MÜNCHEN / BERLIN / LONDON (IT BOLTWISE) – Bayerns Ministerpräsident Markus Söder und Baden-Württembergs Grünen-Chef Cem Özdemir drängen auf deutlich bessere Ausschreibungsbedingungen für neue Backup-Kraftwerke. Sie erwarten, dass zusätzliche Gaskraftwerkskapazitäten vor allem im Süden entstehen, weil dort Netzstabilität und Versorgungssicherheit besonders gebraucht würden. Im Streit um die erste Runde der Langzeitkapazitäts-Ausschreibungen steht auch die Frage im Raum, ob umgerüstete Braunkohleblöcke im Norden zu höheren Strompreisen beitragen. Während eine weitere Bieterrunde läuft, kündigt das Bundeswirtschaftsministerium konkrete Regeln für künftige Gebote an.
In der Diskussion um neue Backup-Kraftwerke verschiebt sich der Fokus von der bloßen Frage „mehr Kapazität“ hin zu „richtigen Standorten und passenden Technologien“. Markus Söder (CSU) und Cem Özdemir (Grüne) haben sich gemeinsam in die Debatte eingeschaltet und fordern, die Ausschreibungsbedingungen für neue Kraftwerkskapazitäten grundlegend nachzubessern. Zentral ist dabei die Begründung: Neue Gaskraftwerke sollen dort entstehen, wo sie für Versorgungssicherheit und Netzstabilität besonders benötigt werden. Laut der gemeinsamen Position trifft das vor allem auf den Süden Deutschlands zu, also insbesondere auf Bayern und Baden-Württemberg.
Technisch betrachtet geht es bei den „Backup“-Kapazitäten um die Absicherung jener Stunden, in denen Wind- und Solaranlagen wenig liefern. Der im Zeitraum bis zum geplanten Kohleausstieg bis 2038 genannte Fahrplan sieht vor, dass die neuen Gaskraftwerke spätestens 2031 die Versorgungssicherheit mit Strom gewährleisten sollen. Für den Betrieb als Reserve sind dabei gerade die Zeitfenster entscheidend: Bei sogenannten Dunkelflauten müssen Gaskraftwerke schnell einspeisen und auch dann zuverlässig funktionieren, wenn volatile Erzeugung aus erneuerbaren Quellen einbricht. Das ist weniger eine Frage der Peak-Leistung allein als vielmehr der verfügbaren Kraftwerksverfügbarkeit über längere Zeit, also der Fähigkeit, nicht nur kurzzeitig zu laufen, sondern über Tage und Lastwechsel hinweg die Versorgung zu stabilisieren.
Die politische Forderung bekommt jedoch dadurch Gewicht, dass die erste Ausschreibungsrunde der Langzeitkapazitäten offenbar nicht die erwartete geografische Wirkung entfaltet hat. Aus der Debatte geht hervor, dass die Zuschläge in dieser Runde fast vollständig an die Energiekonzerne RWE und Leag gegangen seien. Für die Projekte in Brandenburg und Sachsen handelt es sich bei Leag-Projekten um „Fuel-Switch“-Ansätze: Braunkohlekraftwerke sollen dabei in Richtung Gaskraftwerke umgerüstet werden. Gleichzeitig wird in der Diskussion betont, dass diese Einordnung netztechnisch eher dem „Norden“ zugerechnet werde, obwohl die gesellschaftliche Intention der Maßnahmen vor allem auf die Lücken in der Stromversorgung zielt.
Genau hier setzt die Gegenrechnung aus der Energiewirtschaft an. Uniper hatte eine Kurzstudie überreicht, die den Vergleich der Stromerzeugungskosten zwischen umgerüsteten Kohlekraftwerken und neuen Gas- und Dampfturbinenkraftwerken durchleuchtet. Die Argumentation läuft auf eine typische Engineering-Kollision hinaus: Fuel-Switch-Projekte können zwar geringere Investitionskosten verursachen, weil sie vorhandene Anlagenstrukturen nutzen. Der Studienautor Tim Höfer schreibt aber, dass ein geringerer Wirkungsgrad dann zu höheren variablen Erzeugungskosten führt. In einer Modellierung soll das wiederum die angenommenen Einsparungen durch die Kapazitätsvergütung übersteigen und damit potenziell die Großhandelsstrompreise erhöhen.
Während die nächste Bieterrunde bereits begonnen hat, reagiert auch das Bundeswirtschaftsministerium auf den Konflikt zwischen Kostennarrativ und Systemwirkung. Ziel der angekündigten Verordnung sind „Konkretisierungen“ der Regeln, nach denen sich Stromkonzerne an künftigen Ausschreibungen beteiligen dürfen. Dabei geht es insbesondere um die Umsetzbarkeit von Geboten: Gebote sollen nur für umzurüstende Kohlekraftwerke abgegeben werden können, die entweder bereits stillgelegt wurden oder spätestens zum 1. Januar 2030 stillgelegt sein müssen. Der Zweck dieser zeitlichen Vorgabe ist klar benannt: Es soll kein Anreiz gesetzt werden, die Stilllegung von Kohlekraftwerken vorschnell nach vorne zu ziehen, nur um in Ausschreibungen besser positioniert zu sein.
Für die Marktdynamik ist diese juristisch-technische Detailfrage entscheidend, weil sie die Pipeline an Projekten beeinflusst, aus der Unternehmen ihre Angebote schöpfen. Das Ministerium erklärt zugleich, dass sich die Konkretisierungen nicht auf die Zuschläge der ersten Ausschreibungsrunde auswirken sollen; die bisherige Entscheidungslage bleibt damit unangetastet. Gerade deshalb wird die zweite Runde zu einem Stresstest für die gesamte Logik der Langzeitkapazitätsstrategie: Wenn der politische Druck auf mehr Kapazität im Süden steigt, müssen Ausschreibungsdesign und technische Anforderungen so wirken, dass Angebot und Systembedarf tatsächlich zusammenfinden. Andernfalls droht eine Fortsetzung des „North-vs-South“-Spannungsfelds, in dem technische Verfügbarkeit zwar vorhanden sein kann, aber regional nicht die gewünschte Netzstabilität liefert.
Für Betreiber, Entwickler und Systemplaner ist die Debatte damit mehr als Parteipolitik. Sie zeigt, wie stark Kapazitätsmechanismen, Umrüstpfade und Kraftwerkswirkungsgrade zusammenhängen. Ein Reservekraftwerk ist nicht nur ein Bauprojekt, sondern auch ein Betriebsmodell: Brennstoffkosten, Teillastverhalten, Effizienzkennwerte und die Frage, wie schnell Kapazität im Krisenfall verfügbar ist, prägen am Ende die Wirtschaftlichkeit. Gleichzeitig müssen Politik und Marktaufsicht den Übergang vom Kohle- zum Gasbetrieb so strukturieren, dass Versorgungssicherheit nicht nur rechnerisch, sondern auch praktisch abrufbar bleibt. Genau diese Zielkonkurrenz – schnell verfügbar, effizient, regional passend und regulatorisch sauber – wird die nächste Ausschreibungsrunde prägen.
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