Die Brücke zum Kapazitätsmarkt: Regulatorische Analyse der Kraftwerksstrategie Eckpunkte
Nach langwierigen Verhandlungen haben die Bundesregierung und die EU-Kommission einen entscheidenden Schritt in Richtung Versorgungssicherheit vollzogen: Die Eckpunkte der deutschen Kraftwerksstrategie stehen fest. Diese Einigung ist weitaus mehr als nur eine Absichtserklärung; sie ist eine regulatorische Notwendigkeit und ein Übergangsmechanismus, der die Investitionsanreize schaffen soll, die der Energy-Only-Market (EOM) im Zuge des Kohle- und Atomausstiegs nicht mehr liefern konnte.
Für Stadtwerke, die ihre Erzeugungsportfolios und ihre langfristigen Investitionsstrategien planen müssen, sind diese Eckpunkte von unmittelbarer und strategischer Bedeutung. Sie definieren, unter welchen Bedingungen und mit welchen Absicherungen neue, flexible Anlagen in Deutschland gebaut werden können.
Das regulatorische Dilemma: Warum gesicherte Leistung fehlt
Die Energiepolitik Deutschlands sieht den vollständigen Ausstieg aus der Kernenergie und der Kohleverstromung vor. Bereits bis 2022 wurden signifikante dargebotsunabhängige Kapazitäten stillgelegt, darunter 8,4 GW Kernkraftwerke (vgl. Fundstelle [2], [7]). Der geordnete Stilllegungspfad der Braunkohle (geregelt im Kohleausstiegsgesetz) setzt diesen Rückbau fort (vgl. Fundstelle [5]).
Die Herausforderung liegt in §13 Absatz 1 EnWG, der die Systemverantwortung der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) regelt, das Netz sicher und zuverlässig zu betreiben. Mit dem zunehmenden Anteil volatiler erneuerbarer Energien (Wind und PV) steigt der Bedarf an gesicherter Leistung – also Kapazitäten, die unabhängig von Wetterbedingungen jederzeit abgerufen werden können.
Der EOM, der nur die gelieferte Kilowattstunde vergütet, bietet oft keine ausreichenden Anreize, um die hohen Fixkosten für den Bau und den Betrieb von Backup-Kraftwerken (die meist nur wenige Stunden im Jahr laufen) zu decken. Verschiedene Analysen zur Versorgungssicherheit haben für den Zeitraum bis 2030 einen erheblichen Handlungsdruck aufgezeigt (vgl. Fundstelle [3]). Die Kraftwerksstrategie dient daher als Brücke (Source [3]), bis eine umfassende Reform des Marktdesigns – der Kapazitätsmarkt – greifen kann.
Die Eckpunkte im Detail: Zwei Säulen der Ausschreibung
Die Einigung sieht eine Ausschreibung von insgesamt 12 GW gesicherter Leistung bis zum Zieljahr 2031 vor. Diese Kapazität ist in zwei spezifische Segmente unterteilt, die unterschiedliche regulatorische Ziele verfolgen:
1. Langfristkapazität (10 GW)
Der Großteil der ausgeschriebenen Leistung (10 GW) ist als Langfristkapazität konzipiert. Dies bedeutet, dass die bezuschlagten Anlagen über einen längeren Zeitraum am Stück Strom erzeugen können müssen. Regulatorisch zielt dies darauf ab, die Robustheit der Versorgungssicherheit in Dunkelflauten zu gewährleisten.
Für Stadtwerke, die den Neubau von H$_{2}$-ready Gaskraftwerken oder großen Speichern erwägen, bietet dieses Segment entscheidende Planungssicherheit. Die Langfristverträge sollen die Amortisation der Investitionen unterstützen, was im klassischen EOM unmöglich wäre. Die Förderung wird hier an die Verpflichtung zur Umstellung auf Wasserstoff gebunden sein, was die langfristige Dekarbonisierungsstrategie der Bundesregierung untermauert.
2. Technologieoffene Gesicherte Leistung (2 GW)
Die verbleibenden 2 GW sind technologieoffen ausgeschrieben. Dieses Segment ist besonders relevant für Betreiber von Bestandsanlagen, wie zum Beispiel effiziente Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) oder innovative Speicherlösungen (Pumpspeicher, Batteriegroßspeicher).
