Zur Person
Stefan Göbel leitet die deutsche Stromerzeugung von STATKRAFT. Diese umfasst mehr als 2500 MW Leistung aus Gas-, Wasser-, Biomasse-, Wind- und Solarkraftwerken sowie eine Pipeline von etwa 2000 MW onshore Wind- und Batterieprojekten. Bis November 2022 war Herr Göbel verantwortlich für den Aufbau des Wind- und Solargeschäfts des Unternehmens in verschiedenen europäischen Ländern. Von 2008 bis 2018 hat er STATKRAFTs Trading & Origination außerhalb Nordeuropas geführt und die Marktführerrolle in der Direktvermarktung sowie bei PPAs aufgebaut. Stefan Göbel hat bis 2001 bei ENRON in Frankfurt und London gearbeitet. Seine erste berufliche Aufgabe waren Beratungsprojekte vor allem für Energieunternehmen bei SIMON, KUCHER & PARTNERS.
Die Herausforderungen für Versorgungssicherheit und Netzausbau bleiben auch 2026 zentral, insbesondere bei weiter steigenden Anteilen erneuerbarer Energien und zunehmender Sektorkopplung. Was ist notwendig um ein stabiles und resilientes Stromnetz zu erreichen?
Wir haben einen Konsens darüber, das das Stromsystem auf zwei tragenden Säulen basiert: Zum einen einer möglichst hohen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, um das erforderliche Volumen abzudecken. Zum anderen flexiblen Gaskraftwerken, die dort einspringen, wo erneuerbare Energien zeitweise nicht zur Verfügung stehen.
Ergänzt wird dieses System durch Speicherlösungen. Sie bilden die verbindende Ebene zwischen den beiden Säulen und sind steuerbar. In der öffentlichen Debatte gerät dieser Konsens allerdings zunehmend aus dem Blick.
Beim Stromnetz kommt in Deutschland eine besondere strukturelle Komplexität hinzu: Vier Übertragungsnetzbetreiber und eine Vielzahl von Verteilnetzbetreibern prägen das System. Dabei zeigt sich weniger ein technisches Problem als vielmehr ein strukturelles. Die Netzbetreiber unterscheiden sich deutlich in ihren Prozessen, in der Qualität ihrer Arbeit sowie in ihrer Leistungsfähigkeit. In der Folge ist die Weiterentwicklung des Netzes nicht überall synchron verlaufen.
Das Ergebnis ist ein Netzausbau, der mit dem Ausbau der erneuerbaren Erzeugung nicht Schritt gehalten hat. Das führt zu erheblichen Belastungen, insbesondere bei den Netzbetreibern, die operativ zunehmend an ihre Grenzen stoßen.
Welche Rolle spielt Offshore-Wind für die deutsche Energiewende?
Offshore-Wind ist ohne Frage ein zentraler Baustein der Energieversorgung. Er bringt große Volumina ins System, wird in industriellem Maßstab realisiert und war über viele Jahre hinweg hochgradig wettbewerbsfähig. Deutschland profitiert dabei von günstigen geografischen Voraussetzungen: Die vergleichsweise flachen Gewässer der Nord- und Ostsee ermöglichen den effizienten Ausbau und Betrieb großer Offshore Projekte. Aktuell sehen wir allerdings, dass dieses Marktmodell an Grenzen stößt. Vor diesem Hintergrund ist die zunehmende Forderung nach CfD-Systemen und Auktionsmechanismen nachvollziehbar.
Wenn der Offshore-Ausbau weiter vorangebracht werden soll, müssen die regulatorischen Rahmenbedingungen angepasst werden.
Wie beurteilen Sie den aktuellen Stand des Windenergieausbaus in Deutschland und Europa auch vor dem Hintergrund der Ausschreibungsrunden in 2025?
Das kann ich so nicht abschließend beurteilen, da wir selbst im Offshore-Wind-Segment nicht aktiv sind. Aus externer Perspektive würde ich jedoch nicht sagen, dass Deutschland hier grundsätzlich hinterher ist. Klar ist allerdings: Wenn der Offshore-Ausbau weiter vorangebracht werden soll, müssen die regulatorischen Rahmenbedingungen angepasst werden.
