Die Internationale Organisation für Erneuerbare Energien (IRENA) hat in der Studie „24/7 Renewables: The Economics of Firm Solar and Wind" erstmals berechnet, was es auf Projektbasis kostet, aus volatilem Solarstrom eine durchgehende Lieferung zu machen – denn genau diese ist im Vergleich zu den reinen Stromgestehungskosten von PV für eine Rund-um-die-Uhr-Versorgung mit Erneuerbaren ausschlaggebend. Das Ergebnis: In sonnenreichen Regionen mit günstigen Rahmenbedingungen liefert die Kombination Photovoltaik (PV) und Batteriespeicher (BESS) heute schon günstiger als ein neues Kohle- oder Gaskraftwerk.
Die Stromgestehungskosten haben den globalen Aufstieg der Erneuerbaren dokumentiert: 2024 lag Solarstrom weltweit im Schnitt bei 44 US-Dollar je Megawattstunde, 91 Prozent der neu gebauten Erneuerbaren-Leistung im Versorgungsmaßstab erzeugte günstiger als die billigste fossile Alternative. Diese Zahl sagt aber nur, was die Stromproduktion pro Megawattstunde durchschnittlich kostet – nicht, wann der Strom entsteht. Projektierer, deren Erlöse unter fallenden Börsenpreisen leiden, können mit diesem Parameter zunehmend weniger arbeiten. Auch für eine kostengünstige Stromversorgung von Haushalten, Gewerbe und Industrie sind die Stromgestehungskosten volatiler Erzeugung zu wenig aussagekräftig, denn alle brauchen gesicherte Versorgung. Solange niemand beziffert, was diese Versorgungssicherheit kostet, bleibt die Energiewende-Debatte unvollständig.
Bisher war die Frage nach einer Versorgung rund um die Uhr nur mit aufwendigen Modellen des gesamten Stromsystems zu beantworten – zu komplex für den Alltag von Projektierern, Investoren und Politik. IRENA rechnet stattdessen vom einzelnen Projekt aus und nennt das Ergebnis gesicherte Stromgestehungskosten, englisch Firm LCOE. Für ausgewählte Standorte wird berechnet, welche Kombination aus Solarleistung und Speicher am günstigsten gleichmäßig liefert – voreingestellt mit einem Versorgungsziel von 95 Prozent.
Untersucht wurden unter anderem Nevada, die Wüste von Tabernas in Spanien, Hebei in Nordchina, die Thar-Wüste in Rajasthan, Bahia in Brasilien, die Nordwest-Provinz Südafrikas, das Landesinnere Omans und der Süden Queenslands – dazu 252 chinesische Solarparks, die 2024 ans Netz gingen. Die Auswahl folgt zwei Kriterien. Erstens sind es Standorte mit sehr guter Einstrahlung – dort entscheidet sich zuerst, ob gesicherter Solarstrom konkurrenzfähig ist, und dort lebt der Großteil der Menschheit. Zweitens stehen sie für sehr unterschiedliche Rahmenbedingungen: China zeigt, was mit eigener Fertigung und günstiger Finanzierung möglich ist, die USA, wie Kapitalkosten, Netzentgelte und Genehmigungen das Ergebnis nach oben treiben. So wird sichtbar, wie viel von den Kosten Technik ist – und wie viel Standort und Regulierung.
Zu den normalen Kosten der Solaranlage kommt ein Aufschlag für alles, was für eine gleichmäßige Lieferung nötig ist – Speicher und Überbauung durch zusätzliche Solarleistung. Das konstante Lieferprofil ist eine Modellannahme: Es bildet ab, was kontinuierliche Abnehmer wie ein Rechenzentrum oder ein Industriebetrieb mit gleichmäßigem Verbrauch vertraglich verlangen.
Wie stark die Auslegung zählt, zeigt eine 100-Megawatt-Anlage in Las Vegas. Für 80 Prozent Bedarfsdeckung genügt ein Vier-Stunden-Speicher, der Strom bleibt unter 80 Dollar je Megawattstunde. Ab 85 Prozent wird es teuer: Jeder weitere Prozentpunkt verlangt überproportional viel Speicher, um die letzten seltenen Lücken zu schließen – die Batteriewand. Günstiger ist es, die Solarfläche großzügiger auszulegen; damit sind 95 Prozent für rund 113 Dollar erreichbar. Der Speicher allein ist also der teuerste Weg, eine Mischung aus Überbauung und BESS der wirtschaftlichste.
Dass das keine Theorie ist, zeigt Abu Dhabi: Der Komplex Al Dhafra verbindet 5,2 Gigawatt PV mit 19 Gigawattstunden Speicher und liefert daraus verlässlich ein Gigawatt – zu geschätzten 70 Dollar je Megawattstunde.
