Die Kapazitäts-Wende: Warum schnelle Gaskraftwerks-Genehmigung über Netzstabilität entscheidet

Die Kapazitätslücke: Warum H2-ready Gaskraftwerke jetzt über die Netzstabilität entscheiden

Das systemische Dilemma: Die Lücke im Netz

Als Nachhaltigkeits-Strategin sehe ich die aktuellen Forderungen des BDEW und VKU nach einer schnellen Genehmigung für neue Gaskraftwerke nicht als Rückschritt, sondern als notwendigen Schritt zur Absicherung der Energiewende. Wir sind uns einig: Die Zukunft gehört PV, Wind und Speicher. Aber die Physik des Netzes ist gnadenlos: Wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht weht, brauchen wir steuerbare Kapazitäten – und das in massivem Umfang.

Die Bundesregierung hat nach Einigung mit der EU-Kommission die Weichen für neue, H2-ready Kraftwerkskapazitäten gestellt. Geplant ist, ab 2026 Kapazitäten im Umfang von rund 12 Gigawatt auszuschreiben (Quelle: tagesschau.de). Das ist dringend, auch wenn es später ist als erhofft. Denn die Zahlen sind klar: Allein bis 2022 wurden fast 30 GW alter, steuerbarer Leistung stillgelegt (Kohle und Kernkraft). Die Bundesnetzagentur hat bereits vor Jahren einen zusätzlichen Bedarf von rund 16,6 GW ermittelt, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Der Engpass, der die Umsetzung bisher verzögert, ist vor allem regulatorischer und beihilferechtlicher Natur – nicht technischer.

Die Forderung nach Tempo ist daher berechtigt. Denn jeder Tag, der verstreicht, gefährdet den Zeitplan für die Dekarbonisierung. Die Kapazitätsstrategie ist das fehlende Fundament für den massiven EE-Zubau.

Die VNB-Perspektive: Mehr als nur Backup-Leistung

Warum sollte sich ein Verteilnetzbetreiber (VNB) oder ein Stadtwerk, das primär auf das lokale Netz fokussiert, für diese zentralen Großkraftwerke interessieren? Die Antwort liegt in der Netzstabilität und der Spannungshaltung.

In einem System, das zunehmend von volatiler Einspeisung geprägt ist, benötigen wir überregionale Ankerpunkte. Diese neuen Gaskraftwerke werden nicht mehr im Grundlastbetrieb laufen. Sie werden die „Springer“ im System sein, die in Minuten hochfahren müssen, um Frequenz und Spannung zu stabilisieren. Sie werden maßgeblich den Preis für gesicherte Leistung und wichtige Systemdienstleistungen prägen.

Die Kaskade der Flexibilität

Wenn die zentralen Kapazitäten fehlen oder zu spät kommen, steigt der Druck auf die Verteilnetze massiv. Der VNB muss dann die lokalen Herausforderungen (Spitzeneinspeisung, Überlastung von Ortsnetztransformatoren) mit eigenen Mitteln lösen. Und hier schließt sich der Kreis zur lokalen Strategie:

1. Zentrale Kapazität (ca. 12 GW): Deckt den nationalen Residualbedarf und stabilisiert die Übertragungsnetze. Setzt das Signal für den Großhandelsmarkt.
2. Dezentrale Flexibilität (§14a EnWG): Deckt den lokalen Residualbedarf, entlastet die Verteilnetze und vermeidet teuren Netzausbau. Setzt das Signal für den lokalen Flexibilitätsmarkt.

Wenn die zentrale Stabilisierung schwächelt, müssen die VNBs die Lücken füllen. Das bedeutet: Höhere Anforderungen an das Netzmonitoring, schnellere Reaktionszeiten und die dringende Notwendigkeit, dezentrale Assets wie Großspeicher, Power-to-X-Anlagen und vor allem steuerbare Verbrauchseinrichtungen (SVE) über §14a EnWG zu aktivieren.

Emmas Analyse: Die schnelle Genehmigung der zentralen Kapazitäten ist eine Entlastung für uns im Verteilnetz. Sie reduziert die Wahrscheinlichkeit extremer Frequenz- und Spannungsschwankungen, die wir sonst lokal abfangen müssten. Die strategische Frage für Stadtwerke ist: Wie positionieren wir unsere dezentralen Flexibilitäten gegen dieses zentrale Preis- und Verfügbarkeitssignal?

