Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz prüft kurz vor dem Start der zweiten Auktionsrunde für neue Gaskraftwerke eine Nachschärfung der Vergaberegeln. Im Fokus des Ressorts unter Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche stehen präzisierte Kriterien für die erforderlichen Mindestinvestitionen (Capex), um für mehr Klarheit in der Energiewirtschaft zu sorgen. Der Schritt folgt auf das Ergebnis der ersten Ausschreibung.

In dieser Runde sicherten sich die Energiekonzerne RWE und LEAG einschließlich einer Konzerntochter zehn von elf Zuschlägen.

Wie RWE und LEAG die erste Auktionsrunde dominierten

In der ersten Gebotsrunde für steuerbare Langzeitkapazitäten verzeichnet die Bundesnetzagentur ein deutlich überzeichnetes Bieterfeld. Am Ende erteilt die Bonner Behörde elf Zuschläge mit einer Gesamtleistung von 5.160 Megawatt. Zehn dieser elf Zuschläge gehen an den Essener DAX-Konzern RWE sowie den ostdeutschen Energieversorger LEAG samt Tochtergesellschaft.

Den Ausschlag für den Erfolg der LEAG geben sogenannte Fuel-Switch-Projekte. Der Betreiber nutzt bestehende Infrastrukturen bisheriger Braunkohlekraftwerke wie Netzanschlüsse, Betriebsgebäude und technische Komponenten für neue Gasanlagen nach. Zu den Bewerbungsstandorten der LEAG gehören unter anderem Schwarze Pumpe, Lippendorf und Leipheim.

Nach Angaben des Ministeriums senkt diese Nachnutzung den Bau- sowie Materialaufwand erheblich und führt zu niedrigeren Gebotspreisen. Ohne diese Einspareffekte wäre die Förderrunde voraussichtlich teurer ausgefallen.

Das Wirtschaftsministerium verteidigt dieses Vorgehen. Gleichzeitig löst das Auktionsergebnis eine Debatte über Wettbewerbsverzerrungen aus, da Nachnutzungsprojekte reine Neuanlagen preislich unterbieten. Für die Folgerunde prüft das Ministerium deshalb schärfere Abgrenzungen bei den Mindestinvestitionen.

Eine Rückwirkung auf die erste Runde oder ein langwieriges Gesetzgebungsverfahren schließt das Ministerium jedoch aus.

Milliardenkosten und das Backup für die Dunkelflaute

Hinter den Ausschreibungen steht der fundamentale Umbau des deutschen Kraftwerksparks im Zuge des gesetzlichen Kohleausstiegs bis spätestens 2038. RWE plant das Abschalten seiner Kohlemeiler im Rheinischen Revier bereits für das Jahr 2030. Parallel dazu steigt der Bedarf an steuerbarer Leistung, um wetterbedingte Schwankungen im Übertragungsnetz auszugleichen.

Die Bundesregierung strebt bis 2030 einen Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch von 80 Prozent an. Im ersten Quartal 2026 liegt dieser Wert bei rund 53 Prozent. Um Phasen geringer Wind- und Solareinspeisung, sogenannte Dunkelflauten, zuverlässig abzusichern, fungieren die Gasanlagen als flexible Reserve.

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche betont: „Erneuerbare Energien brauchen eine Lebensversicherung – und die heisst gesicherte Leistung.“

Die bezuschlagten Kraftwerke müssen technisch in der Lage sein, mindestens zehn aufeinanderfolgende Stunden lang Strom ins Netz einzuspeisen. Zudem gilt das Jahr 2031 als verbindliche Frist für die Inbetriebnahme. Da diese Anlagen voraussichtlich nur wenige Volllaststunden im Jahr laufen, scheidet eine Refinanzierung über den regulären Energy-Only-Markt aus.

Stattdessen erhalten die Betreiber eine garantierte Kapazitätsvergütung über einen Zeitraum von 15 Jahren. Rechnerisch beläuft sich das Fördervolumen für die elf Zuschläge der ersten Runde auf rund 12 Milliarden Euro. Dieses Volumen soll nach Regierungsangaben über die Stromkunden refinanziert werden.

Kontroverse um Ausbaukorridore und Klimaziele

Neben den finanziellen Belastungen sorgt die Dimensionierung der Kraftwerksstrategie für Widerspruch. Öffentlich visiert die Bundesregierung für das Jahr 2026 ein Ausschreibungsvolumen von 11 bis 12 Gigawatt steuerbarer Leistung an, davon 9 bis 10 Gigawatt für Gaskraftwerke. Interne Papiere des Wirtschaftsministeriums sehen laut Umweltverbänden jedoch weitreichendere Folgeausschreibungen vor.

Demnach könnten bis Ende der 2020er-Jahre insgesamt 41 Gigawatt kontrahiert werden, aufgeteilt in 12 Gigawatt im Jahr 2026 sowie weitere 29 Gigawatt in den Jahren 2027 und 2029.

Umweltverbände warnen vor Überkapazitäten und einer Festschreibung fossiler Energieträger. Sascha Müller-Kraenner, Bundesgeschäftsführer der Deutschen Umwelthilfe, kritisiert: „Die Bundeswirtschaftsministerin stellt mit ihren Neubauplänen für Gaskraftwerke die deutschen Klimaziele offen zur Disposition.“ Die Bundesregierung hält dem entgegen, dass Betreiber die Neubauten technisch so vorrüsten müssen, dass ein Betrieb mit 100 Prozent grünem Wasserstoff möglich ist.

Nach 2045 dürfen die Anlagen nur noch treibhausgasneutral laufen.

Bei den Vergaben greift überdies eine geografische Steuerung. Bis zu zwei Drittel der Langfristkapazitäten sind für verbrauchsnahe südliche Bundesländer reserviert, um teure Redispatch-Kosten zur Stabilisierung des Stromnetzes zu senken. LEAG-Vorstandsvorsitzender Adolf Roesch verweist hingegen auf die Standortvorteile im Osten der Republik, wo bestehende Industrieareale eine unmittelbare Umsetzbarkeit gewährleisten.

Nächste Schritte und der Weg zum Kapazitätsmarkt

Mit der Nachschärfung der Capex-Kriterien entscheidet sich, wie hoch die Hürden für Greenfield-Neubauten gegenüber Brownfield-Nachnutzungen in der anstehenden zweiten Runde ausfallen. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) fordert verlässliche Rahmenbedingungen, damit Projektierer die verbindliche Frist bis 2031 einhalten können.

Die Bekanntmachung der zweiten Auktionsrunde steht unmittelbar bevor. Im Markt gilt als entscheidend, ob das Ministerium die förderfähigen Investitionen so eng fasst, dass reine Nachnutzungsprojekte ihren bisherigen Wettbewerbsvorteil einbüßen. Das Interimsmodell der Direktauktionen soll planmäßig im Jahr 2032 in einen umfassenden, wettbewerblichen Kapazitätsmarkt übergehen.

Ziel dieser Reform ist es, künftige Reserveleistungen marktkonform bereitzustellen und Doppelvergütungen im System dauerhaft zu vermeiden.