Warum sinkt der Stromverbrauch in Deutschland?

Energiewirtschaft Strom Netzentgelte

Erinnern Sie sich noch an Stromspar-Apelle der neunziger Jahre? Damals war Stromsparen Bürgerpflicht – zuletzt wieder während der Energiekrise 2022/23. Und heute? Verkehrte Welt! Der sinkende Stromverbrauch passt nicht zum geplanten EE-Ausbautempo. Von über 590 TWh Stromverbrauch (Erzeugung + Nettoimport – Netzverluste) im Jahr 2016 fällt er um ca. 17 % auf unter 490 TWh im Jahr 2024 – trotz Wärmepumpe und E-Mobilität. Die Prognose für den EE-Ausbau von 550 bis 580 TWh für 2024 wurde damit nicht annähernd erreicht. Wie kann das sein?

Strom ist seit 2016 viel teurer geworden. Besonders auf den Preisschock 2022/23 haben die Verbraucher mit Einsparungen reagiert - vorneweg die Industrie. Ein besseres Förderprogramm zum Stromsparen hätte nicht aufgelegt werden können. Die Preissteigerungen basieren im Wesentlichen auf den Konsequenzen der Politik seit Anfang der 2010-er Jahre:

  1. Angebotsverknappung: CO2-freie und relativ sichere Atomkraftwerke sind vom Netz gegangen und schnellstmöglich betriebsunfähig gemacht worden. CCS/CCU bei fossilen Kraftwerken ist gleichzeitig unterbunden worden und der gesetzliche Kohleausstieg konnte nicht schnell genug stattfinden. Nach der Angebotslücke droht jetzt die Stromlücke.
  2. Unzuverlässige Stromerzeugung: Von grundlastfähigem bzw. zuverlässigem sind wir zu unzuverlässigem Strom übergegangen. Von planbaren 8.000 Vollbenutzungsstunden (Vbh/a) je Kraftwerk hin zu nicht planbaren 1.000 (PV) bis 3.500 (Wind) Vbh/a. Die Folge: In den EE-Versorgungslücken treiben stark gestiegene Erdgas- und CO2-Preise den Strompreis in die Höhe. Der Erdgaspreis liegt gegenüber 2019 beim Doppelten und der EUA-Preis für CO2 gegenüber 2016 beim mehr als Zehnfachen.
  3. Vom Exporteur zum Importeur: Deutschland war jahrelang bedeutender Stromexporteur, ab 2022 sind wir Importeur. Im vergangenen Winter mussten wir viel Strom aus Kohle- und Gaskraftwerken erzeugen und die zusätzliche Lücke durch Importe decken. Im Jahr 2024 haben wir 67 TWh oder 13 % teuren Strom importiert, davon geschätzt ca. 10 TWh Kohlestrom und 12 TWh Atomstrom. Exportiert haben wir ca. 35 TWh billigen EE-Strom.
  4. Steigende Systemkosten: Teure fossile Kraftwerke, die im Sommer nur stundenweise anspringen, explodierende Netzentgelte und hohe Redispatchkosten. Um nur die wichtigsten Treiber zu nennen.

Wie geht es weiter mit der Energiewende?

Man muss kein Hellseher sein, um die weiteren Entwicklungen zu prognostizieren:

  1. Bleibende Verunsicherung: Nicht nur in der energieintensiven Industrie, sondern insgesamt. Energiewende-Hoffnungsträger wie E-Auto oder Wärmepumpen schwächeln. Wachstum bleibt aus, die Konsumlaune sinkt. Deutschland verliert Exportanteile und internationale Wettbewerber füllen die Lücken - besonders die der energieintensiven Stromverbraucher.
  2. Zu teuer, zu kompliziert: Nicht am Bedarf orientierter EE-Ausbau, teure Netze, noch teurerer grüner Wasserstoff und lähmende Bürokratie werden trotz aller Beteuerungen nicht auf das notwenige Maß gestutzt, weil die Gesetzgebung in EU, Bund und Ländern kaum Spielraum lässt und jeglicher Reformwille im Treibsand stecken bleibt.
  3. Realitätsverweigerung: Das grüne Wirtschaftswunder ist eine Fata Morgana. Die energieintensiven Industrien kommt nicht zurück- im Gegenteil. Eine Elektrifizierung und Flexibilisierung des Verbrauchs im erforderlichen Maß und Tempo ist nicht realistisch.  

Konsequenz: Ein weiterer forcierter Zubau von PV- und Windkraftanlagen wird den Strompreis bei viel Sonne und Wind in den Keller drücken und den Bundeshaushalt bei der EEG-Umlage nicht entlasten. Auf der anderen Seite explodieren die Preise bei Dunkelflaute, weil Strom aus Erdgas über den CO2-Preis weiter verteuert wird. Die Stromlücke bleibt real – und mit ihr die Gefahr für unsere Versorgungssicherheit.

