Verbrauch steigt, Preise bleiben hoch

In allen untersuchten Szenarien liegen die jährlichen Systemkosten bei rund 90 Milliarden 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.

„Die Entlastungen wirken punktuell, nicht systemisch“, sagt Alexander Weiss, Leiter der Energieberatung von Mc Kinsey in Deutschland. „Die hohen Kosten sind das Ergebnis langfristiger Strukturentscheidungen. Wettbewerbsfähige Strompreise sind jedoch ein zentraler Standortfaktor – gerade mit Blick auf KI und neue industrielle Anwendungen.“ 

Verzicht auf Förderung senkt Kosten kaum

Der Verzicht auf Förderung, so die Studie der Unternehmensberatung, würde die Gesamtkosten nicht spürbar senken. Sie liegen bei rund 90 Milliarden Euro pro Jahr. Ein wesentlicher Grund ist die Abschaltung von bestehenden disponiblen Kapazitäten bei gleichzeitigem Aufbau nicht disponibler Erzeugung – so wurden seit 2011 rund 20.000 MW Kernkraftkapazität abgeschaltet. Seit 2020 gingen weitere 26.000 MW an disponibler Leistung außer Betrieb, während nur knapp 8.000 MW neu gebaut wurden. Weiss: „Ohne Förderung wird derzeit fast nicht gebaut – weder bei den Erneuerbaren noch bei Gaskraftwerken.“ 

Gleichzeitig steigt der Strombedarf. Weltweit wächst der Stromverbrauch von Rechenzentren von rund 600 Milliarden kWh im Jahr 2025 auf etwa 1.600 Milliarden kWh bis 2030. In Deutschland könnte die Rechenzentrumsleistung bis 2030 auf rund 5.000 MW steigen, verbunden mit einer Stromnachfrage von etwa 37 Milliarden kWh. „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. 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“, so Weiss. „Sie entscheidet sich daran, ob das System investierbar, effizient und wettbewerbsfähig organisiert ist.“