Energiewendeindex von McKinsey: Versorgungssicherheit unter Spannung

Drohende Stromlücke: Spitzenlast kann die verfügbare Kapazität um 4 GW im Jahr 2025 und 30 GW im Jahr 2030 übersteigen - Ausbau der Erneuerbaren allein reicht nicht – Bündel von Maßnahmen auf Angebots- und Nachfrageseite notwendig, um System zu stabilisieren - Indikatoren zum Status der Energiewende in Deutschland verschlechtern sich

Die historisch stabile Stromversorgung in Deutschland gerät unter Spannung: Die verfügbare Leistung zu Spitzenlastzeiten sinkt durch den Plan, aus Kernkraft und aus allen fossilen Energien auszusteigen, von heute 99 GW auf 90 GW im Jahr 2030. Und dies bei insgesamt steigender Spitzenlast, die 2030 auf bis zu 120 GW ansteigt. Damit droht eine Stromlücke von bis zu 30 GW im Jahr 2030 – dies entspricht umgerechnet etwa 30 thermischen Großkraftwerken. Hebel auf der Angebotsseite wie der massive Ausbau von Erneuerbaren reichen allein nicht aus, falls nicht zusätzlich noch neue Gaskraftwerke gebaut werden und der temporäre Weiterbetrieb von Kohlekraftwerken erwogen wird. Auch auf der Nachfrageseite müsste für eine Stabilisierung des Systems stärker interveniert werden. Diese Zahlen liefert eine aktuelle Analyse von McKinsey im Rahmen seines halbjährlich erhobenen Energiewende-Index (EWI). Die jüngste Entwicklung der 15 Indikatoren zeigt ein enttäuschendes Bild. Drei Indikatoren haben sich schon jetzt deutlich verschlechtert, nämlich der Haushaltsstrompreis, der Anteil Gesamtenergiekosten Haushalte und die Kosten für Netzeingriffe. 

Deutschland verliert Spitzenposition 

Lange Zeit war Deutschland Spitzenreiter, wenn es um sichere Stromversorgung ging. 2020 mussten hiesige Verbraucher im Schnitt nur etwa 15 Minuten mit Stromausfällen rechnen. Frankreich kam im gleichen Zeitraum auf 21 Minuten, Österreich auf 38 und Bulgarien gar auf 370 Minuten. „Von der grundsätzlich hohen Versorgungssicherheit profitieren nicht nur die Privathaushalte, sondern auch die Industrie, die auf ein stabiles Stromnetz essenziell angewiesen ist“, sagt  Thomas Vahlenkamp, Senior Partner von McKinsey. 
Doch die gesicherte Leistung nimmt ab: Standen im Jahr 2010 noch 105 GW zur Verfügung, waren es Ende 2022 noch 90 GW. Bleibt es bei den Ausstiegsplänen aus Kohle und Kernkraft, könnten es bis 2025 nur noch 80 GW und bis zum Ende des Jahrzehnts 70 GW sein. Addiert man zusätzlich die Kapazität aus erneuerbaren Energien (EE), die statistisch im Bedarfsfall zur Verfügung steht, beträgt die verfügbare Leistung zu Spitzenlastzeiten 99 GW (2022), 92 GW (2025) und 90 GW (2030) – vorausgesetzt, die hoch ambitionierten Ausbauziele der Bundesregierung für die Erneuerbaren Energien werden erreicht. Vahlenkamp: „Spitzenreiter war gestern – die Kombination aus sinkender gesicherter Kapazität und durch die Elektrifizierung steigender Spitzenlast kann zu Versorgungslücken führen. Selbst bei einem flächendeckenden Umstieg auf Erneuerbare sind weitere Maßnahmenhebel nötig, um das System zu stabilisieren.“

Aus der McKinsey-Analyse geht hervor: Auf der Angebotsseite stehen drei Hebel zur längerfristigen Absicherung zur Verfügung sowie eine kurzfristig wirkende Maßnahme. 

• Stromimport. Werden mit den inländischen Produktionskapazitäten Engpässe wahrscheinlicher, muss vermehrt auf Importe gesetzt werden. Bislang profitierten die Nachbarländer von der historisch hohen Versorgungssicherheit hierzulande und bezogen mehr Strom aus Deutschland als umgekehrt. 2022 lag die Interkonnektorkapazität (die maximal mögliche stündliche Importmenge) bei 24 GW, bis 2030 soll sie 35 GW umfassen. Um allerdings die Leistung abrufen zu können, müssten unsere Nachbarländer in der Lage sein, diese auch bereitzustellen. Zum Vergleich: 2022 lag die höchste importierte Leistung bei 12 GW. Da auch die Nachbarländer steigende Strombedarfsspitzen haben, nehmen wir an, dass in Zukunft nur Importe in einer Größenordnung von etwa 10 GW zur Verfügung stehen. Die verbleibende Lücke in Deutschland könnte dadurch von 30 auf 20 GW reduziert werden.
• Nutzung von Batteriespeichern. Für die kurzfristige Überbrückung von Engpässen eignen sich Batteriespeicher: Laut Netzentwicklungsplan könnten bis 2030 in einem mittleren Szenario Energiespeicher mit einer kumulierten Leistung von 10 GW installiert sein – davon 8 GW in dezentralen PV-Batteriespeichersystemen und 2 GW in Großbatteriespeichern. 
  Bau neuer Gaskraftwerke. In einem Anfang 2023 veröffentlichten Bericht der Bundesnetzagentur wird davon ausgegangen, dass 2030 21 GW neue erdgasbetriebene Kraftwerke ans Netz gehen. Geschieht dies, wäre die berechnete Versorgungslücke damit bereits geschlossen. Doch wahrscheinlich ist das nicht: Bis 2025 können höchstens die bereits geplanten und im Bau befindlichen 3 GW zur Verfügung stehen. Und angesichts der langen Planungs-, Genehmigungs- und Bauzeiten ist es mehr als fraglich, ob bis 2030 weitere 18 GW neue Kapazitäten bereitgestellt werden können. Die dazu nötigen Investitionen sind zudem mit Unsicherheiten verbunden, weil unklar ist, wie lange die Gaskraftwerke laufen und wie – wenn auf Wasserstoff umgestellt werden soll – günstiger Wasserstoff beschafft werden kann. Aufgrund dieser Unsicherheit bleiben weitere Gaskraftwerke über die angenommenen 3 GW hinaus in dem berechneten Potenzial unberücksichtigt. Die 2030er-Lücke für Deutschland beträgt damit immer noch 10 GW.

