Fazit: Ende der Erdgas-Ära verschiebt sich
Abb. 3 Wirtschaftlichkeit, Wertung H1 2024 und H2 2024
Abb. 4 Versorgungssicherheit, Wertung H1 2024 und H2 2024
Die sektorale Analyse zeigt: Erdgas bleibt bis auf Weiteres von zentraler Bedeutung für die Energieversorgung in Deutschland. Nach unseren Berechnungen würde der Gesamtverbrauch von aktuell 740 TWh nur geringfügig auf 690 bis 720 TWh in 2030 zurückgehen. Damit fällt die McKinsey-Prognose um 40 bis 170 TWh höher aus als die NEP-Modellierungen auf Basis der BMWK-Langfristszenarien, die für 2030 einen Erdgasbedarf von 550 bis 650 TWh avisieren (Abb. 1). Angesicht dieser Diskrepanzen sind aus unserer Sicht dreierlei Maßnahmen zu ergreifen:
- Gasnachfrage realistisch abschätzen. Zunächst braucht es auf Fakten und Realitäten basierende Schritte, um die Diskrepanzen in der Gasbedarfsschätzung aufzulösen. Nur ambitionierte Ziele ohne ausreichende Hinterlegung mit belastbaren Maßnahmen führen zu falschen Entscheidungen zur Energie- und Wärmewende in Deutschland.
- Gasversorgung sichern. Nach dem russischen Angriff auf die Ukraine hat die alte Bundesregierung die Gasversorgung von russischem Pipelinegas auf internationales Flüssigerdgas (LNG) umgelenkt. Die Importinfrastruktur wurde durch neue Regas-Terminals erfolgreich ausgebaut. Aber das Risiko der LNG-basierten Versorgung steigt durch die zusätzliche LNG-Nachfrage infolge des Transitstopps von russischem Erdgas durch die Ukraine Ende 2024 (15 Mrd. m3) sowie durch weltweit verspätete LNG-Projekte. Eine knappe Versorgungslage könnte erneut zu Preisspitzen für Erdgas führen und sich dämpfend auf die Nachfrage auswirken.
- Infrastrukturimplikationen ableiten. Mit Blick auf die Zukunft von Deutschlands 600.000 km langem Erdgasnetz mit einem geschätzten Substanzwert allein des Verteilnetzes von bis zu 270 Mrd. € gilt es, Möglichkeiten zur integrierten Optimierung und sektorübergreifenden Vernetzung auszuloten. So könnte die bestehende Infrastruktur auch bei längerfristig sinkendem Erdgasbedarf noch von großem Nutzen sein, z.B. bei der Umwidmung von Pipelines auf den Transport von H2 oder CO2 zur Abscheidung und Speicherung.
Zusammenfassend ist festzuhalten: Deutschland wird aller Voraussicht nach länger als erwartet auf Erdgas angewiesen sein, um seine Versorgung zu sichern. Eine erfolgreiche Transformation der Gasindustrie erfordert daher dringend eine Langfristperspektive, die auf Fakten und umsetzungsorientiertem Denken basiert. Gleiches gilt für die Regulatorik, die die Richtung vorgibt für die Zukunft der Energieversorgung in Deutschland.
Energiewende-Index: Die Indikatoren im Überblick
Der Energiewende-Index zeigt gegenüber der Veröffentlichung von September 2024 nur leichte Verschiebungen. Bei keinem Indikator führte die Verbesserung oder Verschlechterung der Werte zu einem Wechsel der Zielerreichungskategorie. Damit sind weiterhin sieben der insgesamt 15 Indikatoren realistisch und sechs unrealistisch in ihrer Zielerreichung. Zwei von ihnen – CO2e-Ausstoß und Reservemarge – stehen nach wie vor auf der Kippe.
Sieben Indikatoren mit realistischer Zielerreichung
Der EE-Anteil am Bruttostromverbrauch ist über das Gesamtjahr 2024 um rund viereinhalb Prozentpunkte auf 55 % gestiegen, wobei er in der ersten Jahreshälfte mit rund 57 % sogar noch etwas höher lag (Abb. 2). Hauptreiber waren das windreiche erste Halbjahr, das zwischenzeitlich sogar zu einer Zielerreichung von 120 % geführt hat, sowie der Zubau von über 16 GW Solarkapazitäten. Im zweiten Halbjahr 2024 liegt die Zielerreichung des Indikators bei 107 % und damit in etwa gleichauf mit dem Vorjahreswert (109 %).
