Industrie: Sinkender Gasbedarf durch Elektrifizierung

Im Industriesektor wurden 2023 rund 215 TWh Erdgas verwendet – vor allem zur Erzeugung von Prozesswärme, bei der Erdgas über 40 % aller eingesetzten Endenergieträger ausmacht. Der zukünftige Erdgasbedarf wird vor allem durch fortschreitende Elektrifizierung, Umstellung der Produktionsprozesse, Effizienzsteigerung und die Produktionsentwicklung beeinflusst.

Elektrifizierung. Das industrielle Elektrifizierungspotenzial unterscheidet sich stark je nach Anwendung. Begrenzt ist es beispielsweise bei der Erzeugung von Prozesswärme in Stahlwerken mit Temperaturen von über 1.000°C. Andere, weniger temperaturintensive Wärmeprozesse hingegen lassen sich elektrifizieren, beispielsweise durch Hochtemperatur-Wärmepumpen, Elektrodenkessel oder induktive Erwärmung. Allerdings bleiben auch hier Herausforderungen wie die Gewährleistung ausreichender Anschlussleistung oder die Erfüllung von Anforderungen an die Versorgungs- und Ausfallsicherheit. Unsere auf Subsektorschätzung beruhende Analyse ergibt, dass der Gasbedarf aufgrund von Elektrifizierung bis 2030 um etwa 10 TWh sinken könnte.

Umstellung der Produktionsprozesse. Ein weiterer Treiber der industriellen Erdgasnachfrage ist der Einsatz von Gas für grauen Wasserstoff. Die RED-III-Richtlinie könnte den Bedarf künftig drosseln. Denn ab 2030 fordert RED III einen Anteil von 42 % erneuerbarer Energien am eingesetzten Wasserstoff. Der Regulatorik folgend würde dann weniger grauer Wasserstoff verwendet werden, was zu einer Einsparung von Erdgas führen würde. Insgesamt kann hierdurch der Gasbedarf bei gleichbleibender Produktion und Regulierung nach unserer Analyse um 20 bis 25 TWh sinken.

Effizienzsteigerung. Für Industrien, die sich nicht elektrifizieren oder ihre Produktionsprozesse auf alternative Energien umstellen lassen, wird die zukünftige Erdgasnachfrage in erster Linie von Effizienzsteigerungen beeinflusst. Das im Herbst 2023 beschlossene Energieeffizienzgesetz strebt bis zum Ende des Jahrzehnts 39 % weniger Primärenergieverbrauch⁠ gegenüber 2008 an, wobei bis 2023 bereits eine Reduktion von 26 % erreicht wurde. Weiterhin enthält das Gesetz Vorgaben zur Energieeinsparung und verpflichtet große Unternehmen zu Energieaudits. Eine Umfrage des ifo Instituts ergab, dass die breitflächige Umsetzung von Effizienzmaßnahmen in der Industrie realistisch ist: Mehr als 75 % der Unternehmen, die Erdgas in ihrem Produktionsprozess einsetzen, gaben an, bereits Maßnahmen zur Gaseinsparung ergriffen zu haben, ohne die Produktion drosseln zu müssen. Fast 40 % der Befragten haben weitere kurzfristig umsetzbare Maßnahmen identifiziert. Unter Annahme eines Gesamteinsparpotenzials von bis zu 10 % ist nach unserer Modellierung ein Rückgang des Gasbedarfs durch Effizienzsteigerung von 15 bis 20 TWh bis 2030 zu erwarten.

Produktionsentwicklung. Die zukünftige Gasnachfrage hängt auch von der Produktionsentwicklung der jeweiligen Industriesegmente ab. In energieintensiven Industrien kommt es aktuell zu Produktionsrückgängen und Abwanderungen ins Ausland – beides wirkt sich bereits auf die Gasnachfrage aus: Der Produktionsindex dieser Industrien betrug 2023 nur noch 85 % des Werts von 2021; entsprechend lag der Gasbedarf 2023 10 bis 20 % unter der Durchschnittsnachfrage von 2018 bis 2021. Der Trend könnte sich fortsetzen: Angesichts der nachlassenden Attraktivität des Wirtschaftsstandorts Deutschland planen oder realisieren laut DIHK zunehmend mehr Betriebe Produktionseinschränkungen oder eine teilweise Verlagerung ins Ausland – waren es 2022 noch 16 %, sind es nun bereits 37 %. Andererseits sind Industriesegmente wie die erdgasintensive Nahrungsmittel- und Tabakindustrie sowie das Papiergewerbe, die zusammen etwa ein Viertel des Erdgasverbrauchs im Industriesektor ausmachen, stärker lokal gebunden und somit weniger abwanderungsgefährdet. Angesichts dieser segmentspezifischen Dynamiken und der Ungewissheit über die mittelfristigen Entwicklungen haben wir weitere produktionsbedingte Gasnachfragerückgänge bis 2030 im Rahmen dieser Analyse nicht berücksichtigt. 

