ENERGIEWENDE · 19. SEPTEMBER 2026

Tankschiff an einem Energieterminal, dahinter ein Windpark - Symbolbild für die Kosten der Energiewende bei steigenden Energieimporten

Fünf Jahre Verzögerung erhöhen die Kosten der Energiewende um 430 Milliarden

Wer den Ausbau von Wind und Solar fünf Jahre bremst, spart 211 Milliarden Euro an Investitionen und zahlt 303 Milliarden Euro mehr für Energieimporte. So rechnet es ein niedersächsischer Forschungsverbund vor. Die Kosten der Energiewende steigen mit jedem Jahr Verzögerung.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 4 Min. Lesezeit LESEN

Unterm Strich bleiben 92 Milliarden Euro Mehrkosten, und das nur für den verzögerten Ausbau von Wind und Solar. Am teuersten wird es, wenn die Verzögerung alle Bereiche zugleich erfasst. Kommen Erneuerbare, Raumwärme, Straßenverkehr und Prozesswärme gemeinsam fünf Jahre später, summieren sich die Mehrkosten bis 2050 auf 430 Milliarden Euro. Das sind zwölf Prozent über dem kostenoptimalen Pfad.

Gerechnet hat das ein Forschungsverbund um das Energie-Forschungszentrum Niedersachsen, im Auftrag des niedersächsischen Umweltministeriums. Sein 655 Seiten starker Abschlussbericht SCOPE.efzn vergleicht neun Szenariostudien, von Agora über Ariadne bis zu den Netzentwicklungsplänen. Für die eigenen Pfade nutzten die Forschenden das Energiesystemmodell ESTRAM, das Deutschland in zwölf Regionen abbildet und stündlich bis 2050 optimiert. Die Klimaziele der einzelnen Stützjahre gelten in allen Verzögerungsszenarien unverändert weiter.

Teure Importe treiben die Kosten der Energiewende

Im Szenario der komplett verzögerten Energiewende klettern die Importkosten für Energieträger bis 2035 auf 110 Milliarden Euro. Das ist doppelt so viel wie im selben Stützjahr des Basisszenarios. Erste Importe CO₂-freier PtL-Produkte, also synthetischer Kraftstoffe aus Strom, würden schon 2030 nötig und damit zehn Jahre früher als sonst. 2035 kämen 326 Terawattstunden zu einem Preis von 177 Euro je Megawattstunde ins Land, was Jahresausgaben von 57,9 Milliarden Euro ergibt.

Die eingesparten Investitionen wertet der Bericht nicht als echte Ersparnis. Der Bedarf verschiebe sich nur nach hinten und werde bis 2050 größtenteils nachgeholt.

Kosten der Energiewende: 211 Milliarden Euro gesparte Investitionen stehen 303 Milliarden Euro zusätzlichen Importkosten gegenüber — Die Gegenrechnung für einen allein verzögerten Ausbau von Wind und Solar. GRAFIK: CLEANTHINKING, DATEN: SCOPE.efzn

Für die dezentralen Wärmepumpen in der Raumwärme weist die Modellierung 63 Milliarden Euro Mehrkosten aus. Über die Wetterjahre 2011 bis 2014 reicht die Spanne von 60 bis 115 Milliarden Euro. Die Prozesswärme samt Wasserstoffeinsatz kommt auf 29 Milliarden Euro. Addieren lassen sich diese Werte nicht, weil die Szenarien unterschiedliche Vergleichsrahmen nutzen und sich die Bausteine gegenseitig beeinflussen.

Kosten der Energiewende: Balkengrafik mit den Mehrkosten einer fünfjährigen Verzögerung bis 2050 - 430 Milliarden Euro insgesamt — Die Mehrkosten einer fünfjährigen Verzögerung, kumuliert von 2025 bis 2050. GRAFIK: CLEANTHINKING, DATEN: SCOPE.efzn

275 Milliarden Euro kostet der späte Abschied vom Verbrenner

Den größten Einzelposten verursacht die verzögerte Elektrifizierung des Straßenverkehrs mit 275 Milliarden Euro, ein Plus von 7,8 Prozent. Bleiben Verbrenner statt Batteriefahrzeuge auf der Straße, steigt der Endenergiebedarf des Verkehrs im Stützjahr 2040 um mehr als 120 Terawattstunden. Das sind über 40 Prozent mehr als im Basisszenario. Dazu kommt der Preis der PtL-Kraftstoffe, auf die diese Fahrzeuge dann angewiesen sind. Dass sich Elektroauto und Wärmepumpe schon beim heutigen Ölpreis rechnen, zeigt die Gegenrechnung aus Verbraucherperspektive.

Der Nettostrombedarf wächst im Basisszenario bis 2035 um 472 Terawattstunden und bis 2045 um 799 Terawattstunden gegenüber 2025. Die Meta-Analyse relativiert dabei den politischen Zielkorridor von 600 bis 700 Terawattstunden für 2030. Sortiert man Szenarien mit ausdrücklich niedriger Bedarfsentwicklung und Studien ohne Gesamtsystembetrachtung aus, schrumpft der Überlapp auf 681 bis 692 Terawattstunden. Robuster als der Absolutwert sei ohnehin der Anstieg des Bedarfs, schreiben die Autoren.

Ähnlich hängt die Wasserstoffversorgung am Ausbautempo. Darf der Zubau mehr als 20 Prozent über die Ziele des EEG 2023 hinausgehen, deckt heimische Elektrolyse 2045 nahezu 90 Prozent des Bedarfs. Liegt das Potenzial 20 Prozent darunter, dreht sich das Verhältnis in eine Importquote von 80 Prozent. Selbst um ein Fünftel günstigere Importpreise ändern am optimalen Ausbaupfad wenig.

700 Milliarden Euro Netzausbau ändern an der Rechnung nichts

Ein häufiges Gegenargument lautet, ein langsamerer Pfad strecke auch den teuren Netzausbau. Den beziffert der Bericht auf rund 700 Milliarden Euro, davon etwa 155 Milliarden Euro für die Anbindung der Offshore-Windparks. Selbst eine zeitliche Streckung könne die Kosten der Energiewende um bis zu 430 Milliarden Euro nicht ausgleichen, halten die Autoren dagegen. Wie stark der Netzausbau derzeit politisch ausgebremst wird, beschäftigt die Branche seit Monaten.

Mit der Verzögerung steigen auch die Kosten, jede Tonne CO₂ zu vermeiden. Im Stützjahr 2030 klettern sie bei verzögerter Elektrifizierung auf über 300 Euro je Tonne. Bei komplett verzögerter Energiewende sind es über 600 Euro je Tonne.

Einen Vorbehalt machen die Autoren deutlich. Die 430 Milliarden Euro gelten nur, solange die Klimaziele in den Stützjahren eingehalten werden. Stünden die klimaneutralen Importe nicht in ausreichender Menge bereit, sei statt der Mehrkosten eine Verfehlung der Klimaziele wahrscheinlich. Dasselbe gelte, wenn die Bereitschaft fehle, deren höhere Preise zu zahlen.

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