BONN / LONDON (IT BOLTWISE) – Die Bundesnetzagentur hat die ersten Projekte für neue Gaskraftwerke benannt, die bei Dunkelflauten ab 2031 einspringen sollen. In einer ersten Ausschreibungsrunde gingen 41 Gebote ein, elf Projekte erhielten Zuschläge für 15 Jahre. Insgesamt wurden 5.160 Megawatt Kapazität bezuschlagt, was nach Angaben auf rund 800 Millionen Euro jährliche Kosten hinausläuft. Spätestens ab 2045 sollen die Anlagen „klimaneutral“ auf Wasserstoff umgestellt werden.
Bei wind- und sonnenarmen Wetterlagen, den sogenannten Dunkelflauten, wird die Stromerzeugung im Netz besonders knapp. Genau für diese Lücke soll ab 2031 ein neuer Block aus Gaskraftwerken in mehreren Bundesländern einspringen. Die Bundesnetzagentur hat dafür erste Projekte aus einer ersten Ausschreibungsrunde festgelegt, die das Bereithalten von Erzeugungskapazität über einen Zeitraum von 15 Jahren finanziell absichert. Der Kern der Maßnahme: Nicht nur das Produzieren, sondern das Vorhalten von Kraftwerksleistung wird vergütet, damit das System in Extremsituationen weiterhin stabil bleibt.
Im Verfahren gingen nach Angaben der Bundesnetzagentur insgesamt 41 Gebote ein. Elf Gebote erhielten in dieser Runde einen Zuschlag; geplant sind darüber hinaus noch zwei weitere Ausschreibungen, die den Gesamtbedarf weiter konkretisieren sollen. Die geografische Verteilung zeigt dabei eine klare regionale Streuung: Brandenburg bekommt vier Zuschläge, Nordrhein-Westfalen drei, Sachsen zwei sowie Bayern und Baden-Württemberg jeweils einen. Als Bieter wurden RWE, LEAG, Gaskraftwerk Leipheim sowie Stadtwerke Karlsruhe genannt. Zusammen kommen die Projekte auf 5.160 Megawatt bezuschlagte Kapazität.
Die wirtschaftliche Logik dahinter folgt einer Preissystematik, die eine relativ hohe Kostentransparenz ermöglichen soll: Im Schnitt lag der Zuschlagswert den Angaben zufolge bei 155.296 Euro je Megawattstunde. Daraus ergeben sich für die elf Kraftwerksprojekte jährliche Kosten von gut 800 Millionen Euro. Diese Kosten sollen über eine neue Umlage von allen Stromverbrauchern getragen werden. Wie stark die Strompreise dadurch tatsächlich steigen, bleibt zunächst offen, weil die Umlagehöhe im Zusammenspiel mit weiteren Kostenfaktoren und Verbrauchsvolumina erst in der konkreten Ausgestaltung sichtbar wird.
Technisch ist zunächst ein klassischer Pfad vorgesehen: Die neuen Anlagen sollen zunächst Erdgas verbrennen. Damit lösen sie kurzfristig das Zuverlässigkeitsproblem, das in einem Energiesystem mit stark schwankender Einspeisung entsteht. Gleichzeitig enthält der politische und regulatorische Ansatz eine Rückkopplung an den Klimapfad: Spätestens 2045 sollen die Gaskraftwerke dann „klimaneutral“ mit Wasserstoff laufen. Diese zweite Stufe ist entscheidend, weil sie die Frage nach der langfristigen Systemfähigkeit beantwortet, aber auch neue Abhängigkeiten schafft – etwa bei Wasserstoffverfügbarkeit, Netzintegration und passenden Umrüstungsfahrplänen der technischen Kernkomponenten.
Für den Strommarkt bedeutet das ein klares Signal: Während Erneuerbare weiter ausgebaut werden, bleibt gesicherte Leistung über flexible Kraftwerksanlagen ein Faktor, der kurzfristig nicht vollständig substituiert werden kann. Genau deshalb setzt die Ausschreibung offenbar auf die Absicherung von Kapazität statt auf reine Strommengen, was auch das Risiko unzureichender Erzeugung in Dunkelflauten reduzieren soll. Unternehmen und Versorger erhalten damit einen Planungsanker, weil die Vergütung über 15 Jahre an das Bereithalten gekoppelt ist. Gleichzeitig entsteht ein Spannungsfeld zwischen Investitionssicherheit heute und der späteren Transformation auf Wasserstoff, die in der Praxis von Infrastruktur und Brennstofflogistik abhängt.
Die nächsten Ausschreibungsrunden, die laut Planung noch folgen sollen, dürften deshalb auch für die Marktstruktur relevant werden. Aus Wettbewerbssicht entscheidet sich dort, wie stark sich verschiedene Player in Regionen und Leistungsgrößen positionieren und ob es gelingt, die Anschlussfähigkeit an Wasserstoffpfade bereits bei der Projektplanung mitzudenken. Für Stromkunden wird derweil die Auswirkung vor allem über die Umlage spürbar sein, die nicht nur Kosten, sondern auch politische Prioritäten sichtbar macht: Verlässlichkeit des Netzes versus zusätzliche Belastungen für den laufenden Betrieb. Entscheidend wird sein, wie die tatsächliche Umlagehöhe und die Umrüstungsdetails über die Zeit konkretisiert werden.
Unterm Strich verlagert die Maßnahme die Debatte von der reinen Erzeugungsdebatte hin zur Frage, wie ein Energiesystem mit hoher Erneuerbaren-Durchdringung über Jahre hinweg stabile Reservekapazitäten organisiert. Die Ausschreibungsdaten – 41 Gebote, elf Zuschläge, 5.160 Megawatt und rund 800 Millionen Euro jährliche Kosten – sind dabei mehr als reine Zahlen: Sie zeigen, dass gesicherte Leistung als Marktleistung verstanden wird, die aktiv beschafft werden muss. Ob das Konzept gleichzeitig die Transformation beschleunigt, hängt nun davon ab, wie gut der Übergang von Erdgas auf „klimaneutralen“ Wasserstoff ab 2045 technisch und infrastrukturell vorbereitet wird.
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