Vier Jahre nach dem Wegfall russischer Gaslieferungen lassen sich Schocks für die deutsche Gasversorgung heute technisch kompensieren – allerdings nur zu hohen Kosten und mit spürbaren Risiken für Industrie und Verbraucher. Dies zeigt sich aktuell auch an den Lieferengpässen auf den für Deutschland relevanten Öl- und Gasmärkten: Die Versorgung ist sichergestellt, aber zu deutlich angestiegenen Kosten. Dies geht aus dem neuen Energiewendeindex der Unternehmensberatung McKinsey & Company hervor.
Die Importbasis hat sich nach dem Stopp russischer Lieferungen deutlich gewandelt: 2024 kamen rund 92% der Bruttoimporte aus Pipeline-Gas, und das größtenteils aus Norwegen (48%), den Niederlanden (25%) und Belgien (18%). Davon ist nur Norwegen relevanter Produzent, denn der Großteil der Mengen aus den Niederlanden und Belgien ist importiertes Flüssiggas (LNG) – insbesondere nach dem Ende der Gasproduktion in Groningen, dem größten Feld der Niederlande. Die übrigen 8% der deutschen Importe gelangten als LNG direkt über die deutschen Terminals ins Netz, wobei mehr als 90 % dieser Direktimporte 2024 aus den USA stammten. Die norwegischen Pipeline-Lieferungen sind dabei zu großen Teilen über langfristige Verträge abgesichert. Auch für LNG hat Deutschland inzwischen mehrjährige Abnahmeverträge geschlossen, doch befinden sich diese teils noch in der Hochlaufphase. Daher ist davon auszugehen, dass derzeit insbesondere der direkte wie indirekte LNG-Anteil stärker Lieferrisiken ausgesetzt ist.
Versorgungssicherheit: Kompensation grundsätzlich möglich
Für die versorgungskritischen Monate im Winter 2026/27 analysiert die Studie die Möglichkeit zusätzlicher Pipeline-Importe, höhere Speicherentnahmen, zusätzliche LNG-Beschaffung sowie Nachfragereduktionen. Zusätzliche Pipeline-Lieferungen könnten 2 bis 6 TWh pro Monat beitragen. Bei einer entsprechenden Befüllung in den Sommermonaten 2026 könnten durch eine vollständige Entleerung der Speicher über die reguläre Nutzung hinaus zusätzlich rund 15 TWh pro Monat über bis zu fünf Monate verfügbar gemacht werden. Der Import von zusätzlichem LNG hängt von der verfügbaren LNG-Terminalkapazität, dem verfügbaren Angebot und der Zahlungsbereitschaft ab: Ein zusätzliches Volumen von 5 bis 10 TWh pro Monat erscheint realistisch. Auf der Nachfrageseite könnten Industrie, Haushalte sowie Strom- und Wärmeerzeugung zusammen 12 bis 17 TWh pro Monat einsparen. In Summe ergibt sich eine potenzielle Kompensationskapazität von 34 bis 48 TWh pro Monat. Damit ließen sich selbst größere Ausfälle einzelner Infrastrukturen grundsätzlich ausgleichen – allerdings nur unter erheblichem Mitteleinsatz und mit deutlichen Eingriffen in Nachfrage und Preisbildung.
„Die deutsche Gasversorgung ist heute robuster als 2022 – aber nicht immun gegen neue Lieferunterbrechungen. Auch wenn eine Kompensation grundsätzlich technisch möglich ist - die preislichen und wirtschaftlichen Risiken sind hoch“, sagt Fridolin Pflugmann, Partner bei McKinsey und Co-Autor der Studie.
Preisrisiken für Gas und Strom
Denn: Während die beschriebenen Mechanismen mengenmäßig die Gasversorgung absichern, bestimmt das Preisniveau die wirtschaftliche Tragfähigkeit. Bereits begrenzte Angebotsausfälle führten in der Vergangenheit zu spürbaren Preissprüngen. In einem umfassenderen Ausfallszenario könnte für zusätzliche LNG-Mengen von bis zu 10 TWh pro Monat ein signifikanter Aufpreis erforderlich sein. Da Gaskraftwerke 2024 rund 13%der Nettostromerzeugung stellten, aber etwa 50%der Zeit preissetzend waren, würde ein solcher Gaspreisanstieg über fünf Monate zu zusätzlichen Stromkosten in Milliardenhöhe für die Industrie führen. „Zudem könnten Engpässe – wie wir in der Vergangenheit gesehen haben – auch zu Überreaktionen an den Märkten führen, mit schwer kalkulierbaren und noch höheren Kosten“, so Pflugmann.
Bereits heute liegen die Energiekosten in Deutschland deutlich über internationalen Vergleichswerten: Industriegas kostete 2024 im Durchschnitt knapp 60 Euro pro MWh, gegenüber 10 bis 20 Euro in Nordamerika und rund 50 Euro in China. Industriestrom lag bei rund 130 Euro pro MWh, während Nordamerika und China bei 80 bis 90 beziehungsweise 80 Euro lagen.
Drei Handlungsfelder für mehr Resilienz
Aus der Analyse leiten die Autoren drei zentrale Handlungsfelder ab: Erstens einen konsistenten und realistischen Planungsrahmen für den künftigen Gasbedarf, um Über- oder Unterinvestitionen zu vermeiden. Zweitens eine stärkere Diversifizierung der Lieferländer sowie eine ausgewogene Mischung aus langfristigen Verträgen und Preisindexierungen. Drittens gezielte Investitionen in resiliente Infrastruktur, unterstützt durch systematische Risikoanalysen, Szenariorahmen und klare Resilienz-Kennzahlen.
„Ein resilienter Energiemarkt erfordert weit mehr als kurzfristige Ausgleichsmaßnahmen. Deutschland benötigt langfristige Lieferverträge, diversifizierte Bezugsquellen und eine klare, zukunftsgerichtete Infrastrukturplanung“, sagt Sebastian Overlack, Partner und ebenfalls Co-Autor.