Weiterbetrieb bestehender Kohlekraftwerke. Schließlich gibt es noch die Möglichkeit, bestehende Kohlekraftwerke länger als geplant am Netz zu halten. Selbst wenn nur wenige in Betrieb bleiben, könnten sie einen entscheidenden Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten – mit geringen Zusatzemissionen wegen ihres nur punktuellen Einsatzes bei Engpässen. Allerdings müssten den Kraftwerksbetreibern im Gegenzug für die Bereitstellung der Leistung Prämien gezahlt werden. Es erscheint jedoch politisch unwahrscheinlich, dass 2030 alle Kohlekraftwerke zur Absicherung der Versorgung am Netz bleiben. Der Hebel bleibt daher im berechneten Gesamtpotenzial unberücksichtigt.

Reichen die angebotsseitigen Hebel nicht aus, kann auch Nachfragesteuerung zur Schließung von Versorgungslücken beitragen, sofern diese zeitlich begrenzt sind. In den USA wurden bereits in den Jahren 2009 und 2010 bis zu 10% der Lastspitzen durch Nachfragesteuerung abgefedert. Würden in Deutschland analoge Ergebnisse erreicht, ließe sich die Spitzenlast in 2030 rechnerisch um 8 GW auf 112 GW senken. In der  Industrie könnte eine Folgeregelung der Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten (AbLaV) eine Nachfragesenkung auf Basis einer Ausschreibung bewirken. Wer den Zuschlag in der Ausschreibung erhält, müsste seine Last auf Anweisung reduzieren. Auch die breitflächige Nutzung von Smart Metern in Privathaushalten könnte eine intelligente Steuerung des Stromverbrauchs ermöglichen. Die Haushalte würden so zugleich von günstigerem Strom profitieren, beispielsweise durch die Nutzung von Elektrogeräten in Zeiten geringer Nachfrage. Andere europäische Länder sind Deutschland bei der Ausrollung von Smart Metern bereits um Jahre voraus.

Dieses Potenzial von 8 GW ist allerdings noch ohne Berücksichtigung der potenziellen Beiträge aus Elektromobilität und Wärmepumpen gerechnet. Dabei bieten sich gerade diese Bereiche besonders an, da eine vergleichsweise hohe zeitliche Elastizität in der Nachfrage besteht. Nach unseren Annahmen ergeben sich weitere 3 GW in der Elektromobilität sowie 5 bis 20 GW bei Wärmepumpen durch die folgenden Maßnahmen: 

• Fahrer von Elektroautos könnten beim „Smart Charging“ dann laden, wenn mehr Strom relativ zur Nachfrage zur Verfügung steht – also insbesondere über Nacht. Wäre darüber hinaus bidirektionales Laden von Batterien – also die Option, Energie aus dem Auto wieder ins Netz einzuspeisen – flächendeckend möglich, erhöht sich das Potenzial weiter. Ausgehend von den ENTSO-E-Prognosen zur zukünftigen Nachfrage der Elektromobilität könnten bis zu 11 GW zusätzliche Leistung eingespeist werden. Bisher verfügt allerdings nur ein Bruchteil der Fahrzeuge über die Möglichkeit des bidirektionalen Ladens. Wir gehen davon aus, dass 2030 nur ein Viertel der Fahrzeuge regelmäßig zur Stromeinspeisung zur Verfügung steht. Die Spitzenlast würde dadurch um rund 3 GW reduziert.
• Bei Wärmepumpen besteht die Möglichkeit der Abschaltung in Zeiten von Lastspitzen, allerdings qua Gesetz für höchstens zwei Stunden und auch nur dann, wenn der Strom über einen günstigen Wärmepumpentarif bezogen wird. Laut Bundesnetzagentur wird der Tarif für rund 60% der installierten Wärmepumpen genutzt. Würden diese bei einem akuten Engpass alle abgeschaltet, ließe sich die Spitzenlast  um rund 20 GW senken. Dies dürfte in der Praxis allerdings wenig wahrscheinlich sein; vielmehr gehen wir von einer Abschaltung im Rotationsprinzip aus. Damit würde die Spitzenlast um rund 5 GW gesenkt.