Energieexperte Fabian Huneke von der Denkfabrik Agora Energiewende war einer der Ersten, die öffentlich auf die Kraftwerksstrategie des Energiekonzerns Leag hinwiesen. Statt neue Gasturbinenkraftwerke zu bauen, schickte der ostdeutsche Kraftwerksbetreiber an den Standorten Jänschwalde und Boxberg Umrüstungen bestehender kohlebasierter Dampfkraftwerke ins Rennen – und setzte sich bei der ersten Ausschreibung im Rahmen des Kraftwerksgesetzes (StromVKG) durch. Seitdem debattiert Deutschland, wie die Ergebnisse zu bewerten sind. Welche Schlüsse zieht Huneke? Ein Interview.
Herr Huneke, für das Bundeswirtschaftsministerium waren die Ergebnisse der ersten Kraftwerksausschreibung ein großer Erfolg, für Sie dagegen ein Fehlstart. Warum?
Das Ziel der Kraftwerksausschreibungen war ein anderes. Die Bundesregierung wollte die jahrelangen Investitionshemmungen bei Kraftwerken lösen, die in einem zunehmend erneuerbaren Stromsystem flexibel einspringen können, wenn Engpässe auftreten. Ein Großteil der ausgeschriebenen Leistung ging nun an Kraftwerke ohne diese Eigenschaften. Reine Dampfkraftwerke kommen in keinem Strommarktszenario vor, auch weil sie zu ineffizient für den wirtschaftlichen Betrieb mit klimaneutralen Brennstoffen sind. Das Stromsystem und somit alle Verbraucherinnen und Verbraucher tragen so hohe Kosten, ohne die benötigte Gegenleistung zu erhalten.
Woran machen Sie das fest?
Dampfkraftwerke haben einen deutlich geringeren Wirkungsgrad als moderne Gasturbinenkraftwerke. Sie benötigen mehr Brennstoff und verursachen – fossil befeuert – mehr CO2-Emissionen, um dieselbe Menge Strom zu erzeugen. Außerdem benötigen sie viel länger, um hoch- und wieder herunterzufahren. Bei Dampfkraftwerken dauert das Hochfahren viele Stunden und muss am Vortag geplant werden. Kraftwerksbetreiber bepreisen auch diesen Hochfahrprozess und verkaufen Strom zu deutlich höheren Preisen als moderne Gaskraftwerke. Damit werden die Strompreisspitzen unnötig hoch bleiben.
Zugleich sind die Kosten, zu denen die bezuschlagten Dampfkraftwerke Leistung bereitstellen, deutlich niedriger als bei neuen Gaskraftwerken. Das entlastet die Stromumlage.
Die erste Ausschreibung wäre mit mehr Technologieoffenheit deutlich günstiger ausgefallen. Im Vergleich zu den Kapazitätsausschreibungen im europäischen Ausland sind die Kosten sehr hoch. In Nachbarmärkten stehen Kraftwerke im Wettbewerb mit Batterien und Nachfrageflexibilität. Dazu kommt: Aktuell ist ein historisch schlechter Zeitpunkt, um Gaskraftwerke auszuschreiben. Die Preise für Gasturbinen sind wegen der hohen Nachfrage von Rechenzentren-Betreibern enorm gestiegen.
Wirtschaftsministerium und Bundesnetzagentur haben nun klargestellt, dass Gebote nur für umzurüstende Kohlekraftwerke abgegeben werden können, die schon stillgelegt wurden oder spätestens Ende 2029 stillgelegt sein müssen. Damit scheiden Kohlekraftwerke aus, die gesetzlich noch in den 2030er-Jahren hätten laufen können. Fürchten Sie trotzdem Nachahmeffekte?
Mit der Klarstellung wird dieser Worst Case vermutlich verhindert: Das wäre ein Nullsummenspiel für die Versorgungssicherheit. Ob es hilft, Nachahmer zu verhindern, wird sich erst zeigen. Es besteht grundsätzlich weiterhin ein Anreiz zur Weiternutzung von Kohlekraftwerken als Gaskraftwerke. Ich denke beispielsweise an Standorte in Nordrhein-Westfalen, wo eine Umrüstung möglich wäre. Da sie im Sinne des Gesetzes im netztechnischen Süden liegen, könnten sie sogar vom Südbonus profitieren.
