Energiekosten weiterhin hoch

Wirtschaftlichkeit, Entwicklung 2012 bis 2019
Wirtschaftlichkeit, Entwicklung 2012 bis 2019 (Bildquelle: McKinsey)

Der Faktor Wirtschaftlichkeit zählt schon seit Längerem zu den Problemfeldern der Energiewende. Das gilt insbesondere für die Strompreisentwicklung. Seit Jahren zahlen deutsche Verbraucher deutlich mehr für ihren Strom als ihre europäischen Nachbarn. Derzeit liegt der Haushaltsstrompreis etwa 45 % über dem europäischen Durchschnitt. Damit kommt der Indikator auf eine Zielerreichung von gerade 25 % und verleibt weiterhin in der Kategorie „unrealistisch“. Der Indikator Industriestrompreis hingegen setzt seinen seit 2014 bestehenden Positivtrend fort und weist inzwischen einen Zielerfüllungsgrad von 127 % aus – der betrachtete Industriestrompreis gilt allerdings nur für Unternehmen mit einer teilweisen EEGBefreiung (Abb. 3). Die hohen Haushaltsstrompreise resultieren vor allem aus der Steuer- und Abgabenlast. Seit 2012 stiegen hier die Preise um 17 %, während die Kosten für Beschaffung und Vertrieb um 16 % gefallen sind. Insbesondere die EEG-Umlage bekommt Deutschland nicht in den Griff (Anstieg von 3,6 ct/kWh auf 6,4 ct/kWh). Der Indikator verbleibt demzufolge mit einem Zielerfüllungsgrad von 17 % in der Kategorie „unrealistisch“. Insgesamt machen Umlagen inzwischen 54 % des deutschen Haushaltstrompreises aus – im europäischen Schnitt sind es nur 37 %. Zusätzlich belasten die Kosten für Netzausbau und Netzeingriffe den Strompreis in Deutschland: Seit 2012 stiegen die Netzentgelte um 20 % auf zuletzt 7,4 ct/kWh. Positive Entwicklungen verzeichnet der Energiewende- Index auf dem Arbeitsmarkt. Dank der allgemein guten Beschäftigungslage in Deutschland zeigt der Indikator Arbeitsplätze in stromintensiven Industrien einen Zielerfüllungsgrad von 141 %. Für Arbeitsplätze in erneuerbaren Energien lag der zuletzt erhobene Wert bei 105 %. Beide Indikatoren übererfüllen die Ziele bereits seit Jahren. Insgesamt haben sich die Indikatoren im Energiewende-Index seit der letzten Erhebung im März 2019 nicht verändert. Sechs von ihnen werden in ihrer Zielerreichung als „realistisch“ eingestuft, die Zahl der Indikatoren mit „unrealistischer“ Zielerreichung liegt unverändert bei sieben. Ein Indikator verbleibt in der Kategorie „leichter Anpassungsbedarf“.

