Für die geplante Kraftwerksstrategie der Bundesregierung sollen noch 2026 zwölf Gigawatt neue Kraftwerke ausgeschrieben werden. In den kommenden Jahren sollen weitere Ausschreibungen folgen. Darüber haben wir mit Nicolas Leicht, Projektleiter im Beratungsteam von Aurora Energy Research für thermische Kraftwerke und Marktdesign, und Daniel Böhmer, Senior-Berater im selben Team, gesprochen.
2026 sollen in einem ersten Schwung zwölf Gigawatt neue Gaskraftwerke und steuerbare Leistungen ausgeschrieben werden. Wie realistisch ist das gesetzte Zieljahr 2031?
Leicht: Dass wirklich die gesamten zwölf Gigawatt neue Kapazitäten bis 2031 am Markt sind, halten wir für sehr herausfordernd. Großanlagen wie große Gas-und-Dampf-Kraftwerke (GuD-Anlagen) haben typische Realisierungszeiträume von fünf bis sieben Jahren.
Andere Technologien wie reine Gasturbinen- oder Gasmotorenkraftwerke wären doch schneller umsetzbar, oder?
Leicht: Das ist wahr, dennoch bleibt der Spielraum eng. Viele Projekte sind zwar bereits in Planung. Die Betreiber starten also nicht bei null. Aber wenn die Ausschreibungen im Sommer beginnen und Zuschläge frühestens Ende des Jahres vorliegen, bleiben faktisch vier Jahre – plus vielleicht ein wenig Puffer Anfang 2031. Ein Teil der Anlagen wird absolut machbar sein. Alle 12 GW bis dahin umzusetzen, wird hingegen sehr sportlich. Zumal wir die Projekte analysiert haben, die bisher in Planung sind, und die Mehrheit davon sind große GuDs.
Unter Wirtschaftsminister Habeck gab es bereits weitreichende Pläne zur Kraftwerksstrategie, die mit der EU-Kommission verhandelt wurden. Nimmt man nur die erste Fuhre an geplanten Ausschreibungen, unterscheiden sich die reinen Gigawatt-Zahlen nicht stark vom heutigen Stand. Hat sich das lange Nachverhandeln aus Ihrer Sicht gelohnt?
Leicht: Natürlich hat man einige Zeit verloren – das lässt sich nicht wegdiskutieren. Aber es wäre zu einfach zu sagen: "Man hatte ja schon im November 2024 eine Einigung." Der damalige Gesetzentwurf wurde von der Branche in weiten Teilen nicht mitgetragen. Die Kritik richtete sich vor allem gegen die Dekarbonisierungsrisiken, die stark bei den Betreibern liegen sollten. Dieser Punkt wurde nun nachgeschärft.
Nicolas Leicht
Projektleiter in der Beratungssparte von Aurora Energy Research
Also hat Wirtschaftsministerin Katherina Reiche alles richtig gemacht?
Leicht: Rückblickend hätte man von Beginn an konsequenter auf die nun vorgesehenen 12 GW fokussieren müssen, statt zwischenzeitlich auf 20 GW zu erhöhen. Aber: Es werden mehr Kraftwerke unter dem Label "Versorgungssicherheit" zugelassen, und die Betreiber müssen weniger Risiken tragen, was die Wasserstoffinfrastruktur angeht, die ja auch nicht in ihrer Hand liegt. An diesem für die Risikobewertung der Kraftwerksbetreiber entscheidenden Punkt hat das Wirtschaftsministerium also einen Unterschied im Vergleich zum Entwurf von 2024 herausverhandelt.
Warum ist das so wichtig?
Leicht: Es erleichtert die praktische Umsetzung. Gerade vor dem Hintergrund der Unsicherheiten im Wasserstoffbereich ist das ein großer Fortschritt. Unterm Strich ist es also eine Abwägung zwischen verlorener Zeit und praxistauglicheren Rahmenbedingungen.
In früheren Entwürfen war von 96 Volllaststunden durchgängiger Stromeinspeisung als Mindestanforderung die Rede. Aktuell stehen nur noch 10 Stunden im Raum. Wie ordnen Sie diese Änderung ein?