Die Technologieoffenheit spiegelt die Erkenntnis wider, dass Flexibilität nicht nur von thermischen Kraftwerken, sondern zunehmend von Speichern und flexibler Nachfrage (Demand Side Response) erbracht werden muss. Für Stadtwerke mit bestehenden KWK-Anlagen oder konkreten Speicherprojekten bietet dieser Mechanismus eine zusätzliche Einnahmequelle und Investitionsabsicherung.
Parallel zu den Neubau-Ausschreibungen werden 2027 und 2029 technologieoffene Ausschreibungen für Neu- und Bestandsanlagen für das Zieljahr 2031 eingeführt. Dies gewährleistet, dass auch existierende, flexible Kapazitäten adäquat in die Sicherheitsarchitektur integriert werden.
Die regulatorische Achillesferse: Beihilferecht
Der gesamte Mechanismus der Kraftwerksstrategie ist ein Kapazitätsmechanismus und damit eine staatliche Beihilfe. Die EU-Kommission muss diese Beihilfe nach Artikel 107 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) genehmigen.
Dies ist historisch eine kritische Hürde. Bereits die Verlängerung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) nach 2026 war beihilferechtlich komplex und nur zeitlich begrenzt genehmigt (vgl. Fundstelle [9]). Die Kommission prüft bei Kapazitätsmechanismen insbesondere:
- Notwendigkeit: Kann der EOM die Versorgungssicherheit nicht gewährleisten?
- Verhältnismäßigkeit: Ist die Beihilfe auf das notwendige Minimum beschränkt?
- Nicht-Diskriminierung: Sind die Ausschreibungen für alle Technologien und grenzüberschreitende Kapazitäten offen (Stichwort: Open Season)?
Die Einigung auf die Eckpunkte deutet darauf hin, dass die Bundesregierung die Vorgaben der Kommission, insbesondere in Bezug auf die Technologieoffenheit (2 GW Segment) und die europäische Dimension, berücksichtigt hat. Dennoch bleibt die rechtzeitige Genehmigung der Kommission der kritische Pfad für den Start der ersten Ausschreibungen im Jahr 2026.
Die Verpflichtung zum Kapazitätsmarkt ab 2032
Ein zentrales Zugeständnis an die Kommission ist die verbindliche Zusage, ab 2032 einen umfassenden Kapazitätsmarkt einzuführen. Dieser Schritt signalisiert das Ende des reinen EOM in Deutschland und wird die langfristige regulatorische Landschaft fundamental verändern.
Ein Kapazitätsmarkt vergütet nicht nur die produzierte Energie, sondern auch die Bereitstellung von gesicherter Leistung. Dies schafft eine zweite Einnahmesäule für flexible Anlagen und ist die notwendige Antwort auf die Volatilität der Energiewende.
Handlungsempfehlungen für Stadtwerke (Strategie & Praxis)
Die Eckpunkte zwingen Stadtwerke, ihre strategischen Entscheidungen zu beschleunigen und ihre Asset-Planung an den neuen Mechanismen auszurichten:
- Investitionsentscheidungen prüfen: Die Langfristkapazität (10 GW) bietet die Chance, notwendige Neubauprojekte (z. B. H$_{2}$-ready KWK-Anlagen) mit einer gesicherten Einnahmequelle zu versehen. Stadtwerke müssen jetzt ihre Standort- und Genehmigungsstrategien (BImSchG) finalisieren, um in der ersten Ausschreibungsrunde 2026 wettbewerbsfähig zu sein.
- Flexibilisierung optimieren: Bestandsanlagen, insbesondere KWK, müssen auf maximale Flexibilität getrimmt werden, um an den technologieoffenen Ausschreibungen (2 GW) teilnehmen zu können. Hierzu gehört die Optimierung der Regelbarkeit und die Integration in die Märkte für Regelleistung (vgl. Fundstelle [6]).
- Vorbereitung auf 2032: Der Kapazitätsmarkt kommt. Stadtwerke müssen ihre Bilanzierungssysteme, Asset-Daten und Risikomanagementstrategien darauf ausrichten, Kapazität als eigenständiges Produkt zu vermarkten. Die Anforderungen an die Nachfrageflexibilität (Demand Side Response) werden dabei eine zunehmend wichtige Rolle spielen (vgl. Fundstelle [1]).
Die Kraftwerksstrategie ist die dringend benötigte regulatorische Intervention, um die Versorgungssicherheit im Übergang zu gewährleisten. Sie erfordert jedoch von den Marktteilnehmern, sich schnellstmöglich auf die bevorstehenden Ausschreibungszyklen und die Transformation hin zum Kapazitätsmarkt einzustellen.