Erneuerbare Energien: Warum Gasstrom trotz Wind und Solar steigt

Viele Menschen bemerken den Unterschied nicht: Wenn du dein Smartphone lädst oder der Herd aufheizt, kommt der Strom aus dem Netz – egal, ob er gerade von Windrädern, Solarmodulen oder Gaskraftwerken stammt. In den letzten Jahren haben Wind- und Solaranlagen jedoch deutlich an Erzeugung gewonnen; Ember berichtet beispielsweise von einem starken Solarwachstum im ersten Halbjahr 2025. Trotzdem stieg an manchen Orten die Stromerzeugung aus Gas. Das wirkt paradox, ist aber Ergebnis konkreter technischer, wirtschaftlicher und zeitlicher Faktoren.

Dieser Text beleuchtet die Ursachen auf einer Ebene, die auch ohne Fachwissen verständlich bleibt: Welche Lücken füllt Gas, warum reagieren Märkte so, und welche Wege gibt es, die Abhängigkeit von fossilem Reservekapital zu verringern? Am Ende stehen praktische Optionen für Politik, Netzbetreiber und Verbraucherinnen sowie Verbraucher.

Der Kernpunkt ist: Strombedarf und Stromerzeugung sind nicht dasselbe wie die installierte Leistung einer Anlage. Wind und Solar liefern viel Energie, sind aber wetterabhängig und schwanken innerhalb von Stunden und Tagen. Gaskraftwerke dagegen können sehr schnell hoch- und heruntergefahren werden. Netzbetreiber nutzen diese Eigenschaft, wenn erneuerbare Quellen zeitweise ausfallen oder die Nachfrage plötzlich steigt.

Vier technische Prinzipien erklären das Phänomen vereinfacht:

1. Energiemenge vs. Leistungsfähigkeit: Eine große Solaranlage liefert tagsüber viel Strom, aber nachts nichts. Netze brauchen rund um die Uhr verlässliche Leistung.
2. Flexibilität: Gaskraftwerke bieten Regelenergie (also kurzfristige Anpassung) und Reservekapazität; Batteriespeicher und Demand‑Side‑Maßnahmen sind noch nicht überall groß genug.
3. Synchronisation: Bau, Planung und Inbetriebnahme von Netzen, Speichern und Erzeugern laufen nicht immer synchron — Zubau von Wind und Solar kann schneller wachsen als die Netzverstärkung.
4. Marktmechanik: Energiepreise, Handel und Vertragsstrukturen belohnen kurzfristig verfügbare und flexible Leistung; wenn Preise steigen, werden Gaskraftwerke wirtschaftlich attraktiver.

Gaskraft ist heute oft das flexible Element im System, das punktuelle Lücken schließt — nicht immer die langfristig günstigste Option, wohl aber die kurzfristig verfügbare.

Eine kleine Tabelle macht den Unterschied klarer:

Diese Tabelle ist bewusst knapp: Technisch betrachtet gibt es noch Zwischenlösungen wie steuerbare Wasserkraft, langdauerige Speicher oder synthetische Gase, die die Rolle von Gas mindern können. Kurzfristig bleibt Gas aber ein praktikabler Weg, Versorgungssicherheit zu gewährleisten.

Im Tagesgeschäft von Stromnetzen erfüllen Gaskraftwerke mehrere Aufgaben, die Wind und Solar allein nicht immer übernehmen können. Ein einfaches Beispiel: An einem kalten Winterabend sinkt die Solarproduktion, während Heizungen und Licht den Verbrauch hoch treiben. Dann werden schnell verfügbare Kraftwerke gebraucht — Gaskraftwerke starten meist binnen Minuten und stabilisieren Spannung und Frequenz.

Einige konkrete Situationen, in denen Gas einspringt:

• Spitzenlast: Kurzfristige Verbrauchsspitzen, etwa bei besonders kaltem Wetter oder wenn Industrieanlagen anfahren.
• Systemausfälle: Wenn Kern- oder Kohlekraftwerke unerwartet ausfallen, kann Gas Lücken füllen, bis Ersatz verfügbar ist.
• Intraday-Variationen: Wind kann innerhalb weniger Stunden stark ab- oder zunehmen; Gaskraft kompensiert solche Schwankungen.
• Importengpässe: Bei geringen Netzimporten (z. B. durch Lieferschwierigkeiten) übernimmt Gas lokale Erzeugung.

Aktuelle Daten zeigen diese Dynamik: Die IEA meldete für 2025 ein verlangsamtes globales Gaswachstum unter 1 %, aber zugleich planen viele Länder zusätzliches LNG und Flexibilitätskapazitäten. Ember dokumentierte, dass Solar und Wind im ersten Halbjahr 2025 das Nachfragewachstum stark deckten; regional lagen jedoch weiter erhöhte Gasverbräuche vor — ein Hinweis auf lokale Timing- und Verfügbarkeitsprobleme.