In der aktuellen Diskussion um die regionale Verteilung des Ausbaus erneuerbarer Energien wird zudem ein zentraler Punkt oft ausgeblendet: Offshore-Wind findet naturgemäß im Norden statt. Damit belastet er insbesondere den Nord-Süd-Transportkorridor erheblich. Unabhängig davon, ob einzelne Vorschläge zur besseren regionalen Verteilung der Erzeugung sinnvoll oder weniger sinnvoll sind, hat Offshore-Wind hier strukturell einen Nachteil.
Trotz verschiedener Reformen dauern Genehmigungsverfahren für erneuerbare Energieprojekte weiterhin an und verzögern den Ausbau. Welche Erfahrungen hat Statkraft in den letzten Jahren mit den aktuellen Genehmigungsprozessen in Deutschland gemacht?
Spätestens mit dem Osterpaket 2022 kann man sagen, dass ein Knoten geplatzt ist. Wir haben einen echten Paradigmenwechsel erlebt. Die Bundesregierung hat damals nicht nur sehr ambitionierte Ausbauziele formuliert, sondern diese erstmals konsequent mit konkreten Umsetzungsinstrumenten unterlegt.
Dazu gehörte insbesondere die klare Priorisierung von Windenergieprojekten als Vorhaben von überragendem öffentlichen Interesse, Anpassungen in den naturschutzrechtlichen Verfahrensdetails sowie die verbindliche Vorgabe, zwei Prozent der Landesfläche für Windenergie auszuweisen. Politische Zielsetzungen wurden damit in operative Rahmenbedingungen übersetzt – und das hat spürbar Wirkung gezeigt.
Gleichzeitig besteht weiterhin Optimierungspotenzial. Das föderale System führt dazu, dass Bundesländer und Genehmigungsbehörden in der Praxis sehr unterschiedlich agieren. Das betrifft unter anderem die Nutzung von Fernstraßen für Schwer- und Quertransporte, die Bewertung militärischer Belange sowie Ausgleichs‑ und Ersatzmaßnahmen im Naturschutz. Hier gibt es nach wie vor unterschiedliche, teilweise sehr restriktive Auslegungen. Genau dort liegt weiteres Potenzial – sowohl zur Beschleunigung als auch zur Kostensenkung.
Ein weiterer zentraler Punkt ist die Bürgerbeteiligung. Sie ist politisch ausdrücklich gewollt und grundsätzlich richtig. Aus meiner Sicht spielt hier insbesondere §6 EEG eine wichtige Rolle, der eine finanzielle Beteiligung der Kommunen vorsieht und sicherstellt, dass ein Teil der Wertschöpfung vor Ort bleibt. Darüber hinaus haben die Bundesländer allerdings sehr unterschiedlich ausgestaltete Bürgerbeteiligungsgesetze eingeführt.
Ein Bereich, in dem Deutschland europäisch klar zurückliegt, sind typenoffene Genehmigungen im Onshore Wind.
Wie bewerten Sie Deutschland im Vergleich zum europäischen Ausland? In welchem Land läuft es besser als in Deutschland? Was können wir von diesem Land lernen?
Ein Bereich, in dem Deutschland europäisch klar zurückliegt, sind typenoffene Genehmigungen im Onshore Wind. Hierzulande muss bereits im Genehmigungsverfahren ein konkreter Turbinentyp festgelegt werden – mit der Folge früher Lieferantenbindung, eingeschränktem Wettbewerb und geringer Flexibilität bei technischen Weiterentwicklungen.
In anderen europäischen Ländern gelten Genehmigungsfenster: Solange definierte Parameter wie Schall, Höhe oder visuelle Wirkung eingehalten werden, bleibt die Anlagenauswahl offen. Das erhöht Effizienz und Wirtschaftlichkeit deutlich. Eine solche Umstellung wäre ein echter Fortschritt für Deutschland.