Kohleausstieg: Gut fürs Klima, aber teuer und riskant

In der Bevölkerung wächst inzwischen der Unmut über die geringen Fortschritte beim Thema Klimawandel. Die Schülerdemonstrationen „Fridays for Future“ und das gute Abschneiden der Grünen bei der Europawahl zeugen von einem breiten gesellschaftlichen Interesse an Klimaschutz. Für die Bundesregierung bedeutet das: Kleine Richtungsanpassungen reichen nicht mehr aus, um die Energiewende zurück in die Spur zu führen. Gefordert ist vielmehr eine grundlegende energiepolitische Kehrtwende. Mit dem Anfang 2019 geschlossenen Kohlekompromiss versucht die Politik, wieder Fahrt in der Klimadebatte aufzunehmen. Allerdings kommen die Maßnahmen zu spät, um die 2020er-Ziele noch zu erreichen. Zwar wird die geplante Abschaltung von 29 GW Kohlekapazität bis 2030 (und weiteren 17 GW bis 2038) dazu beitragen, zumindest die Klimaziele des Stromsektors für 2030 zu erfüllen. Allerdings hat der Kohleausstieg auch seine Schattenseiten: Er wirkt sich negativ auf die beiden anderen Dimensionen des energiepolitischen Dreiecks aus – Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit. McKinsey hat die Auswirkungen des Kohleausstiegs mit einem Strommarktmodell untersucht, das die aus Angebot und Nachfrage resultierenden Strompreise auf Stundenbasis abbildet. Danach ist bei entsprechender Umsetzung des Kohlekompromisses zwischen 2022 und 2030 mit einem Preisanstieg im Großhandelsmarkt um 2 bis 3 €/MWh zu rechnen (bei sonst gleichbleibenden Rahmenbedingungen). 2035 läge der Preis bereits um 5 €/MWh höher, und bei einem beschleunigten Kohleausstieg würde er weiter steigen. Die Prognose aus dem McKinsey-Modell deckt sich hierbei weitgehend mit den Einschätzungen der Institute Aurora Energy Research und DIW Berlin. Dennoch sind die zu erwarteten Mehrkosten für den deutschen Durchschnittshaushalt mit 7 bis 11 € pro Jahr überschaubar; sie entsprechen einem Anstieg von gerade einmal 1 %. Dramatischer sind die Auswirkungen für die Großabnehmer in der Industrie, die mit 3 bis 6 % Mehrkosten rechnen müssen. Da der Börsenstrompreis einen deutlich höheren Anteil an den Industriestrompreisen hat, wirkt sich ein Anstieg hier deutlich stärker aus. Schon eine moderate Erhöhung von wenigen € pro MWh könnte die Wettbewerbsfähigkeit der energieintensiven Industrien in Deutschland gefährden. Auch die Versorgungssicherheit könnte durch den Kohleausstieg ins Wanken geraten, wenn keine ausgleichenden Maßnahmen ergriffen werden. Denn bis 2030 werden Modellrechnungen zufolge zusätzliche Kapazitäten von 17 GW benötigt, um die Stilllegungen zu kompensieren, Schwankungen bei den Erneuerbaren auszugleichen und Spitzenlasten abzufedern. Ohne ausreichenden Zubau könnten schon ab Mitte des kommenden Jahrzehnts erste Engpässe auftreten, die sich bis 2030 weiter verschärfen. Insgesamt bestätigen die Modellierungen die Sorgen, die in den vergangenen Monaten bereits von verschiedener Seite vorgebracht wurden. Auch wenn der Kohlekompromiss fraglos einen wichtigen Beitrag zur CO2-Reduktion leisten kann, sollten die übrigen energiepolitischen Ziele darüber nicht vernachlässigt werden.

Der Stromsektor: Fundament für eine erfolgreiche Energiewende

Hauptaufgabe für das kommende Jahrzehnt wird es sein, das Gleichgewicht der Ziele im energiepolitischen Dreieck wiederherzustellen. In den letzten Jahren lag der Fokus auf dem Kernbereich Umweltund Klimaschutz, insbesondere auf dem Ausbau der Erneuerbaren. Die Themen Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit sind darüber teilweise aus dem Blick geraten. Vor allem die Kostenschraube wird sich nicht so schnell wieder zurückdrehen lassen. Viele der großen Kostenblöcke, wie z.B. die EEG-Umlage, sind durch langfristige Verträge und Zusagen für die nächsten Jahre bereits fixiert. Darüber hinaus besteht weiterer Investitionsbedarf in Milliardenhöhe, nicht zuletzt beim Netzausbau. Die nächste Phase der Energiewende wird ein Kraftakt für den Stromsektor. Um die Klimaziele für 2030 zu erreichen, wird er nicht nur die eigenen CO2e-Reduktionsziele erfüllen müssen, sondern soll zugleich die Elektrifizierung der Verkehrs-, Wärme- und Industriesektoren ermöglichen. Dazu muss das Ausbautempo der Erneuerbaren hochgehalten werden. Und auch hier besteht Handlungsbedarf, wie sich am Beispiel Windkraft zeigt: Nach dem Rekordjahr 2017 war der Windenergieausbau an Land bereits 2018 um mehr als die Hälfte zurückgegangen. Im ersten Halbjahr 2019 ist der Zubau erneut um mehr als 80 % eingebrochen – hauptsächlich aufgrund langwieriger Genehmigungsverfahren. Damit die notwendige Sektorkopplung gelingt, muss Strom gegenüber anderen Energieträgern attraktiver gemacht werden, wenn man kleinteilige ordnungspolitische Eingriffe wie etwa Elektrifizierungsquoten für jeden Teilsektor vermeiden will. Die aktuell stärkere Belastung von Strom durch Steuern und Umlagen (23 ct/kWh) im Vergleich zu Benzin oder Erdgas (8,7 ct/kWh und 2,7 ct/kWh) verhindert derzeit noch vielfach den Umstieg. Die anhaltende politische Diskussion um die Einführung der CO2-Steuer deutet bereits darauf hin, dass die Zeit für neue ökonomische Anreize gekommen ist, um den Übergang von fossilen Energieträgern auf Strom zu fördern.