An guten Standorten sind die gesicherten Kosten seit 2020 um rund 31 Prozent gesunken, auf 54 bis 82 Dollar je Megawattstunde; bis 2035 soll noch einmal knapp die Hälfte wegfallen. Der Grund: PV wurde zwischen 2010 und 2024 um 87 Prozent billiger, BESS um 93 Prozent, 2025 kam bei schlüsselfertigen Systemen ein weiterer Preissturz von rund 30 Prozent hinzu. Zum Vergleich: Neue Kohlekraftwerke kosten in China 70 bis 85 Dollar, neue Gaskraftwerke weltweit über 100 Dollar – in China unterbietet gesicherter Solarstrom das bereits deutlich.
Für Europa ist ein anderer Effekt womöglich noch wichtiger als der Preis: Weil ein Speicher die Einspeisespitzen glättet, lässt sich hinter einem bestehenden Netzanschluss deutlich mehr Solarleistung unterbringen – laut Ember bis zum Fünffachen. Wo Anschlusswarteschlangen lang sind, ist das der schnellste Weg zu mehr Erzeugung; Australien und Portugal nutzen das bereits gezielt.
Entscheidend ist nicht, wie viel eine Anlage im Jahresmittel erzeugt, sondern wie lang erzeugungsschwache Phasen sind. Ein Standort mit mehreren trüben Tagen am Stück braucht deutlich mehr Speicher als einer mit gleichmäßigem Wetter – auch wenn beide übers Jahr dieselbe Menge liefern. Batterien decken den Tagesrhythmus zuverlässig ab, mehrtägige Durststrecken sind ihre Grenze.
Das wirksamste Gegenmittel ist ein gemischtes Portfolio. Sonne und Wind ergänzen sich in ihren Erzeugungsprofilen von Natur aus. In Großbritannien fallen beide nur an zwei Prozent der Tage gleichzeitig aus. IRENA beziffert den Effekt: Wer beide Quellen kombiniert, senkt die Kosten für dieselbe Versorgungssicherheit um rund ein Drittel gegenüber einer einzelnen Technologie. Die wirtschaftlichsten Anlagen für gesicherte Lieferung setzen deshalb auf beides zusammen, wo die Ressourcen es hergeben.
Wichtig ist die Einordnung, die IRENA selbst vornimmt: Kein Stromsystem braucht jede Anlage als Rund-um-die-Uhr-Lieferanten. Verlässlichkeit entsteht aus dem Zusammenspiel von Netzen, Speichern, flexibler Nachfrage und steuerbarer Erzeugung – und ist so meist billiger. Für die meisten gewerblichen Abnehmer ist ein Versorgungsziel von 80 bis 90 Prozent der wirtschaftlichste Kompromiss.
Erstens das Tempo: Solaranlagen mit Speicher stehen nach Genehmigung und Netzanschluss meist in ein bis zwei Jahren, während bei Gaskraftwerken allein die Wartezeit auf Turbinen laut S&P Global fünf bis sieben Jahre beträgt. Zweitens die Preislogik: Gesicherter Solarstrom wird über Anlagen- und Kapitalkosten bepreist, nicht über Brennstoffe – und ist damit von den Weltmärkten entkoppelt.
Ob das Potenzial gehoben wird, hängt weniger an der Technik als an den Regeln, nach denen Strom beschafft wird. Indien schreibt Rund-um-die-Uhr-Lieferung gezielt aus: Anbieter müssen garantieren, dass ihr Portfolio in jeder Stunde eine Mindestmenge liefert. Jüngste Auktionen kamen so auf rund 95 Prozent Verfügbarkeit für weniger als 60 bis 65 Dollar je Megawattstunde. In China war ein Speicher zeitweise Bedingung für den Netzanschluss – die Vorgabe fiel im März 2025 weg, weil die heimische Industrie sie nicht mehr brauchte.
Die Firm LCOE-Methodologie von IRENA ist wichtig, um eine durchgängige Stromversorgung mit Erneuerbaren Preiskalkulationen, die den Wert für Verfügbarkeit einschließen, zu ermöglichen: Dies erleichtert die Arbeit für Projektierer und gibt Gesellschaft und Wirtschaft einen realistischen Ausblick zu den Kosten. Die Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen, damit sich die kostengünstigsten Firm LCOE-Technologien durchsetzen, liegen jedoch bei der Politik. The smarter E Europe setzt sich weiterhin für „Renewables 24/7“ ein und bringt auf der jährlichen Messeallianz die maßgeblichen Akteure zusammen, um eine rein erneuerbare Energiezukunft zu ermöglichen.