Die Bedeutung von Flexibilität und Speicherlösungen wächst weiter, um volatile Einspeisungen aus Wind und Sonne auszugleichen. Angesichts der stark gestiegenen Netzanschlussanfragen für Batteriespeicher und anderer Flexibilitätsoptionen: Wie positioniert sich Statkraft in diesem Bereich?
Flexibilität ist unser Kerngeschäft. Wir kommen aus der Wasserkraft mit großen Speicherkraftwerken in Norwegen und betreiben in Deutschland seit über 15 Jahren ein Pumpspeicherkraftwerk mit 220 MW und vier Stunden Speicherdauer.
Bereits vor mehr als zehn Jahren haben wir mit einer 3‑MW‑Batterie im Primärregelleistungsmarkt ein Pilotprojekt realisiert – Flexibilität ist damit Teil unserer DNA. Im vergangenen Jahr haben wir zudem ein Hybridkraftwerk in Sachsen‑Anhalt mit 46 MW Photovoltaik und 17 MW Batteriespeicher (2–3 Stunden) unter der EEG‑Innovationsausschreibung in Betrieb genommen.
Flexibilität ist für uns nicht nur ein Thema der Anlagenseite, sondern auch der Vermarktung. In Großbritannien, wo der Markt deutlich weiter entwickelt ist, sind wir führend in der Vermarktung von Flexibilität für Dritte – sowohl für Batteriespeicher als auch für hochflexible Gasmotorenkraftwerke. Dieses Geschäftsmodell sehen wir klar auch in Deutschland. Wir prüfen hierzulande mehrere große Batterieprojekte an bestehenden Kraftwerksstandorten im dreistelligen Megawattbereich.
Was sind gegenwärtig Hemmnisse für den Aufbau eines integrierten Energiesystems in Deutschland?
Wir sehen ein klares Marktsignal, dass Speicher benötigt werden und sich auch wirtschaftlich betreiben lassen. Der Engpass liegt derzeit weniger auf der Marktseite als beim Netz: Netzanschlusspunkte stehen nicht immer in dem Umfang zur Verfügung, wie Speicherprojekte nachgefragt werden, und im Betrieb kommt es punktuell zu Bottlenecks.
Diese Engpässe werden aus meiner Sicht allerdings teilweise überzeichnet. Sie werden heute über Redispatch gemanagt, und Redispatch‑Kosten von rund drei Milliarden Euro pro Jahr sind gemessen an der Gesamtgröße des deutschen Energiesystems strategisch akzeptabel.
Welche innovativen Technologien oder Geschäftsmodelle verfolgt Statkraft, um Flexibilität und Speicher optimal in das Energiesystem zu integrieren?
Der größte Hebel von Batteriespeichern ist, dass sie deutlich mehr erneuerbare Energie wirtschaftlich nutzbar machen. An Tagen wie heute (Anmerkung: 23. April 2026) sieht man das klar: mittags negative Preise, abends extreme Knappheit. Speicher verschieben Strom aus Überschuss‑ in Hochpreiszeiten – dieser Effekt allein ist erheblich.
Der Ausbau erneuerbarer Energien erfordert weiterhin erhebliche Investitionen. Was brauchen Unternehmen wie Statkraft an Rahmenbedingungen, um stärker in den Ausbau von Erneuerbaren zu investieren?
Verlässlichkeit und Planungssicherheit sind der entscheidende Faktor. Genau hier ist Deutschland bei der Mengenplanung gut aufgestellt. Das schafft klare Signale für Investoren und Industrie.
Die Umstellung von einem einseitigen auf ein zweiseitiges CfD-System ist kein Systembruch, sondern eine nachvollziehbare Weiterentwicklung. Problematisch sind hingegen die parallel laufenden Debatten – etwa zum Netzpaket oder zum AGNES Verfahren –, weil sie massive Verunsicherung im Markt erzeugen.
Wenn Investoren einerseits 20 Jahre Erlössicherheit zugesagt bekommen, andererseits aber unklar bleibt, ob der Strom abtransportiert werden kann, ob Netzanschlüsse rechtzeitig kommen und ob Engpässe kompensiert werden, entsteht ein Widerspruch. Unter diesen Bedingungen lassen sich Investitionsentscheidungen kaum verantworten.