Das große Abschalten und die Folgen für die Versorgungssicherheit

Ohne entsprechende Gegenmaßnahmen wird die Stilllegung zahlreicher steuerbarer Kraftwerke vor allem zum Problem für die Versorgungssicherheit: Im Zuge des Atom- und und Kohleausstiegs werden in den nächsten zehn Jahren etwa 36,8 GW gesicherte Leistung vom Netz genommen – dies entspricht 43 % der gesamten gesicherten Leistung in 2018. Akut wird das Versorgungsproblem schon bald mit dem Abschalten der letzten Atomund ersten Kohlekraftwerke. Der oben bereits erwähnte Fehlbetrag in der Reservemarge von 16,6 GW in 2023 betrachtet zwar eine Extremsituation, in der Windräder weniger als 1 % ihrer Leistung und PV-Anlagen gar keine Leistung erbringen. Nichtsdestotrotz muss die Stromversorgung in Deutschland auf solche Fälle eingestellt sein, wenn z.B. während einer sog. Dunkelflaute über Tage und Wochen kaum Wind weht und die Sonne nicht scheint. Somit ist vor allem mit Blick auf 2023 akuter Handlungsbedarf geboten, da die reine Bauzeit eines einzelnen Gaskraftwerks bereits 1,5 bis 2,5 Jahre beträgt – Planungsund Genehmigungszeiten nicht eingerechnet. Um keine Versorgungsengpässe zu riskieren, müssen daher (zeitlich auf den Ausstiegspfad abgestimmt) die Erneuerbaren ausgebaut, neue flexible Kraftwerke errichtet und die Transportnetze verstärkt werden – eine Herkulesaufgabe. Umso dringlicher werden die Ausbaumaßnahmen, als Deutschland in Zukunft immer weniger auf Energiezulieferungen seiner europäischen Nachbarn zählen kann, die ihrerseits aus Kohlestrom oder der Kernenergie aussteigen wollen. Ausgehend von Prognosen des Verbandes Europäischer Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E lässt sich ermitteln, dass europaweit (Deutschland ausgenommen) im Zeitraum 2017 bis 2025 rund 123 GW regelbare (Netto)-Kapazität vom Netz gehen werden – umgerechnet 18 %. Zum Vergleich: In den zehn Jahren davor waren es lediglich 1,9 GW.

Vier Handlungsfelder für die Politik

Um die Energieversorgung in Deutschland mittel- bis langfristig zu sichern und hohe volkswirtschaftliche Folgekosten von möglichen Engpässen zu verhindern, sollte die deutsche Bundesregierung in vier Bereichen aktiv werden:

