Die Zeit rennt für das Kraftwerksgesetz, das in der Langfassung Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) heißt. Wenn die erste Ausschreibung im September stattfinden soll, muss das parlamentarische Verfahren spätestens am 10. Juli im Bundesrat enden.
Damit das Vorhaben das Bundeskabinett am 13. Mai, also in einer Woche, passieren kann, hat das zuständige Wirtschaftsministerium die Länder- und Verbändeanhörung auf wenige Tage beschränkt. Nun liegen Stellungnahmen vor. Und es zeigt sich: Die Energiebranche sieht noch einige heikle Punkte, auch jenseits der Streitfragen Marktkonzentration und Gaskraftwerke versus Batteriespeicher.
1. Vorbereitungszeit
Entscheidungsprozesse spielen im Vorfeld der Kraftwerksausschreibungen eine große Rolle. Hier haben private Energiekonzerne mit klaren Hierarchien Vorteile. Bieten sie allein, kann es schnell gehen. Zumal große Konzerne wie RWE, Uniper und Steag ohnehin bereits Kraftwerkspläne in der Schublade haben, die sie rasch herausholen können.
Kleinere Marktakteure, die möglicherweise im Verbund mit anderen Unternehmen mitbieten wollen, haben es schwerer. Ähnliches gilt für kommunale Unternehmen.
Der Stadtwerkeverband VKU fordert deshalb, ausreichend Zeit zwischen Bekanntgabe der Ausschreibungsbedingungen und Ausschreibungsbeginn zu gewähren. Dies sei für kommunale Akteure "zwingend erforderlich", um auf Basis einer finalen Projektkalkulation interne Entscheidungsprozesse, Gremienläufe und Beschlüsse herbeizuführen.
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Der VKU ahnt offenbar schon, dass die Zeit gerade für die erste Runde zu knapp werden könnte. Zwischen dem voraussichtlich finalen Bundesratsbeschluss am 10. Juli und der ersten Ausschreibung am 1. September liegen nur rund eineinhalb Monate. Irgendwann dazwischen müsste die Bundesnetzagentur ihre Ausschreibungsbedingungen bekanntgeben. Die folgenschwere Entscheidungsfindung würde also mitten in die Sommerpause fallen.
Der VKU warnt deshalb: Sei ein ausreichender Zeitrahmen nicht gegeben, könnten kommunale Akteure in der ersten Runde nicht mitbieten. Das würde das Wettbewerberfeld unnötig einschränken.
2. Sicherheiten und Strafzahlungen
Das Kraftwerksgesetz sieht Pönalen, also Strafzahlungen, vor, wenn geförderte Kraftwerke ihrer Pflicht nicht nachkommen und nicht zur Verfügung stehen, wenn sie gebraucht werden. Außerdem verlangt es von Akteuren Sicherheitszahlungen für den Fall, dass sich das Projekt verzögert oder ganz scheitert.
Der Knackpunkt ist: Wie hoch fallen die Pönalen und Sicherheitszahlungen aus? Sind sie zu hoch, wirken sie vor allem auf kleinere, weniger zahlungskräftige Akteure abschreckend.
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"Finanzielle Sicherheitsleistungen dürfen nicht zu Teilnahmebarrieren für kommunale Unternehmen werden", warnt der VKU. "Gerade für kommunale Unternehmen stellt sich die Frage, wie die Sicherheitsleistung neben der Projektfinanzierung getragen werden soll."
Der BDEW hält beispielsweise das Einbehalten einer Sicherheitszahlung im Rahmen der ersten beiden Ausschreibungen über 15 Jahre für "unverhältnismäßig". Das würde die Betroffenen bestrafen, noch bevor es überhaupt zu einer Pflichtverletzung gekommen sei.
3. Regionaler Bonus
Ziel des Bundeswirtschaftsministeriums ist es, mindestens zwei Drittel der Mengen in den ersten Ausschreibungsrunden in den netztechnischen Süden zu lenken. Dabei umfasst der netztechnische Süden nicht nur Bayern und Baden-Württemberg. Auch die Energiehochburg Nordrhein-Westfalen fällt beispielsweise darunter.