Was es jetzt braucht, ist klare Klärung und verlässlicher Vertrauensschutz. Ohne Konsistenz zwischen Markt-, Förder- und Netzregulierung wird der Ausbau ins Stocken geraten.
Wie sieht Statkraft die Rolle von Nachhaltigkeitskriterien und ESG-Standards bei Investitionsentscheidungen?
Auch hier ist Verlässlichkeit entscheidend. Viele Unternehmen haben ihre CO2-Minderungsstrategien auf ETS2 aufgebaut, in der Annahme, dass es als zentrales Instrument Mengenziele in Preissignale übersetzt. Die Preise sind zwar nicht exakt planbar, aber modellierbar – innerhalb eines klaren Rahmens und ohne Systembruch.
Fällt dieses Instrument weg oder wird infrage gestellt, verlieren Investitionen ihre Grundlage. Das betrifft zwar nicht den Onshore Wind unter dem EEG, sehr wohl aber Speicherprojekte, neue Gaskraftwerkskapazitäten und damit auch Instrumente wie das Kraftwerkssicherheitsgesetz.
Welche politischen Weichenstellungen sind aus Sicht von Statkraft in den nächsten vier Jahren entscheidend? Wie lassen sich Europas Klimaziele in dem aktuellen geopolitischen Umfeld mit den wirtschaftlichen Herausforderungen vereinbaren?
Ich teile das gängige Narrativ eines Zielkonflikts zwischen Klimaschutz und industrieller Wettbewerbsfähigkeit nicht. Europa hat bei der Energieversorgung einen strukturellen geopolitischen Nachteil: Wir verfügen kaum über eigene fossile Ressourcen – im Gegensatz etwa zu den USA oder dem Mittleren Osten. Dieser Nachteil lässt sich nicht wegdiskutieren und auch nicht vollständig kompensieren.
Daraus folgt, dass bestimmte energieintensive Commodity Industrien in Europa dauerhaft unter Druck stehen werden – unabhängig von Klimazielen. Gleichzeitig gibt es große Teile der Wertschöpfung, insbesondere im Tech- und KI-Bereich, für die Energiepreise kein dominanter Standortfaktor sind. Hier zählen Verlässlichkeit, Infrastruktur, Talente und Ökosysteme deutlich mehr.
Die hohen Energiepreise der letzten Jahre sind zudem nicht primär Folge der Klimapolitik, sondern Ergebnis des russischen Angriffskriegs und des daraus resultierenden Energiekriegs.
Was braucht Deutschland jetzt, um den Ausbau erneuerbarer Energien nachhaltig, schnell und erfolgreich zu gestalten?
Was Deutschland jetzt braucht, ist weniger Ideologie und mehr Nüchternheit in der Energiepolitik. Aktuell laufen politische Prozesse auf Bundes-, Regulierungs- und EU-Ebene zu wenig abgestimmt. Häufig wird zuerst eine Überzeugung formuliert und erst danach gerechnet. Das ist die falsche Reihenfolge. Notwendig sind Konsistenz, Planungssicherheit und Verlässlichkeit – nur so entsteht das Vertrauen, das der Markt braucht.
Welche Rolle sollte Statkraft dabei übernehmen?
Wir sind Investor, Projektentwickler und Betreiber. In Deutschland betreiben wir rund 2.000 MW flexible Erzeugung sowie etwa 600 MW Onshore Wind – ein zentraler Beitrag zur Versorgungssicherheit, rund um die Uhr.
Dieses Portfolio wollen wir weiter ausbauen, insbesondere bei Onshore Wind und Speichern. Aktuell verfügen wir über eine Projektpipeline von knapp 2.000 MW und sehen realistisch ein Bauvolumen von etwa 100 bis 200 MW pro Jahr.
Darüber hinaus sind wir ein starker Partner in der Stromvermarktung – von Direktvermarktung und PPAs bis hin zu Batteriespeichern, Wind , PV und Biomasseanlagen. Damit verstehen wir uns als integrierter Partner für erneuerbare Energien: technisch, investiv und kommerziell.