Böhmer: Wir sehen das 10-Stunden-Kriterium nach jetzigem Stand noch nicht als abschließend gesetzt an. Inhaltlich ist der Schritt aber durchaus nachvollziehbar. Die Kommission ist dem Wirtschaftsministerium bei den Dekarbonisierungsanforderungen deutlich entgegengekommen. Im Gegenzug legt sie viel Wert auf Wettbewerb in den Auktionen und Technologieoffenheit.
Was ändert sich hierdurch konkret?
Böhmer: Die Ausschreibungen werden zumindest technisch für Langzeitspeichertechnologien geöffnet – etwa Druckluftspeicher oder sogenannte Redox‑Flow‑Batterien, mit denen eine längere Ausspeisedauer kostengünstiger erreichbar ist als mit herkömmlichen Batterien.
Beide Systeme können eine Volllasteinspeisung über zehn Stunden gewährleisten. Bei einer 96-Stunden-Vorgabe kämen dagegen aus ökonomischer Sicht nur Gaskraftwerke in Betracht.
Ob die zehn Stunden am Ende tatsächlich im Gesetz stehen, wird sich zeigen. Aber der Fokus verschiebt sich ganz klar auf Wettbewerb und Technologieoffenheit.
Daniel Böhmer
Senior Associate in der Beratungssparte von Aurora Energy Research
Aber liegt der Fokus des Wirtschaftsministeriums nicht klar auf Gaskraftwerken?
Böhmer: Doch, tendenziell kann man schon sagen: Mit 10-Stunden-Volllastdauer schafft man Rahmenbedingungen, bei denen Gaskraftwerke im Wettbewerb klar begünstigt werden. In Kapazitätsmärkten anderer europäischer Länder gewinnen zunehmend Batteriespeicher an Bedeutung. Diese Speicher kommen typischerweise aber nur auf zwei bis maximal acht Stunden Einspeisedauer. Das 10‑Stunden-Kriterium ist hier der entscheidende Hebel.
Ob die erwähnten Langzeitspeichertechnologien in nennenswerter Zahl mit Gaskraftwerken konkurrieren können, ist derzeit offen. Bisher sind sie noch Nischenanwendungen.
Die Union wollte neben wasserstofffähigen Gaskraftwerken auch Gaskraftwerke zulassen, die CO₂ abscheiden. Das CO₂ würde dann weitergenutzt oder verpresst werden. Im Fachjargon nennt man das CCU und CCS. Wie sehen Sie die Chancen solcher Gaskraftwerke in der jetzigen Ausgestaltung?
Böhmer: Die Konfliktlinie verläuft zwischen CCS und Wasserstoffbetrieb. Praktisch rentiert sich CCS erst bei sehr hoher Auslastung – zwischen 3000 und 4000 Volllaststunden pro Jahr. In keinem unserer Szenarien erreichen die neuen thermischen Kraftwerke zukünftig solche Auslastungen. Vielmehr erwarten wir, in Einklang mit der politischen Zielsetzung, etwa 1000 Volllaststunden oder weniger, weil Erneuerbare einen möglichst großen Anteil der Stromnachfrage abdecken sollen.
Hinzu kommt der Ausbau der Infrastruktur. Eine zusätzliche CO₂‑Transport- und Speicherinfrastruktur im großen Maßstab aufzubauen, wäre systemisch sehr kostenintensiv. Wir sehen daher CCS höchstens in einzelnen Nischenclustern – etwa Industrieparks mit ohnehin vorhandener CO₂‑Pipeline-Anbindung und einem benachbarten Kraftwerk. Im breiten Rollout erwarten wir hingegen klar den Wasserstoffpfad.
In einem durchgestochenen Papier der EU-Kommission werden die bevorstehenden Ausschreibungen der Kraftwerksstrategie als T-5, T-4 und T-2 bezeichnet. Was steckt dahinter?
Böhmer: Wenn man T‑5 – also das erste Ausschreibungspaket – ausblendet, ist ein T‑4‑Modell in den Nachbarländern die Standardvariante. Das bedeutet, die Hauptauktion wird rund vier Jahre vor dem Lieferjahr durchgeführt. Das gibt Neubauprojekten genug Zeit, um bis zum Lieferstart realisiert zu werden.
