Von Julian Korb
Die Kosten der Energiewende zu senken, steht bei der neuen Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) ganz oben auf der Tagesordnung. Weniger Erneuerbaren-Ausbau, mehr Netz- und Systemdienlichkeit – so das Ziel.
In den Wochen und Monaten vor der Bundestagswahl sind mehrere Fachstudien erschienen, die sich mit Kosteneffizienz auseinandergesetzt und konkrete Vorschläge gemacht haben. In manchen Punkten sind sie sich einig. Ein Überblick über die strittigen Punkte.
Welcher Stromverbrauch ist realistisch?
Bislang rechnete die Bundesregierung für das Jahr 2045 mit einem Bruttostromverbrauch von über 1000 Terawattstunden (TWh). Zum Vergleich: 2024 lag dieser bei etwas über 500 TWh. Der Grund für die Steigerung: die Elektrifizierung. Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen und die heimische Wasserstoffproduktion sollen den Stromverbrauch hochtreiben. Aber geschieht das auch so schnell und in diesem Ausmaß?
Mehrere Studien weckten daran zuletzt Zweifel. Analysten der Boston Consulting Group (BCG) korrigierten ihre Prognose von rund 700 TWh im Jahr 2030 auf lediglich 600 TWh. Auch fünf Jahre später falle die Lücke entsprechend groß aus.
Analysten der Beratung von Aurora Energy Research kamen darüber hinaus in einer vom Energiekonzern EnBW beauftragten Studie sogar auf nur rund 700 TWh im Jahr 2045. Bislang waren die Analysten von über 900 TWh ausgegangen. Auch die Bundesnetzagentur hat ihre Prognosen zuletzt deutlich nach unten korrigiert, bleibt im Schnitt aber über den Aurora-Schätzungen.
Die EnBW habe sich im Vorfeld der Studie genau angesehen, wie sich unter anderem die Stromnachfrage in der Industrie seit der Corona-Krise entwickelt habe, betont Regina Wilde, Leiterin Strategie und Konzernentwicklung bei EnBW. Auch mögliche Potenziale durch Rechenzentren und insbesondere durch die Elektrifizierung des Verkehrs, der Gebäudewärme und in der Industrie seien mit eingeflossen. "Insbesondere in der Grundstoffindustrie halten wir jedoch den vom NEP 2023 erwarteten Nachfrageanstieg für unrealistisch hoch."
Das Energiesystemmodell "REMod" des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) geht hingegen weiterhin von einem Stromverbrauch von über 1200 Terawattstunden im Jahr 2045 aus. "Das REMod-Modell geht von einem weiteren Industriewachstum hier in Deutschland aus", sagt Leonhard Probst, Energiesystemexperte vom Fraunhofer-Institut ISE. "Wenn man allerdings annimmt, dass die Wertschöpfung außerhalb von Deutschland verlagert wird – etwa in der Stahl- oder Papierherstellung – hat das einen geringeren Energieverbrauch in Deutschland zur Folge."
Laut Probst werde in vielen Studien zudem der Eigenverbrauch der Industrie und in Privathaushalten vernachlässigt, weil dieser schwer zu erfassen sei. "Durch die hohen Energiepreise der letzten Jahre ist der Eigenverbrauch deutlich attraktiver geworden."
Warum sind die Annahmen für den Stromverbrauch so wichtig? Sie entscheiden darüber, wie viel erneuerbare Energien und auch konventionelle Kraftwerke zugebaut werden müssen, um die Nachfrage zu decken. Daraus folgt dann auch, wie die Netzbetreiber ihre Netze ausbauen und modernisieren müssen, um die Strommengen zu transportieren.
Wie viel Erneuerbare darf es sein?
Die alte Bundesregierung strebte einen Solarausbau auf 400 Gigawatt (GW) installierte Leistung bis 2045 an. Das wäre rund eine Vervierfachung der aktuellen Leistung von etwas über 100 GW. Die von EnBW beauftragte und von Aurora durchgeführte Studie kommt hingegen zu dem Ergebnis, dass ein Ausbau auf 250 GW kostenoptimal wäre. Das wesentliche Argument: Die heimische Erzeugung von Wasserstoff bleibt dauerhaft teurer als der Import.
"Der heimische Wasserstoff wäre hauptsächlich im Sommer und hier schwerpunktmäßig über Photovoltaik hergestellt worden", erklärt Wilde von EnBW. Stattdessen sollen mehr wasserstofffähige Kraftwerke ausgebaut werden. "Durch den Ausbau der H2-ready Gaskraftwerke können die hohen Kosten der Stromimporte gesenkt und die Versorgungssicherheit mindestens auf dem heutigen Niveau gehalten werden." Dies sei ohne diese Kraftwerke nicht möglich.
Wilde spricht von "redundanten Strukturen". Also etwa installierte Solaranlagen, deren Stromerzeugungsspitzen im Sommer kaum verbraucht werden können. In der Folge brauche es auch weniger Batteriespeicher. "Ein Teil der flexiblen Leistung, die von den Batterien erbracht werden soll, kann von den Kraftwerken übernommen werden, die ohnehin für die Dunkelflauten gebraucht werden", so die EnBW-Strategieleiterin. "Das spart Investitionen."