Bedarfssteigernd könnte sich hingegen der Wechsel von Kohle zu Gas in energieintensiven Industriesparten auswirken. In Anbetracht der Unsicherheit über die Verfügbarkeit und die Kosten von Wasserstoff und Biomethan wäre ein Beispiel hierfür die Erzeugung von Prozesswärme für grünen Stahl: Der Einsatz von Erdgas für die von den vier größten Stahlherstellern angestrebte Produktionsmenge von etwa 10 Mt grünem Stahl würde zu einem Erdgasmehrbedarf von 15 bis 20 TWh in 2030 führen. Dieser bleibt im Rahmen unserer Analyse jedoch ebenfalls unberücksichtigt. 

Insgesamt erwarten wir durch fortschreitende Elektrifizierung, Umstellung der Produktionsprozesse und Effizienzsteigerungen bei konstantem Produktionsniveau einen Rückgang des industriellen Gasbedarfs um 45 bis 55 TWh bis 2030. Die Nachfrage im Industriesektor würde damit auf 160 bis 170 TWh sinken.

Strom- und Fernwärmeerzeugung: Nachfrageschub durch Kohleausstieg und steigende Bedarfe 

2023 wurden 140 TWh Erdgas zur Strom- und 55 TWh zur Wärmeerzeugung eingesetzt. Der Erdgasanteil am deutschen Strommix beträgt rund 15 %, der an leitungsgebundener Wärme sogar fast 45 %. Und die Erdgasnachfrage wird voraussichtlich weiter steigen, denn der Umstieg der Verbraucher von dezentraler auf leitungsgebundene Wärme erhöht den Bedarf an zentral hergestellter Fernwärme. Infolge des Kohle- und Kernkraftausstiegs muss zudem mehr Gas herangezogen werden, da die erneuerbaren Energien aufgrund ihrer Volatilität und des schleppenden Ausbaus den Bedarf nicht allein werden decken können. 

Strom. Hinsichtlich der Stromversorgung ist anzunehmen, dass bestehende Gaskraftwerke bei höherer Auslastung betrieben werden und neue ans Netz gehen. Nach unseren Analysen erwarten wir eine Steigerung der Auslastung von derzeit 20 bis 25 % auf 25 bis 30 % sowie eine Zunahme der installierten Nettoleistung von rund 37 auf etwa 40 GW in 2030 – eine konservative Annahme angesichts von fast 10 GW geplanter oder im Bau befindlicher Gaskraftwerkskapazität und der angekündigten Ausschreibung von 10 GW im Rahmen der Kraftwerksstrategie. Für die Berechnung nehmen wir einen Ausbau der Offshore-Windkraft auf 21 GW, Onshore auf 96 GW sowie 158 GW Solarenergie an. In unserer Modellierung gehen wir ferner von einem Nettostromverbrauch von 600 bis 610 TWh aus – eine Annahme, die mit einem geringeren Gasbedarf einhergeht als bei dem aus der Novelle des EEG vom BMWK abgeleiteten Nettostrombedarf von 670 TWh. Damit ergibt sich ein zusätzlicher Gasbedarf von 30 bis 35 TWh. 

Fernwärme. Auch in der Fernwärmeerzeugung ist ein vermehrter Erdgaseinsatz absehbar, um die steigende Nachfrage nach leitungsgebundener Wärme zu decken und gleichzeitig aus der Kohle aussteigen zu können. So setzen viele Kommunen in ihrer Wärmeplanung vermehrt auf Gas: Von 11 Fernwärmeanbietern gibt es bereits konkrete Pläne, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen mit rund 5 GW thermischer Leistung von Kohle auf Gas umzustellen. Allein damit könnte ein Gasmehrbedarf von 20 bis 25 TWh einhergehen. Weitere Umstellungen zusätzlicher Fernwärmeanbieter sind hier noch nicht berücksichtigt.

Der prognostizierte Erdgasbedarf im Kraftwerksbereich liegt somit insgesamt bei etwa 170 bis 175 TWh in der Stromerzeugung und bei 75 bis 80 TWh in der Fernwärmeerzeugung, was zusammengenommen einer Bedarfssteigerung um 50 bis 60 TWh bis 2030 entspricht.