JÄNSCHWALDE / LONDON (IT BOLTWISE) – Der Energieversorger LEAG will sich erneut an der zweiten Ausschreibung für Gaskraftwerke beteiligen. Vorstandsvorsitzender Adi Roesch kündigte an, man werde wie schon beim ersten Vergabeverfahren auf das wirtschaftlichste Angebot für die Standorte Schwarze Pumpe und Lippendorf setzen. Parallel verteidigt die LEAG den Umbau bestehender Braunkohleblöcke durch Fuel-Switch statt einen kompletten Neubau. Kritische Stimmen aus dem Süden warnen indes vor höheren Folgekosten durch mehr Gasimporte.
LEAG bleibt bei der Strategie „Fuel Switch“ und hat bereits früh die nächste Runde im Blick: Der Lausitzer Energieversorger will sich auch an der zweiten Ausschreibung für Gaskraftwerke beteiligen. In Jänschwalde stellte Adi Roesch klar, dass das Unternehmen dafür erneut das wirtschaftlichste Angebot für zwei Standorte schnüren will – Schwarze Pumpe in Brandenburg und Lippendorf in Sachsen. Entscheidend ist dabei weniger die Frage, ob die Anlagen künftig regelmäßig laufen, sondern ob sie über den Zuschlag ihre Rolle als Reserve für Stromknappheit dauerhaft absichern können. Das passt zum Design moderner Kapazitätsmechanismen, in denen nicht nur die erzeugte Kilowattstunde zählt, sondern vor allem die verfügbare Leistung, wenn Wind- und Solarerzeugung zusammenbrechen.
Im ersten Vergabeverfahren lief es für LEAG besonders gut: Das Unternehmen konnte sich mit sieben Projekten durchsetzen, davon vier in Jänschwalde, zwei im sächsischen Boxberg sowie eines in Leipheim in Bayern. Während eine Projektfamilie also quer über mehrere Bundesländer verteilt ist, dient sie inhaltlich demselben Zweck – die Versorgung in Zeiten abzusichern, in denen volatile Einspeisungen aus Wind und Sonne nicht ausreichen. Dass Jänschwalde dabei als Industriestandort politisch „im Takt“ bleiben soll, betonte Ministerpräsident Dietmar Woidke bei einer Betriebsversammlung und verband den Erfolg der Projekte mit dem Anspruch auf eine zuverlässige Energieversorgung. Für die Belegschaft ist das vor allem deshalb relevant, weil der Umbau bestehender Anlagen und der Aufbau einer neuen Projektorganisation nicht nur Technik betrifft, sondern auch Planbarkeit für Personal, Zulieferketten und Betriebsabläufe.
Technisch argumentiert LEAG dabei mit dem Vorteil bestehender Infrastruktur: Roesch verwies darauf, dass die bestehenden Braunkohleblöcke etwa in Jänschwalde umgerüstet werden sollen. Die Turbine könne weitergenutzt werden – ein Punkt, der das Risiko reduzieren soll, insbesondere bei Lieferzeiten. In der Logik hinter dieser Aussage steckt eine nüchterne Abwägung: Neue Gasturbinen stehen aktuell offenbar unter einem gewissen Zeitdruck, während die Weiterverwendung vorhandener Komponenten die Projektpfade glättet. Gleichzeitig adressiert LEAG eine zweite Sorge, die aus der Effizienzdebatte der Energiewende kommt: Wenn alte Kohleanlagen auf Gas umgestellt werden, ist die Frage nach dem Wirkungsgrad zentral, weil schlechtere Ausnutzung direkt zu mehr Brennstoffbedarf führt. LEAG ordnet seine „Fuel-Switch“-Kraftwerke deshalb in eine Leistungsklasse ein, die angeblich mit modernen Spitzenlastkraftwerken vergleichbar sei.
Genau an dieser Stelle setzt die Kritik aus dem Süden an. Die baden-württembergische Energieministerin Thekla Walker (Grüne) monierte, dass statt neuer, moderner Kraftwerke nun mehrere Projekte in Brandenburg in den Zug kämen, die auf umgerüstete alte Kohlekraftwerke setzen. Ihre Sorge: Ein geringerer Wirkungsgrad könnte hohe Folgekosten auslösen, weil zusätzliche Gasimporte nötig würden. LEAG hält dem entgegen, dass die Auslegung auf Brennstoffwechsel und die zu erwartenden Betriebsfenster die Klimabilanz mitbestimmen. Roesch stellte in Aussicht, dass die Gaskraftwerke zur Stromabsicherung bei Flauten auf „ein paar hundert Betriebsstunden“ pro Jahr kommen sollen. Gleichzeitig nannte er eine konkrete Zeitachse für die Umsetzung: Ende Oktober 2031 sollen die Anlagen betriebsbereit sein. Für Netzbetreiber und Kraftwerksbetreiber ist diese Größenordnung deshalb auch operational wichtig, weil sie den Aufwand für Wartung, Brennstofflogistik und Einsatzplanung eng mit den Parametern des zukünftigen Stromsystems verbindet.
Ein weiterer Baustein ist der Vergabe-Mechanismus selbst. Die Bundesnetzagentur hatte zuvor die ersten Kraftwerksprojekte benannt, die 15 Jahre lang Geld erhalten sollen, um Erzeugungskapazität bereitzuhalten – auch dann, wenn die Anlagen möglicherweise nur wenige Stunden pro Jahr laufen. In diesem Bieterverfahren wurden offenbar 41 Gebote abgegeben, elf davon erhielten einen Zuschlag. Damit wird sichtbar, dass die Ausschreibung nicht nur ein technischer Wettbewerb ist, sondern auch eine ökonomische Disziplin: Unternehmen müssen nicht nur Leistung anbieten, sondern auch Kostenstrukturen so darstellen, dass sie über den langen Zeitraum des Kapazitätsvertrags tragfähig bleiben. Parallel kündigt die Planung weitere zwei Ausschreibungen an, was die Erwartungshaltung für zukünftige Betreiberentscheidungen erhöht, weil die Gesamtwirkung auf den Strompreis damit noch nicht vollständig absehbar ist.
Für die Akzeptanz bei Verbrauchern und Unternehmen hängt besonders daran, wie die Kosten verteilt werden. Als Backups sollen die Kraftwerke vor allem verhindern, dass bei zu geringer Energiegewinnung aus Wind und Sonne nicht genug Strom verfügbar ist. Zunächst werden die Anlagen Erdgas verbrennen; die Kosten sollen über eine neue Umlage von allen Stromverbrauchern getragen werden. Ob der Strompreis dadurch „wie stark“ steigt, bleibt laut Quelle jedoch offen, weil weitere Ausschreibungen noch ausstehen und damit der endgültige Mengen- und Preisrahmen erst entsteht. Genau deshalb ist die zweite Ausschreibung für LEAG auch strategisch: Ein erneuter Zuschlag würde die Zeit bis zur Betriebsphase der konkreten Projekte absichern, während das Unternehmen gleichzeitig zeigen müsste, dass sein Ansatz aus Umbau, Reservebetrieb und Einsatzsteuerung wirtschaftlich darstellbar ist. Für den Markt bedeutet das: Sobald mehrere Anbieter ihre Fuel-Switch-Optionen parallel platzieren, werden nicht nur Bau- und Lieferketten relevant, sondern auch die Frage, wie gut die Einsatzprofile später zu den tatsächlichen Wetter- und Lastmustern passen.
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