Das Energiesystemmodell des Fraunhofer-Instituts kommt zu einem anderen Ergebnis. "Wir kommen zu dem Ergebnis, dass die Nutzung von Solarstrom mit Batteriespeichern für den untertägigen Ausgleich deutlich kosteneffizienter ist als der Einsatz von Gaskraftwerken", sagt Energieexperte Probst. "In anderen Studien gibt es aus meiner Sicht sehr optimistische Annahmen, was die Kosten für Erdgas und Wasserstoff, beziehungsweise CO₂-Emissionszertifikate in der Zukunft angeht."
Probst hält auch die heimische Wasserstofferzeugung für wirtschaftlich. "Kosteneffizient kann Wasserstoff aktuell nur über Pipelines importiert werden, das ist aktuell nicht absehbar." Zudem hätten Export-Länder wie Spanien ein Interesse daran, den Wasserstoff für den Aufbau einer eigenen Industrie vor Ort zu nutzen. Der Wissenschaftler sieht zudem Vorteile am Standort Deutschland. "Zum Beispiel haben Solarmodule in Deutschland eine bessere Lebensdauer als in Südspanien, was in der Praxis deutliche Kostenvorteile bringt, die in einer einfachen Betrachtung der Sonnenstunden untergehen würden."
CCS-Kraftwerke – ja oder nein?
Doch nicht nur Wasserstoffkraftwerke werden diskutiert. Die neue Bundesregierung sieht CO₂-Abscheidung bei Gaskraftwerken ausdrücklich als Alternative. Technologieoffenheit ist das Stichwort. Dabei gibt es in der Branche große Zweifel, ob CCS bei Gaskraftwerken wirtschaftlich ist.
"CCS rechnet sich wegen der damit hohen verbundenen Investitionen nur dann, wenn von einer hohen jährlichen Vollbenutzungsstundenzahl der Anlagen von 3000h+ ausgegangen wird", sagt EnBW-Strategieleiterin Wilde. Aus Sicht des Energiekonzerns sind vor allem in den 2040er-Jahren lediglich bis zu 2000 Vollbenutzungsstunden realistisch. Der Energiekonzern aus Karlsruhe spricht sich deshalb klar für wasserstofffähige Gaskraftwerke aus. Allerdings: "Neben grünem Wasserstoff muss auch blauer Wasserstoff zugelassen werden, da letzterer über einen langen Zeitraum günstiger als grüner Wasserstoff bleiben wird", so Wilde weiter. "Das Ziel muss ein pragmatischer Einstieg in die Wasserstoffwirtschaft mit möglichst niedrigen Hürden für alle Farben sein."
Energieexperte Probst vom Fraunhofer-Institut ISE zeigt sich vor allem angesichts der hohen Kosten für eine CO₂-Pipeline skeptisch. "Aus meiner Sicht macht CCS nur Sinn, wenn der Kohlenstoff möglichst ortsnah verwendet werden kann." Probst macht noch auf einen weiteren Aspekt aufmerksam. "Im Übrigen gibt es noch keine CCS-Kraftwerke und die Abscheiderate liegt auch nicht bei 100 Prozent." CCS-Kraftwerke seien daher, was die Emissionen angehe, nicht mit Wasserstoffkraftwerken zu vergleichen.
Was sind die politischen Konsequenzen?
Union und SPD haben im Koalitionsvertrag ein Energiewende-Monitoring bis zur Sommerpause angekündigt. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche kündigte am Mittwoch nun einen "Quick Check" an, den ein Analyseinstitut durchführen soll. Die Prognose für den Stromverbrauch, den Zubau der Erneuerbaren, von Kraftwerken und Speichern dürfte darin eine entscheidende Rolle spielen.
Die Opposition im Bundestag dürfte genau verfolgen, welche Schlüsse die Ministerin aus dem Check zieht. "Die Äußerungen von Katherina Reiche lassen sich auch so lesen, als wollte sie die Ausbauziele bei den Erneuerbaren zurückstecken, gerade im Hinblick auf den Netzausbau und den erwarteten Stromverbrauch. Davor kann ich nur warnen", sagte Michael Kellner, energiepolitischer Sprecher der Grünen und Leiter der AG Wirtschaft und Energie, der ZfK. Allein mit Blick auf die bei den Netzbetreibern angemeldete Anschlussleistung für Rechenzentren glaube er kaum an einen niedrigeren Stromverbrauch. "Ministerin Reiche wird sich an der Eröffnungsbilanz Ende August messen lassen müssen."
Aufseiten der Netzbetreiber gibt es zudem einen klaren Wunsch, was die Entwicklung der Netze im Netzentwicklungsplan (NEP) angeht. "Eine wichtige Erkenntnis der Studie war für uns, dass der NEP-Planungsprozess besser als bislang die jeweils aktuellsten Erkenntnisse zur Nachfrageentwicklung berücksichtigen sollte", sagt Regina Wilde von EnBW. "Stehen verschiedene Maßnahmen zum Netzausbau zur Auswahl, sollte – bei gleichen Kosten – diejenige gewählt werden, die mehr Flexibilität bei künftigen Nachfrageentwicklungen zulässt."
Hinweis: Kosteneffizienz in der Energiewende ist auch Titel-Thema der aktuellen Juni-Ausgabe 2025 der ZfK. Zum E-Paper geht es hier.
Mehr dazu aus dem ZfK-Archiv:
"Es ist nicht sinnvoll, all diese Netze auf die letzte Kilowattstunde zu dimensionieren"
Kosten der Energiewende: Wo die Modelle falsch liegen
Kosten einsparen: EnBW-Chef fordert rasche Neuausrichtung der Energiewende
Billigere Energiewende: Milliardenschwere Kostendrücker und ihre Fallstricke
