H2vorOrt“ arbeitet an der Planung und Umsetzung eines flächendeckenden Wasserstoffnetzes in Deutschland. Ziel ist es, bis 2032 ein Netzwerk von etwa 9.040 Kilometern Länge zu schaffen, das wichtige Wasserstoffproduktionsstätten, Industriezentren und Häfen miteinander verbindet. Dieses Netzwerk soll zu 60 Prozent aus umgestellten Erdgasleitungen und zu 40 Prozent aus Neubauten bestehen.