Der Primärenergieverbrauch liegt nach erster Hochrechnung für 2024 bei 10.476 PJ und damit weniger als 2 % unter dem Vorjahr. Hauptgrund ist der Produktionsrückgang von Strom aus Kohle (-16 % gegenüber 2023), der von erneuerbaren Energien mit höherem Effizienzgrad aufgefangen wurde. Die Zielerreichung sinkt dennoch (nach rückwirkender Aktualisierung durch das Bundesumweltamt aufgrund neu verfügbarer Daten) von 111 auf 106 %.
Für den Indikator EE-Anteil am Bruttoendenergieverbrauch liegen keine neuen Zahlen vor. Damit bleibt er mit zuletzt 104 % in seiner Zielerreichung realistisch.
Der deutsche Industriestrompreis hat sich im Verhältnis zur europäischen Preisentwicklung spürbar verteuert. In der aktuellen Erhebung liegt er 17,7 % über dem Europa-Mittel, im Halbjahr zuvor betrug die Differenz 12,6 % (Abb. 3). Ursache hierfür ist, dass die Preise im Ausland mit 29 % etwas stärker gesunken sind als in Deutschland (-26 %). Der Rückgang ist vor allem auf die niedrigeren Großhandelsstrompreise zurückzuführen. Dennoch beträgt die Zielerreichung des Indikators immer noch 121 %.
Der Indikator Ausfall Stromversorgung verschlechtert sich leicht. Im zweiten Halbjahr 2024 betrug das Blackout-Risiko pro Anschlusspunkt 12,8 Minuten (Vorhalbjahr 12,2), die Zielerreichung sinkt um 2 Prozentpunkte auf 111 % (Abb. 4).
Die verfügbare Kapazität für Import aus Nachbarländern hat sich aufgrund erhöhter Interkonnektorkapazitäten auf 27,9 % leicht verbessert. Der Indikator steigt in seiner Zielerreichung um 3 Prozentpunkte auf 211 %.
Für den Indikator Arbeitsplätze in erneuerbaren Energien wurden keine neuen Daten veröffentlicht. Mit zuletzt 120 % Zielerreichung verbleibt er im realistischen Bereich.
Zielerreichung für sechs Indikatoren unrealistisch
Der Indikator für den Haushaltsstrompreis hat sich in den letzten sechs Monaten kaum verändert. Die Preisdifferenz zum europäischen Mittel ist zwar um 1,7 Prozentpunkte geschrumpft, beträgt aber immer noch über 40 %. Die Zielerreichung steigt leicht von 36 auf 42 %, bleibt aber weiterhin unrealistisch. Denn noch immer sind die hiesigen Haushaltsstrompreise mit 40,2 EUR ct/kWh (Stand Ende Dezember) 11,5 EUR ct/kWh höher als im europäischen Ausland (28,7 EUR ct/kWh). Ein Großteil des Preisaufschlags entfällt dabei auf Steuern und Umlagen, die über 55 % des Deltas erklären und in Deutschland 120 % höher sind als im europäischen Ausland. Auf die Netzentgelte (plus 40 % gegenüber Europa) entfallen 25 % des Unterschieds. Energiebeschaffung und Vertrieb machen die verbleibenden knapp 20 % aus; ihre Kosten liegen in Deutschland etwa 15 % höher als im europäischen Durchschnitt.
Die Gesamtenergiekosten Haushalte haben sich gegenüber dem letzten Erhebungszeitraum etwas verbessert. Ihr Anteil am durchschnittlichen Warenkorb liegt infolge gesunkener Energiepreise jetzt bei 9,1 % (Vorhalbjahr: 9,5 %). Am stärksten fielen die Preise für Heizöl (-4 %), gefolgt von Strom und Kraftstoffen (je -3 %) sowie Erdgas (-2 %). Dennoch liegen die Haushaltsenergiepreise weiterhin deutlich über dem Niveau von 2019 – Erdgas um fast 90 %, Kraftstoffe und Strom jeweils um rund 30 %. Der Indikator bleibt mit einer Zielerreichung von 65 % weiter im unrealistischen Bereich.
Für den Indikator Sektorkopplung Wärme wurden keine neuen Daten veröffentlicht. Er verbleibt mit einem EE-Anteil an der Wärmeerzeugung von 18,8 % bei 55 % Zielerreichung.
Der Indikator Sektorkopplung Verkehr verschlechtert seine Zielerreichung um weitere 2 Prozentpunkte auf 38 %. Im Oktober 2024 fuhren in Deutschland etwas über 2,5 Mio. Elektrofahrzeuge auf den Straßen – nach den Zielen der Bundesregierung hätten es (linear interpoliert) rund 6,4 Mio. sein sollen. Grund ist, dass seit Ende der Förderung von Elektroautos die Zahl der Neuzulassungen immer weiter zurückgeht: Sie erreichte im vergangenen Halbjahr mit gerade einmal 150.000 den niedrigsten Stand seit drei Jahren. Das ist gerade ein Zehntel dessen, was es ab jetzt pro Halbjahr bräuchte, um das Ziel von 15 Mio. E-Autos im Jahr 2030 zu erreichen.