Welchen Reim sollten sich Stadtwerke auf die erste Ausschreibungsrunde machen?
Ich kann mir vorstellen, dass das Ergebnis bei einigen Stadtwerken für Frust sorgt. Seit Jahren haben sie Konzepte für neue Kraftwerke in der Schublade liegen. Dann gibt es endlich Ausschreibungen und sie kommen nicht zum Zug, weil sich ein Bieter mit der Umrüstung alter Braunkohleblöcke durchsetzt. Dabei braucht ein auf erneuerbaren Energien basierendes Stromsystem gerade das, was viele Stadtwerke anbieten: hochflexible Gasmotorenkraftwerke, die perspektivisch mit Wasserstoff betrieben werden. Durch eine missglückte Ausschreibung hat sich die Physik ja nicht geändert.
Womit können Gasmotorenkraftwerke gegenüber der Konkurrenz punkten?
Betreiber von Gasmotorenkraftwerken können andere Märkte bedienen als Betreiber von Dampfturbinenkraftwerken. Kurze Start- und Stoppzeiten erlauben ihnen viel häufiger, Strompreisspitzen abzugreifen. Koppeln die Kraftwerke Wärme aus, können sie auch auf dem Wärmemarkt Erlöse erzielen. Eine Kombination mit Großwärmepumpe macht das Modell attraktiv. Sie liefern die Grundlast. Und wenn der Strom teuer ist, springen die Gasmotoren an und koppeln ihre Wärme aus. Wenn Betreiber diese Erlöse in ihrem Strom-VKG-Gebot berücksichtigen, können sie niedriger bieten.
In der ersten Runde haben sich kommunale Gebote noch in Grenzen gehalten. Wir haben gerade einmal drei mögliche Bieter mit kommunalem Hintergrund im Marktstammdatenregister entdeckt.
In der Vergangenheit war es häufig so, dass kleinere Unternehmen die Ergebnisse der ersten Runde abgewartet haben, um einen Anker für ihre Gebotsstrategie zu haben. Es sind deutlich mehr als drei kommunale Kraftwerksvorhaben im Markt bekannt.
Die erste Kraftwerksausschreibung galt auch als erster Testlauf für den umfassenden Kapazitätsmarkt, den die Bundesregierung im nächsten Jahr entwickeln will. Welche Lehren sollten wir daraus ziehen?
Die Kraftwerksausschreibung folgt dem, was von ersten Kapazitätsmarktausschreibungen im Ausland bekannt ist: Die Ergebnisse entsprechen oft nicht dem, was eigentlich politisch gewollt war. Es gibt immer Marktteilnehmer, die regulatorische Schwachstellen erkennen und für sich nutzen. Außerdem setzen sich bei zentralen Kapazitätsmärkten häufig große Anbieter durch – das trägt zur Marktkonzentration bei. An dem regulatorischen Kunststück, faire und technologieoffene Kapazitätsauktionen zentral durchzuführen, scheitern wir bislang.
Was schlagen Sie vor?
Der künftige Kapazitätsmarkt braucht eine stärkere dezentrale Komponente. Das bedeutet: Der Stromversorger trägt Verantwortung, ausreichend Kapazitäten für die Lastspitzen seiner Kundinnen und Kunden vorzuhalten. Das kann er mit eigenen Batterien und Kraftwerken tun oder aber vertraglich bei einem Flexibilitätsanbieter absichern. So setzt sich der günstigste Technologiemix marktwirtschaftlich durch und Flexibilitätsanbieter können Erlöse besser planen. Für Endkunden wäre Versorgungssicherheit deutlich günstiger und unbürokratischer als in einem zentralen Ausschreibungssystem, denn es bräuchte keine weitere Umlage, die den Stromverbrauch teurer macht.