Nach derzeitigem Stand des Papiers soll das auch in Deutschland so laufen. Ergänzend soll es Auktionen näher am Lieferzeitraum geben – etwa T‑2 –, die vor allem auf Bestandsanlagen und sehr schnell realisierbare Neuanlagen zielen. Es bleiben aber Fragezeichen, schließlich ist das Papier bisher weder final noch offiziell veröffentlicht.
Zusammengefasst: Für wen sind die Ausschreibungen der Kraftwerksstrategie attraktiv?
Böhmer: Unsere Analyse zeigt: Das größte Interesse kommt von den großen Playern – zum Beispiel RWE oder Iqony. Deren angekündigte Pläne würden bereits einen erheblichen Teil der 12 GW abdecken.
Große Unternehmen haben klare Vorteile: Skaleneffekte, stärkere Verhandlungsmacht gegenüber Generalunternehmern (EPC) und Herstellern sowie leichterer Zugang zu Lieferkapazitäten. Insgesamt rechnen wir damit, dass das Gesamtangebot an Kapazität eher über der ausgeschriebenen Menge liegen wird – der Wettbewerb dürfte also intensiv werden.
Wie sieht es auf der kommunalen Ebene aus, etwa für ein typisches Stadtwerk, das primär Strom und Wärme vor Ort sichern soll?
Böhmer: Hier sehen wir ebenfalls Ankündigungen, allerdings eher vereinzelt. Für kleinere Stadtwerke könnten auch Gasmotorenkraftwerke mit geringeren Leistungen interessant sein.
Eine Schlüsselfrage für Stadtwerke ist das Zusammenspiel mit der Kraft‑Wärme‑Kopplung. Konkret ist unklar, ob es möglich sein wird, die Förderung nach KWK-Gesetz mit einer Teilnahme an den Auktionen der Kraftwerksstrategie zu kombinieren. Eine Doppelförderung wäre wohl nicht zulässig, allerdings werden KWK-Anlagen in den zirkulierenden Papieren für die 12-GW-Tranche nicht explizit ausgeschlossen. Sollte eine Doppelförderung ausgeschlossen sein, müssten Stadtwerke stromgeführte Kraftwerke ohne klassische KWK‑Logik bauen. Und: Selbst, wenn KWK-Anlagen in den Auktionen der Kraftwerksstrategie zulässig sein sollten – ob sich solche Projekte gegen große, konventionelle Gaskraftwerke im Wettbewerb durchsetzen, hängt stark von den lokalen Rahmenbedingungen ab – insbesondere von Wärmeabnahmeverträgen, Auslastung im Winter und Investitionskosten.
Welche Rolle wird aus Ihrer Sicht der "Südbonus" spielen?
Böhmer: Es ist noch offen, wie weitreichend der Südbonus tatsächlich sein wird. In früheren Planungen war davon die Rede, dass etwa zwei Drittel der Kraftwerke davon profitieren sollen.
Unsere Lesart ist, dass sich der Südbonus auf die 10‑GW‑Tranche bezieht, nicht aber auf die zusätzlichen 2 GW, für die das Langfristkriterium nicht gilt. Wie hoch der konkrete Anteil im Süden am Ende sein wird, bleibt aber eine politische und regulatorische Detailfrage, die noch nicht abschließend geklärt ist.
Wo überwiegen aus Ihrer Sicht die positiven Effekte und wo sehen Sie die größten offenen Flanken?
Leicht: Klar positiv ist zu bewerten, dass die Kraftwerksstrategie den Kohleausstieg absichert. Die Gefahr, beim Kohleausstieg zeitlich zurückzufallen, sinkt dadurch deutlich. Dass ein Dekarbonisierungspfad grundsätzlich verankert wird, ist ebenfalls positiv.
Allerdings stellt die konkrete Ausgestaltung des Dekarbonisierungsinstruments derzeit noch die größte offene Flanke dar. Dazu kommen Detailfragen, die für die Praxis entscheidend sind: die endgültige Fassung des Langfrist-Kriteriums, das Verhältnis zur KWK – gerade für Stadtwerke – und die genaue Rolle des Südbonus. Die Feinarbeit steht noch aus.
