Dezentrale Stromversorgung als Sicherheitsfaktor

Ende Februar 2026 sprang der europäische Gaspreis innerhalb weniger Tage von rund 32 auf über 54 Euro je Megawattstunde. Auslöser waren geopolitische Krisen und die Blockade zentraler Handelsrouten. Kein neues Phänomen und dennoch jedes Mal mit spürbaren Folgen: Während politische Reaktionen Zeit brauchen, tragen Industrie sowie Verbraucherinnen und Verbraucher die Kosten. 

Abhängigkeit verlagert, nicht gelöst

Rund 20 % des globalen LNG-Handels passieren die Straße von Hormus, bevor das Flüssiggas seine Zielmärkte erreicht. Im Jahr 2025 bezog Deutschland etwa 96 % seiner LNG-Importe aus den USA, nachdem der Anteil russischen Pipelinegases infolge des Angriffskriegs auf die Ukraine im Februar 2022 deutlich reduziert wurde. Eine Verlagerung von Abhängigkeiten, während die eigentlichen Versorgungs- und Preisrisiken bestehen bleiben.

Zentral vs. dezentral: Hier liegt der Unterschied

Zentrale Energiesysteme bündeln Erzeugung und Transport auf wenige wichtige Knotenpunkte wie Pipelines, Terminals oder Kraftwerke. Das senkt zwar die initialen Kosten, erhöht aber die systemische Verwundbarkeit. 

Dezentrale Energiesysteme verteilen Risiken auf viele Standorte, indem sie Energie dort produzieren, wo sie gebraucht wird. Dadurch bleiben Versorgungssicherheit und wirtschaftspolitische Handlungsfähigkeit in der eigenen Hand. 

Ein Beispiel für die Kosten fossiler Abhängigkeit:
Der Aufbau strategischer Gasreserven in Deutschland würde laut Initiative Energien Speichern e.V. (INES) 2 bis 4 Mrd. € binden – allein zur Absicherung eines potenziellen Lieferausfalls für rund 90 Tage.  

Erneuerbare sind wirtschaftlich überlegen

Mit Blick auf die Anfälligkeit fossiler Energiesysteme stellt sich die Frage, warum diese nicht konsequenter durch erneuerbare ersetzt werden, insbesondere da Photovoltaik und Wind heute die günstigsten Formen der Stromerzeugung darstellen:

• Photovoltaik (Freifläche): 4,1–7,0 ct/kWh

• Wind (Onshore): 4,3–9,2 ct/kWh

• Gas: 10,9–18,1 ct/kWh

• Kohle: bis zu 29,3 ct/kWh

Unter Einbeziehung externer Effekte wie Subventionen und Klimaschäden können die tatsächlichen Kosten neuer Gaskraftwerke sogar bis zu 67 ct/kWh erreichen.

Netze werden zum Flaschenhals

Auch die dezentrale Energieversorgung auf Basis erneuerbarer Energien bringt Herausforderungen mit sich. Anders als bei Erdgas oder Kohle liegt das Problem jedoch nicht im Brennstoff, sondern in der Speicherung und der bedarfsgerechten Einspeisung. 

Rund 3 Milliarden Euro kostete das Engpassmanagement im deutschen Stromnetz im Jahr 2025. Ein wesentlicher Grund: Erneuerbare Energien erzeugten zeitweise mehr Strom, als die vorhandene Netzkapazität aufnehmen konnte.

Deutschland hat beim Netzausbau erheblichen Nachholbedarf und der Fortschritt bleibt langsam. Insgesamt werden rund 16.800 Kilometer Hochspannungsleitungen benötigt, genehmigt sind bislang etwa 4.700 Kilometer.

Hinzu kommt die lange Umsetzungsdauer einzelner Projekte: Das Erdkabel A-Nord soll ab 2027 Windstrom für rund zwei Millionen Menschen transportieren. Von der ersten Planung bis zur Inbetriebnahme vergehen voraussichtlich etwa neun Jahre. 

Speicher machen das System steuerbar

Wenn der Ausbau der Netzkapazitäten über den Erfolg der Energiewende entscheidet, ist Zeit ein kritischer Faktor. Speicherprojekte setzen genau hier an: Sie nehmen Strom aus erneuerbaren Energien auf und speisen ihn zeitversetzt wieder ins Netz ein. So lassen sich Lastspitzen abfedern, drohende Netzüberlastungen vermeiden und Netzentgelte reduzieren.

Rund 40 % aller energiebezogenen Patente entfallen inzwischen auf Speichertechnologien. Zunehmend kommen dabei KI-basierte Energiemanagementsysteme zum Einsatz, die Erzeugung, Verbrauch und Netzlast in Echtzeit steuern. 

Speicher bleiben jedoch kapitalintensiv und technologisch anspruchsvoll. Sie sind kein Allheilmittel, leisten aber einen entscheidenden Beitrag, um Flexibilität zu erhöhen und Abhängigkeiten zu reduzieren. 

Infrastruktur wird zur Investitionsfrage

Der Finanzierungsbedarf im Infrastrukturbereich übersteigt die verfügbaren staatlichen Mittel deutlich. Daraus ergibt sich eine wachsende Rolle privater Kapitalquellen – insbesondere im Bereich der Private Markets. Sie ermöglichen Investitionen in reale Infrastrukturprojekte wie Solarparks und Speicheranlagen. 

Klassische Anlageklassen wie Aktien oder Anleihen reagieren unmittelbar auf geopolitische Spannungen, konjunkturelle Entwicklungen und Marktstimmungen. Infrastrukturinvestments sind davon nicht entkoppelt, weisen jedoch oft andere Risikoprofile auf, da sie an reale Assets und langfristige Cashflows gebunden sind. 

Für die Kapitalallokation bedeutet das: Energie ist nicht mehr nur ein Versorgungs-, sondern zunehmend ein Strukturthema für Portfolios.

Passend dazu: Der hep solar Invest ELTIF investiert in Photovoltaik- und Batteriespeicherprojekte in Deutschland, Italien, Polen, Japan, Kanada und den USA.