BONN / LONDON (IT BOLTWISE) – Die Bundesnetzagentur hat die Zuschläge für die Bereitstellung von Erzeugungskapazität aus einer ersten Ausschreibungsrunde vergeben. Fast alle Zuschläge gingen dabei an RWE und LEAG, die neue Gaskraftwerke überwiegend an bestehenden oder früheren Kohlekraftwerksstandorten planen. Die Projekte sollen zunächst Erdgas nutzen, aber spätestens ab 2045 auf klimafreundlich erzeugten Wasserstoff umstellen. Die nächste Bieterrunde startet mit Frist bis zum 29. Dezember.
Die erste Ausschreibungsrunde zur sogenannten Erzeugungskapazität setzt in Deutschland einen klaren Schwerpunkt auf die Absicherung der Stromversorgung in der Übergangsphase nach der Kohleverstromung. Hintergrund ist der bis 2038 geplante schrittweise Ausstieg aus der Kohleverstromung: Spätestens dann fehlt Leistung aus Kohlekraftwerken, während der Anteil von Wind- und Solarstrom zwar weiter steigt, aber wetterabhängige Erzeugungsschwankungen mit sich bringt. Genau für diese Lücke sollen Anlagen verfügbar gemacht werden, auch dann, wenn Sonne und Wind gerade nicht die nötige Menge liefern. In der Runde mit 41 abgegebenen Geboten wurden elf Projekte ausgewählt, die über 15 Jahre hinweg Geld für die Bereitstellung von Kapazität erhalten.
Technisch betrachtet geht es dabei weniger um kontinuierliche Stromproduktion als um das Vorhalten von Leistung. Laut den vorliegenden Ergebnissen bekommen Betreiber Vergütung auch dann, wenn die Kraftwerke möglicherweise nur wenige Stunden im Jahr laufen. Dieses Design zielt darauf, Investitionsrisiken zu senken: Wer Kapazität bereitstellt, soll nicht allein davon abhängig sein, wie stark der Marktpreis ausfällt oder wie oft die Anlage tatsächlich im Volllastbereich gebraucht wird. Beziffert wurde die Auswertung der elf Projekte mit einer installierten Stromerzeugungskapazität von insgesamt 5.160 Megawatt (5,16 Gigawatt). Für diese Menge ergibt sich eine durchschnittliche Vergütung von rund 155.300 Euro je Megawattstunde, was rechnerisch zu jährlichen Kosten von gut 800 Millionen Euro führt.
Der Markt- und Standortbezug zeigt sich in der regionalen Streuung der Zuschläge. LEAG erhält sieben Zuschläge, unter anderem vier für den Standort Jänschwalde in Brandenburg und zwei für Boxberg in Sachsen. RWE bekommt nach den Angaben drei Zuschläge für seine Standorte Voerde, Weisweiler und Werne in Nordrhein-Westfalen. Weitere Zuschläge entfallen auf Bayern (Leipheim) und Baden-Württemberg (Karlsruhe), wobei in Leipzigheim die LEAG-Tochtergesellschaft Gaskraftwerk Leipheim beteiligt ist und in Karlsruhe Stadtwerke zum Zuge kommen, die mehrheitlich in Kommunalbesitz sind. Dass auch Batteriespeicher-Gebote abgegeben wurden, ist ein wichtiger Hinweis auf den Wettbewerb zwischen Technologien; nach den Ergebnissen konnten sich solche Speicher jedoch preislich nicht durchsetzen.
Politisch ordnet das Bundeswirtschaftsministerium die Entscheidung als Erfolg ein, weil die Wettbewerbssituation offenbar zu einem Preisniveau unterhalb der festgelegten Obergrenze geführt habe. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche sprach von einem großen Erfolg und verwies darauf, dass 41 Gebote über knapp zwölf Gigawatt gezeigt hätten, wie viel Investitionsbereitschaft sich mit passenden Rahmenbedingungen mobilisieren lasse. Entscheidend sei außerdem, dass der durchschnittliche Zuschlagspreis deutlich unter dem Höchstpreis von 244.000 Euro gelegen habe. Auch Netzagenturpräsiden Klaus Möller betonte, die regionale Verteilung der Zuschläge trage künftig zu einem sicheren Netzbetrieb bei; zugleich wird eine zweite Ausschreibungsrunde vorbereitet, bei der Angebote bis zum 29. Dezember eingereicht werden müssen.
Für die Betreiber ist die Ausgestaltung der Zuschläge eng mit der technischen Auslegung der Anlagen verknüpft. Die neuen Kraftwerke sollen zunächst Erdgas verbrennen, um kurzfristig verfügbar zu sein, und später auf Wasserstoff umgestellt werden: Spätestens ab 2045 sollen die Gaskraftwerke mit klimafreundlich erzeugtem Wasserstoff laufen. RWE erklärte, man habe bereits internationale Konsortien mit der Genehmigungsplanung beauftragt, Fertigungskapazitäten für Kernkomponenten gesichert und Genehmigungsverfahren angestoßen; ein Sprecher ging davon aus, dass in wenigen Wochen mit dem Bau der ersten Anlage begonnen werden soll. LEAG will die neuen Anlagen in Jänschwalde und Boxberg nach eigenen Angaben unter Nutzung vorhandener Kraftwerksinfrastruktur errichten und perspektivisch für den Wasserstoffeinsatz ertüchtigen.
Gleichzeitig zeigt sich an der Debatte um die Ausschreibung, dass die Frage nach der richtigen Absicherungstechnologie politisch und gesellschaftlich umkämpft bleibt. Die Deutsche Umwelthilfe kritisierte die Ergebnisse der ersten Runde scharf und argumentiert, Stromkundinnen und Stromkunden würden für neue fossile Kraftwerke zahlen, während die Versorgungssicherheit als Begründung diene. In dem Zusammenhang verwies Sascha Möller-Kraenner darauf, Batteriespeicher hätten in der Auktion offenbar leer ausgehen müssen, während fossile Großkonzerne gefördert worden seien. Zudem sieht er in der Förderung des Umbaus eines alten Braunkohleparks eine Schieflage und erklärte, die Geschäftsinteressen fossiler Megakonzerne würden dominieren. Für Unternehmen ist der Konflikt damit auch eine Frage der Akzeptanz: Technische Machbarkeit reicht nicht, wenn politische Narrative die Investitionslogik beeinflussen.
Finanziell und regulatorisch bleibt zudem offen, wie stark die neue Vergütung letztlich den Endkundenpreis beeinflusst. Die jährlichen Kosten sollen über eine neue Umlage von allen Stromverbrauchern getragen werden; der Umfang der Preiswirkung hängt jedoch auch von den kommenden Ausschreibungen ab. Damit rückt die nächste Bieterrunde mit der Frist 29. Dezember in den Fokus, weil sie zeigen dürfte, ob sich Wettbewerb zwischen Technologien weiter verstärkt oder ob weiterhin vor allem gasbasierte Kapazität die tragende Rolle spielt. Für die Praxis bedeutet das: Betreiber müssen nicht nur Bau und Genehmigung planen, sondern auch die spätere Wasserstoff-Integration langfristig technisch und wirtschaftlich absichern, während Einkäufer und Netzbetreiber die Auslegung der Kapazitätsreserve an die reale Erzeugungslage im System koppeln.
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