Wie kommen wir aus der Sackgasse? Hier gibt es leider keine bequemen Antworten. Aber die Wirklichkeit holt uns ein. Friedrich Merz hat es in der Generaldebatte des Bundestages am 17. September so ausgedrückt: „Wir müssen die Realitäten nüchtern betrachten, um an dieser Wegmarke den richtigen Pfad für unser Land einzuschlagen.“ Hoffentlich stattet er Frau Reiche mit einem robusten Mandat aus. Daher unsere nüchternen Vorschläge, um wieder auf den richtigen Pfad zu kommen: 

  1. EE-Ausbauziele an Strombedarf anpassen: Konservative statt unrealistischer Prognose als Basis für weiteren Zubau. Maximal 600 TWh/a statt 700 TWh/a, bei Veränderung nachsteuern.
  2. EE-Förderung schneller umbauen: Die beihilferechtliche Genehmigung des EEG 2023 läuft Ende 2026 aus. Die Einführung von Contracts-for-Difference (CfDs) als neues Förderinstrument vorziehen. Streichung des Referenzertragsmodells, keine Vergütung bei negativen Preisen.
  3. Netz- und Systemdienlichkeit muss ab sofort für jedes Projekt nachgewiesen werden. EE-Anlagen müssen sich bei Einspeisung in das öffentliche Netz angemessen an den Netzentgelten und Baukostenzuschüssen beteiligen. Überbauung von Netzanschlüssen (mehr installierte Leistung als Netzanschlusskapazität) nur mit ausreichenden Speichermöglichkeiten.
  4. Stromlücke schließen, grundlastfähige Stromerzeugung fördern, Preisspitzen brechen: Kapazitätsmarkt ab 2027, neue Backup-Gaskraftwerke, Biomassepotentiale freisetzen und temporäre „Marktrückkehr Reservekraftwerke“ ergebnisoffen prüfen. 

Das wäre sogar im Einklang mit dem Koalitionsvertrag: „Wir stehen für eine konsequente Ausrichtung aller Bereiche auf Bezahlbarkeit, Kosteneffizienz und Versorgungssicherheit. Unser Ziel sind dauerhaft niedrige und planbare, international wettbewerbsfähige Energiekosten.“ Die Alternative? Weiter steigende Strompreise, höhere Zuschüsse vom Bund – und wachsende Zweifel an den Investitionen in die Energiewende. Irgendjemand wird die Billionenrechnung am Ende zahlen müssen. Und wenn die Gegenrechnung nicht aufgeht, wird es schmerzhaft. Das weiß jedes privatwirtschaftliche Unternehmen, das im Wettbewerb bestehen muss.

Wir befürworten den Weg in Richtung Klimaneutralität und eine höhere Unabhängigkeit von Energieimporten. Aber nicht um jeden Preis. Wenn industrielle Wertschöpfung ins Ausland verlagert wird – mit schlechter Klimabilanz – ist niemanden geholfen. Die unterschiedlichen Auslegungen des Monitoring-Berichtes deuten darauf hin, dass uns spannende Diskussionen bevorstehen. Bitte diskutieren Sie mit! Gerne auch mit mir.

 

Individuelle Stromnetzentgelte vor Änderungen

Die neue Netzentgeltsystematik beim Strom ab dem 1. Januar 2029 wirft ihre Schatten voraus. Im Rahmen des Verfahrens zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik für Strom (AgNeS) werden neben den allgemeinen auch die individuellen Netzentgelte neu geregelt. Die Konsultation des zugehörigen Diskussionspapiers endet am 21. Oktober 2025. Darin stellt die Bundesnetzagentur drei Ausgestaltungsvarianten für die Nachfolgeregelung des §19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV („Bandlastregelung“ bzw. auch 7.000-h-Regelung) zur Diskussion: spotmarktorientierte Flexibilitätsanreize, netzdienliche Flexibilisierung und netzdienliche Anforderungen des Flexibilitätseinsatzes durch den Netzbetreiber. Dazu zieht die BNetzA eine höhere Schwelle als 10 GWh/a Verbrauch in Betracht.

Prinzipiell erinnert diese Flexibilisierung an Elemente von §19 Abs. 2 Satz 1 StromNEV (atypische Netznutzung). Diese wird selbst aber nur am Rand erwähnt: „Dahingegen würde ein schrittweiser Übergang zu dynamischen Netzentgelten für sog. atypische Netznutzer aus Sicht der BNetzA gut geeignet sein, um Flexibilitätspotentiale sukzessive zu realisieren und sich künftig effektiver netzdienlich zu verhalten.“ Das hört sich so an, als würde die atypische Netznutzung in der Neuregelung der Bandlastregelung aufgehen bzw. entfallen.

§ 19 Abs. 3 StromNEV (singuläre Betriebsmittel) wird bereits zum 01.01.2026 nicht mehr angewendet - für Netznutzer, die keine Netzbetreiber sind, gilt aber ebenso wie bei Abs. 2 eine Übergangsfrist bis zum 31.12.2028. 

Erster Eindruck: Die Bundesnetzagentur gewährt den Unternehmen ausreichend lange Übergangsfristen bis Ende 2028 zur Anpassung an die neuen Anforderungen. Das ist in jedem Fall positiv. Andererseits ist das Fortbestehen der (§19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV) auch in modifizierter Form höchst unwahrscheinlich („Das Bandlastverhalten kann künftig nicht mehr Voraussetzung für einen Rabatt sein.“). Das bedeutet für die betroffenen Unternehmen zusätzliche Verunsicherung in einem bereits unsicheren Umfeld. Unternehmen ohne technische Flexibilisierungsmöglichkeiten müssen mit deutlich höheren Netzentgeltkosten rechnen. Insofern müssen bereits jetzt technische Lösungen wie z. B. Power-to-heat oder Batteriespeicher geprüft werden, um diese bei Bedarf schnell umsetzen zu können („Aus Sicht der Bundesnetzagentur ist nicht entscheidend, auf welche Weise Unternehmen die höhere Flexibilität erreichen.“ .... „Soll die bisherige Höhe der Netzentgeltermäßigung wieder erreicht werden, müssen allerdings an die Zumutbarkeit durchaus spürbare Erwartungen gestellt werden“).

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