Sorgen gibt es, dass Nord- und Ostdeutschland am Ende fast leer ausgehen könnten. Unter dem Motto "Milliarden für den Süden, leere Versprechen für den Osten" hat der Betriebsrat des ostdeutschen Kraftwerksbetreibers Leag deshalb für Freitag zu einer Kundgebung aufgerufen.
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Der VKU regt an, das verbleibende Drittel praktisch für den netztechnischen Norden und Osten zu reservieren. Dies würde eine "angemessene, gesamtdeutsche Verteilung der Anlagen sicherstellen", schreibt er. "Denn bei fortschreitendem Kohleausstieg werden perspektivisch auch Ersatzneubauten in diesem Gebiet (…) im Fall eines Blackouts benötigt."
Der baden-württembergische Energiekonzern EnBW sieht ein anderes Problem. Die Definition des netztechnischen Südens ist aus seiner Sicht zu groß. Er hat Zweifel, ob dadurch eine angemessene räumliche Verteilung der bezuschlagten Anlagen gewährleistet ist. Sein Vorschlag: Sollten Bayern und Baden-Württemberg in der ersten Ausschreibungsrunde weniger als ein Gigawatt erhalten, sollte es in der Folgerunde eine Quote von beispielsweise zwei Gigawatt für die beiden Südländer geben.
4. Systemdienstleistungen
Neue Gaskraftwerke sollen den deutschen Strommarkt nicht nur in kalten Dunkelflauten stützen, sondern auch dann, wenn das Stromnetz stabilisiert werden muss.
Das Kraftwerksgesetz schreibt für Neuanlagen in den ersten Ausschreibungen technische Anforderungen etwa für das Erbringen sogenannter Momentanreserve vor. Momentanreserve kommt zum Einsatz, um Spannungsschwankungen auszugleichen.
Der BDEW warnt, dass die im Gesetz ausgestaltete Pflicht umfassende Planungen und Infrastrukturvoraussetzungen erfordere. "Der Zeitplan der verbleibenden Ausschreibungstermine wäre nicht mehr haltbar", schreibt er.
Sein Vorschlag: Die Bundesregierung soll auf ein Bonusmodell setzen. Je mehr Dienstleistungen ein Kraftwerk erbringt, desto höher fällt der Bonus aus.
Der Händlerverband Efet Deutschland wünscht sich eine marktliche Beschaffung der Momentanreserve.
Und auch für die Übertragungsnetzbetreiber ist eine Vergütung für die Vorhaltung oder Bereitstellung von Momentanreserve im Rahmen eines Ausschreibungsverfahrens vorstellbar. Grundsätzlich begrüßen sie, dass das Gesetz Anforderungen zum Erbringen von Momentanreserve umfasst.
5. Kollision mit Netzentgelten
Wie gut sind die Reformpläne von Bundeswirtschaftsministerium und der Bundesnetzagentur aufeinander abgestimmt? Diese Frage treibt die Energiebranche um.
Die Bundesnetzagentur will ab 2029 schrittweise dynamische Einspeiseentgelte einführen. Nach jetziger Lesart wären neue Kraftwerke davon nicht befreit. Das hat Auswirkungen auf Wirtschaftlichkeitsberechnungen der Neuanlagen.
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"Dynamische Einspeisenetzentgelte sind von Kreditgebern nicht kalkulierbar", schreibt der BDEW. Sie hätten das Potenzial, den Bau neuer Gaskraftwerke, aber auch neuer Speicher zu verhindern.
Das Problem für die Branche: Während die erste Kraftwerksausschreibung bereits im September stattfinden soll, wird die finale Festlegung zur neuen Netzentgeltsystematik frühestens im November erwartet. "Vor Ausschreibungsbeginn ist hier dringend eine Klarstellung erforderlich, ob und wie Einspeiser und Speicher an Netzentgelten beteiligt werden", schreibt Efet Deutschland.