Die Kosten für Netzeingriffe sind von 13,2 auf 10,0 €/MWh gesunken, aber immer noch weit von den angestrebten 1 €/MWh entfernt. Immerhin steigt der Indikator damit in seiner Zielerreichung von 13 auf 36 %. Die Verbesserung resultiert aus den rückläufigen Kosten (rund -20 %) infolge weiterhin gesunkener Großhandelspreise und einem geringeren Bedarf an Netzeingriffen bei einer erhöhter Produktion von Solar- und Windenergie (+7 %).
Auch der Ausbau der Transportnetze bleibt mit 41 % Zielerreichung weiter im unrealistischen Bereich. In der zweiten Jahreshälfte 2024 wurden 158 km zugebaut; derzeit notwendig wären rund 600 km pro Halbjahr. Die Gesamtlänge beträgt jetzt 2.980 km und damit weniger als die Hälfte der aktuell angestrebten 6.874 km. Trotzdem gibt es weiterhin spürbare Fortschritte bei den Genehmigungsverfahren: In der ersten Jahreshälfte 2024 wurden mehr als 500 km Zubau bewilligt, was das hohe Tempo aus 2023 (rund 1.000 km Zubau) fortsetzt. Dies lässt auf eine stärkere Beschleunigung des Ausbaus in den nächsten Jahren hoffen. Allerdings werden ab diesem Jahr mit den zusätzlich geplanten Bauprojekten auch die Zielwerte für die Transportnetze weiter angehoben.
Zwei Indikatoren auf der Kippe
Der CO2e-Ausstoß sinkt um 18 Mt auf 656 Mt. Um seine Zielerreichung von zuletzt 95 % zu halten, hätten die Emissionen im vergangenen Jahr jedoch um 31 Mt zurückgehen müssen. Daher verschlechtert sich der Indikator um drei Prozentpunkte auf 92 %. Grund für den leichten Emissionsrückgang war vor allem die Substitution von Kohle (-16 %) durch Erneuerbare in der Stromerzeugung. Die Industrieemissionen stiegen dagegen leicht an (+2 %), da die energieintensiven Industrien ein leichtes Produktionsplus verzeichnen konnten. Trotz über 90 % Zielerreichung steht der Indikator weiterhin auf der Kippe, da der Rückgang der Emissionen nicht auf langfristige Effekte, sondern auf die hohen Preise im Zuge der Energiekrise 2022/23 zurückzuführen ist.
Die gesicherte Reservemarge verbessert sich im zweiten Halbjahr 2024 deutlich von 0,9 auf 4,7 %. Hauptgrund ist jedoch nicht der Ausbau von knapp 1 GW disponiblen Kapazitäten, sondern der starke Einbruch der Stromnachfrage. Denn diese wurde nun auch von den Übertragungsnetzbetreibern in die Lastprognosen für den Winter 2024/25 integriert, die der Berechnung des Indikators zugrunde liegen. Im Mittel ist die Spitzenlast in den jüngsten Prognosen fast 5 GW niedriger als im Vorjahr, nachdem der Stromverbrauch entgegen früheren Erwartungen in den letzten Jahren nicht gestiegen, sondern von 2021 bis 2023 sogar um 8 % gesunken ist. Zieht die Stromnachfrage mit konjunkturellem Aufschwung und fortschreitender Elektrifizierung jedoch wieder an, würde das die Reservemarge für den kommenden Winter 2025/26 erheblich unter Druck setzen – gerade in Anbetracht des geplanten Kohleausstiegs. Daher bleibt der Indikator trotz aktueller Zielerreichung von 119 % vorerst weiter auf der Kippe. Ändern könnte sich die Kategoriezuordnung allerdings, wenn die Bundesnetzagentur weiterhin Stilllegungen verhindert, um Versorgungsengpässe zu vermeiden.
Dr. T. Vahlenkamp, Senior Partner, McKinsey & Company, Düsseldorf; S. Overlack, Partner, McKinsey & Company, Frankfurt; Dr. F. Pflugmann, Partner, McKinsey & Company, Frankfurt; Dr. T. Ipers, Fellow Senior Associate, McKinsey & Company, Düsseldorf; L. Hanschur, Fellow Senior Associate, McKinsey & Company, München; E. Hosius, Knowledge Analyst, McKinsey & Company, Düsseldorf; C. Kauth, Capabilities and Insights Analyst, McKinsey & Company, Düsseldorf
thomas_vahlenkamp@mckinsey.com
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