Für Verbraucherinnen bedeutet das: Kurzfristig sorgen Gaskraftwerke für stabile Stromversorgung. Für Unternehmen heißt es, dass volatile Erzeugung und Preisschwankungen Management‑Aufwand bedeuten; deshalb suchen Betreibende nach flexiblen Verträgen und Absicherungen.

Die Nutzung von Gas als Lückenfüller bringt Spannungen mit sich: ökonomisch, infrastrukturell und klimatisch. Ökonomisch kann ein Überangebot an LNG die Preise drücken; zugleich können regionale Knappheiten Preise sprunghaft nach oben treiben. Die IEA weist darauf hin, dass durch eine Welle neuer LNG‑Kapazitäten bis 2030 die Marktmechanik stärker werden könnte — das schafft Unsicherheit für Investoren.

Infrastrukturell besteht das Risiko von Fehlsynchronisation: Wind- und Solarzubau benötigen Leitungen, Transformatoren und Speicher, die oft langsamer gebaut werden. Für Netze mit alternder Kern- oder Kohleflotte bedeutet das: Solange Ersatzmaßnahmen nicht vollständig greifen, bleibt Gas eine kurzfristig sinnvolle Option.

Klimatisch ist die Frage drängend. Gas emittiert beim Verbrennen weniger CO2 als Kohle, aber trotzdem nennenswerte Mengen. Zudem entweicht Methan entlang der Lieferkette; Methan ist ein starkes Treibhausgas. Die IEA empfiehlt daher flankierende Maßnahmen wie Methanüberwachung und gegebenenfalls CCUS (Kohlenstoffabscheidung und -speicherung) für neue Projekte, falls Gas länger verwendet wird.

Ein weiteres Risiko ist der sogenannte Lock‑in‑Effekt: Wenn viel in Gassysteme und LNG‑Infrastruktur investiert wird, können sich Pfade verfestigen, die den Übergang zu klimafreundlicheren Alternativen verlangsamen. Politik und Märkte müssen deshalb Anreize setzen, damit Speicher, Netze und Flexibilitätsdienste parallel zum Gasausbau wachsen.

Der Pfad zu weniger Gas läuft über mehrere, gleichzeitig verfolgte Maßnahmen. Drei Hebel sind dabei besonders wirksam:

Erstens: Speicher und Netz. Kurzfristige Batteriespeicher können Minuten bis Stunden überbrücken; langdauerige Speicher (z. B. Pumpspeicher, Druckluft oder neue chemische Speicher) können Tage bis Wochen abdecken. Parallel dazu reduziert ein intelligenter Netzausbau Engpässe, sodass erneuerbarer Strom dort ankommt, wo er gebraucht wird.

Zweitens: Markt- und Regelungsreformen. Bessere Preissignale für Flexibilität, Capacity‑Mechanismen und intraday‑Handel erlauben es, Speicher und flexible Verbraucher wirtschaftlich zu integrieren. Die IEA empfiehlt flexiblere LNG‑ und Versorgungsverträge, damit kurzfristige Reaktionen möglich sind ohne langfristige Lock‑ins.

Drittens: Sektor‑kopplung und Ersatztechnologien. Wärmepumpen, elektrifizierte Industrieprozesse und Effizienzmaßnahmen senken die Spitzenlast. Zusätzlich können Low‑emission‑Gase (Biomethan, synthetische Gase) oder CO2‑arme Technologien einen Beitrag leisten, wenn sie wirtschaftlich bereitstehen.

Politik und Unternehmen sollten diese Hebel kombiniert betrachten: Speicherbau allein reicht nicht, wenn der Netzanschluss fehlt; Marktregeln allein helfen wenig ohne physische Kapazitäten. In Regionen mit hoher Datenverarbeitungsdichte oder starkem Wachstum der Elektrofahrzeuge lohnt sich besonders zügiges Handeln, damit erneuerbarer Zubau auch tatsächlich fossile Erzeugung verdrängt.

Dass Gaskraftwerke in Zeiten rasant steigender Wind‑ und Solarerzeugung weiterlaufen oder ausgebaut werden, ist kein Zeichen technischer Rückständigkeit, sondern Ausdruck der Notwendigkeit, ein stabiles, flexibles Stromsystem zu betreiben. Kurzfristig schließen Gaskraftwerke Lücken, die durch Volatilität, Ausfälle anderer Kraftwerke oder fehlende Netzkapazität entstehen. Langfristig sind Speicher, Netzausbau, Marktanreize für Flexibilität und klimafreundliche Alternativen nötig, damit erneuerbare Energien ihre volle Wirkung entfalten können. Welche Strategie sinnvoll ist, hängt von regionalen Bedingungen ab: Wo Netze und Speicher zügig ausgebaut werden, reduziert sich die Rolle von Gas schneller; andernorts bleibt es zumindest temporär Relevant.