Die Strompreise werden in Deutschland im internationalen Vergleich auf absehbare Zeit hoch bleiben. Das zeigt der neue McKinsey-Strommarktreport 2026, der den deutschen Strommarkt bis 2035 modelliert. In allen untersuchten Szenarien liegen die jährlichen Systemkosten bei rund 90 Mrd. Euro. Zwar haben politische Maßnahmen die Belastung einzelner Verbrauchergruppen reduziert – so sanken die Steuern und Abgaben für Gewerbe und Industrie seit 2020 um 73 Prozent. Auch Bundeszuschüsse zu den Netzentgelten stabilisieren die Preise kurzfristig. An der grundsätzlichen Kostenstruktur des Systems ändern diese Eingriffe jedoch wenig.
Entlastung nur punktuell, nicht systemisch
„Die Entlastungen wirken punktuell, nicht systemisch“, sagt Alexander Weiss, Leiter der Energieberatung von McKinsey in Deutschland. „Die hohen Kosten sind das Ergebnis langfristiger Strukturentscheidungen. Wettbewerbsfähige Strompreise sind jedoch ein zentraler Standortfaktor – gerade mit Blick KI und neue industrielle Anwendungen.“
Die Studie vergleicht drei Entwicklungspfade: einen Markt ohne Förderung neuer Erzeugungskapazitäten, ein Szenario mit Fokus auf Versorgungssicherheit durch den Aufbau disponibler Kapazitäten sowie ein systemkostenoptimiertes Modell mit technologieoffener Förderung. Das Ergebnis fällt eindeutig aus. Der Verzicht auf Förderung senkt die Gesamtkosten nicht spürbar – diese liegen in allen Modellen zwischen 87 und 90 Mrd. Euro pro Jahr. Ein wesentlicher Grund ist die Abschaltung von bestehenden disponiblen Kapazitäten bei gleichzeitigem Aufbau nicht disponibler Erzeugung – so wurden seit 2011 rund 20 GW Kernkraftkapazität abgeschaltet. Seit 2020 kamen weitere 26 GW an disponibler Leistung außer Betrieb, während nur knapp 8 GW neu gebaut wurden. Weiss: „Ohne Förderung wird derzeit fast nicht gebaut – weder bei den Erneuerbaren noch bei Gaskraftwerken.“
Größere Unterschiede zwischen den Szenarien zeigen sich in der Importabhängigkeit: Bei einem vollständigen Förderstopp würde diese deutlich zunehmen: Deutschland würde im Saldo bis zu 115 TWh pro Jahr importieren – 2024 lag dieser Wert bei 32 TWh. Beim Szenario „Versorgungssicherheit“ würde der Saldo auf 60-70, bei der „Systemkostenoptimierung“ auf minus 5 bis plus 15 TWh sinken. Ein höheres Maß an Stromimporten macht Deutschland nicht nur abhängiger, sondern hätte auch einen negativen Effekt auf die Strompreise in den Nachbarländern.
Gleichzeitig steigt der Strombedarf. Weltweit wächst der Stromverbrauch von Rechenzentren von rund 600 TWh im Jahr 2025 auf etwa 1.600 TWh bis 2030. In Deutschland könnte die Rechenzentrumsleistung bis 2030 auf rund 5 GW steigen, verbunden mit einer Stromnachfrage von etwa 37 TWh. „Mit dem Hochlauf von künstlicher Intelligenz wird Strom zum strategischen Produktionsfaktor“, sagt Weiss. „Standorte mit hohen Preisen geraten unter Druck.“
Vier Hebel für ein besseres Gesamtsystem
Vor diesem Hintergrund identifiziert die Studie vier Hebel, um Wettbewerbsfähigkeit und Investitionen langfristig zu sichern. Erstens kommt die Analyse zu dem Schluss, dass eine Energiewirtschaftszone mit besonders günstigen Erzeugungsbedingungen – etwa in Norddeutschland – eine vielversprechende Option sein könnte. Dort ließen sich erneuerbare Energien in großem Umfang zu wettbewerbsfähigen Vollkosten nutzen, ohne das nationale Strommarktdesign grundlegend verändern zu müssen. Die räumliche Nähe von Erzeugung und Verbrauch würde zusätzliche Effizienzgewinne ermöglichen und Investitionen erleichtern.
Zweitens sieht die Studie erhebliches Effizienzpotenzial im Netzbetrieb. In Deutschland agieren über 800 Verteilnetzbetreiber mit unterschiedlichen technischen Standards. Eine freiwillige stärkere Standardisierung, gemeinsame Beschaffung und engere Kooperation könnten die Kosten um 10 bis 15 Prozent senken und gleichzeitig die Resilienz der Netze erhöhen.
Drittens rückt die Finanzierung in den Fokus. Energiewende-Assets sind bislang stark fragmentiert und für große Investoren schwer zugänglich. Die Folge sind unnötig hohe Finanzierungskosten, die am Ende die Stromkunden tragen. Denkbar wäre, Investitionen stärker zu bündeln und strukturierte Vehikel zu schaffen, die Skaleneffekte ermöglichen.
Viertens plädiert die Studie dafür, inländisches Kapital gezielter zu mobilisieren. In Deutschland liegen aktuell rund 3 Billionen Euro auf Sicht- und Termineinlagen. Gleichzeitig wird ein großer Teil der Energieinfrastruktur von ausländischen Pensionsfonds finanziert. Weiss: „Es wäre zu überlegen, ob das deutsche Triple-A-Rating nicht dazu genutzt werden könnte, stärker inländische Rentenansprüche abzusichern.“ Staatlich flankierte Investitionsmodelle könnten dazu beitragen, inländisches Kapital stärker für langfristige Infrastrukturinvestitionen zu mobilisieren und so die Finanzierungskosten des Systems strukturell zu senken.
„Die Energiewende entscheidet sich nicht primär an der Frage, ob gefördert wird“, sagt Weiss. „Sie entscheidet sich daran, ob das System investierbar, effizient und wettbewerbsfähig organisiert ist.“