  • Beschleunigung des Netzausbaus: Der Ausbau der Transportnetze muss wesentlich schneller vonstattengehen, um die steigende Anzahl an erneuerbaren Energien integrieren zu können. Für die Rückkehr auf den Zielpfad ist ein Zubau von ungefähr 6.500 km bis 2025 erforderlich. Dies entspricht 1.085 km pro Jahr – dem Achtfachen der aktuellen Zubauraten von durchschnittlich 135 km pro Jahr. Hier gilt es vor allem, proaktiver auf die Bevölkerung zuzugehen, um die Akzeptanz für den Ausbau und die gewählte Streckenführung zu erhöhen.
  • Ausbau/Erhalt von Backup-Kapazität: Zusätzliche Spitzenlastkapazitäten sind erforderlich, um den Wegfall von gesicherter Kapazität zu kompensieren. Der Aufbau muss parallel zu den Kraftwerksstilllegungen stattfinden: Sobald Ende 2022 die letzten Atomkraftwerke vom Netz gehen und Phase eins des Kohleausstiegs umgesetzt ist, muss ausreichend steuerbare Kapazität verfügbar sein. Die aktuelle Ausschreibung zum Bau von Gaskraftwerken mit einer Gesamtkapazität von 1,2 GW kommt nur langsam voran: Lediglich das Kraftwerk Irsching 6 (300 MW) wurde bisher in Auftrag gegeben; mit der Vergabe einer weiteren Tranche von 300 MW ist erst im Herbst zu rechnen. Insgesamt müssen die Neubauten beschleunigt oder notfalls Kraftwerkstilllegungen mit Blick auf die Versorgungssicherheit verschoben werden.
  • Sicherung von ausländischer Kapazität: In Ergänzung der eigenen gesicherten Kapazität könnte Deutschland Verträge mit ausländischen Kraftwerksbetreibern abschließen, die bei Versorgungsengpässen einspringen. Der Ausbau von Interkonnektoren würde zudem sicherstellen, die entsprechende Kapazität auch liefern zu können. Aktuell verfügt Deutschland über eine Interkonnektorkapazität von 8,9 %. EU-weit existiert bereits das Ziel, diese bis 2030 auf 15 % der installierten Leistung zu erhöhen.
  • Flexibilisierung der Nachfrage: Als zusätzliche Maßnahme zur Abmilderung von Versorgungsengpässen sollte die Nachfragesteuerung ausgebaut werden. Zwar wurde die Abschaltverordnung bereits 2016 novelliert, der Bedarf für abschaltbare Lasten blieb in den vergangenen Jahren aber weiterhin eher gering. Die Bundesnetzagentur schlägt sogar eine Absenkung der Gesamtabschaltleistung auf 750 MW vor. Im Zuge des Kernkraft- und Kohleausstiegs dürfte die Relevanz dieses Werkzeugs in den nächsten Jahren jedoch wieder steigen. Klar ist: Die notwendigen Maßnahmen zur Sicherung der Versorgung werden die Kosten für die Energiewende weiter nach oben treiben. Klar ist aber auch: Die Folgekosten eines Blackouts wären wesentlich höher. Das energiewirtschaftliche Institut der Universität zu Köln rechnet bei einem deutschlandweiten Stromausfall mit einem Schaden in Milliardenhöhe. Angesichts dieses volkswirtschaftlichen Risikos sind Investitionen in die Versorgungssicherheit – vom Netzausbau bis zur Reservekapazität – ohne Zweifel gut angelegt. 

Feedback erwünscht

Der Energiewende-Index bietet alle sechs Monate einen Überblick über den Status der Energiewende in Deutschland. Reaktionen und Rückmeldungen seitens der Leser sind ausdrücklich erwünscht und werden bei der Aktualisierung des Index berücksichtigt, sofern es sich um öffentlich zugängliche Daten und Fakten handelt. Auf der Website von McKinsey besteht die Möglichkeit, den Autoren Feedback zum Thema Energiewende zu geben: www.mckinsey.de/energiewendeindex 

Dieser Beitrag ist auch im aktuellen E-Magazin freigeschaltet.

Zum Beitrag im E-Magazin

Dr. Thomas Vahlenkamp (thomas_vahlenkamp@mckinsey.com), Dr. Ingmar Ritzenhofen, Fridolin Pflugmann und Fabian Stockhausen
3 / 3

Ähnliche Beiträge