Strategische Positionierung: Der Kapazitätsmarkt kommt

Der Bau neuer, subventionierter Kraftwerke ist teuer, aber notwendig, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Die Kritik an den Kosten ist verständlich, doch die Alternative – ein instabiles Netz – wäre volkswirtschaftlich wesentlich teurer. Die entscheidende strategische Frage für Stadtwerke lautet daher:

Wie partizipieren wir an dieser neuen Kapazitätswelt?

1. Beteiligung und Wasserstoff-Strategie

Die neuen Kraftwerke müssen „H2-ready“ sein. Das bedeutet, sie sind von vornherein so konzipiert, dass sie später auf Wasserstoff umgestellt werden können. Für Stadtwerke mit Ambitionen in der Erzeugung oder regionalen Sektorkopplung ergeben sich hier zwei strategische Pfade:

• Regionale Clusterbildung: Die 12 GW werden nicht nur von den großen Playern gebaut. Regionalverbünde oder Stadtwerke-Kooperationen können sich an Ausschreibungen für mittlere, dezentralere Gasturbinenkraftwerke beteiligen (Stichwort: Kraft-Wärme-Kopplung und Integration in lokale Wärmenetze).
• H2-Infrastruktur: Die Standortwahl dieser neuen Kraftwerke ist direkt mit dem Aufbau des Wasserstoff-Kernnetzes verknüpft. Stadtwerke, die frühzeitig ihre lokalen Gasnetze auf H2-Tauglichkeit prüfen (Power-to-Gas/Power-to-X), sichern sich einen strategischen Vorteil, wenn diese zentralen Ankerpunkte später auf Wasserstoff umstellen.

2. Flexibilitätspooling und §14a EnWG

Die neuen Großkraftwerke werden das oberste Preissignal für die Verfügbarkeit von gesicherter Leistung setzen. Stadtwerke müssen jetzt ihre Hausaufgaben machen, um ihre eigenen Flexibilitäts-Assets optimal zu vermarkten.

Der §14a EnWG, der die Steuerung von Wärmepumpen und Wallboxen ermöglicht, schafft eine riesige, dezentrale Flexibilitätsreserve. Diese dezentrale Flexibilität ist der direkte Gegenspieler zur zentralen Kapazität. Wir müssen diese Assets aggregieren und in virtuellen Kraftwerken bündeln, um sie für Systemdienstleistungen – ob im Kapazitätsmarkt oder auf der lokalen Ebene – anbieten zu können. Das Ziel ist es, die teuren zentralen Kraftwerke so selten wie möglich laufen lassen zu müssen.

Emmas Ausblick: 2030 ist das Ziel

Die geforderte Beschleunigung der Genehmigungsverfahren ist keine Option, sondern eine Notwendigkeit, um die Netzstabilität während der Hochphase der Transformation zu garantieren. Wir reden hier nicht über eine Renaissance fossiler Brennstoffe, sondern über die Überbrückungstechnologie, die uns den Weg zum 80%-EE-Ziel ebnet.

Bis 2030 werden diese H2-ready Kraftwerke voraussichtlich nur noch an wenigen, aber entscheidenden Stunden im Jahr laufen müssen, um die Versorgung zu sichern – aber diese Stunden werden kritisch sein. Für Stadtwerke bedeutet dies:

1. Netzplanung neu denken: Die Integration von ca. 12 GW zentraler Kapazität muss mit der eigenen Netzstrategie (Netzausbau vs. Flexibilität) abgeglichen werden.
2. Flexibilität als Strategie: Investieren Sie jetzt in die Digitalisierung der Sektorkopplung (E-Mobilität, Wärmepumpen), um die dezentralen Potenziale zu heben. §14a EnWG ist hier der Schlüssel.
3. H2-Weitblick: Die Standorte der neuen Kraftwerke definieren die ersten Knotenpunkte des zukünftigen Wasserstoffnetzes. Stadtwerke sollten ihre lokale Gasnetzstrategie darauf abstimmen.

Die Energiewende ist die größte Transformation der Energiewirtschaft. Sie erfordert Mut zur Investition in die Zukunft – sowohl in dezentrale Flexibilität als auch in das notwendige, H2-ready Backup-System.