Die große Transformation braucht ein Sicherheitsnetz
Nach fast drei Jahren intensiver Verhandlungen zwischen der Bundesregierung und der EU-Kommission liegen nun die Eckpunkte der lange erwarteten Kraftwerksstrategie vor. Die Einigung ist ein wichtiger Meilenstein, denn sie adressiert den dringendsten systemischen Engpass der Energiewende: die gesicherte Leistung nach dem Ausstieg aus Kern- und Kohlekraft.
Als Ingenieurin und Strategin sehe ich diese Entwicklung mit einer Mischung aus Erleichterung und strategischem Auftrag. Die Strategie ist, systemisch betrachtet, eine notwendige Brücke. Aber sie ist nur dann erfolgreich, wenn wir sie als Katalysator für die dringend notwendige dezentrale Flexibilität und Netzintegration begreifen – und genau hier kommen die Stadtwerke ins Spiel.
Die Notwendigkeit: Ein Loch im System
Die Forschungsergebnisse sind eindeutig: Der Rückbau dargebotsunabhängiger Erzeugungskapazitäten (Kernkraft, Kohle) hinterlässt eine massive Lücke. Allein bis 2022 wurden rund 29.500 MW an steuerbarer Leistung vom Netz genommen oder stehen zur Stilllegung an. Trotz des massiven Zubaus von Wind und PV – was wir alle begrüßen – benötigen wir in Phasen der Dunkelflaute oder bei extremer Kälte eine robuste, steuerbare Reserve, die die Versorgungssicherheit garantiert.
Die nun vereinbarten Eckpunkte sehen vor, 12 GW neue, gesicherte Kraftwerkskapazität bis 2031 auszuschreiben. Diese Kapazität soll idealerweise H2-ready sein und damit den Übergang ins Wasserstoffzeitalter ermöglichen.
Die Aufteilung der 12 GW gliedert sich wie folgt:
- 10 GW Langfristkapazität: Hier geht es um Anlagen, die über einen längeren Zeitraum am Stück Strom erzeugen können. Dies zielt auf große, zentrale Gaskraftwerke ab, die später auf Wasserstoff umgestellt werden müssen. Die Förderung erfolgt über langfristige Verträge.
- 2 GW Technologieoffene Gesicherte Leistung: Dieser Teil ist entscheidend für Innovation. Hier können auch Speicher, Power-to-X-Anlagen oder andere dezentrale Lösungen zum Zuge kommen, sofern sie die Kriterien der gesicherten Leistung erfüllen.
Parallel dazu wird ab 2027 und 2029 in technologieoffenen Ausschreibungen für Neu- und Bestandsanlagen zusätzliche Kapazität für das Zieljahr 2031 gesucht. Und ab 2032 soll ein umfassender Kapazitätsmarkt greifen.
Der Emma-Energie-Shift: Vom zentralen Gigawatt zur dezentralen Flexibilität
Die Strategie konzentriert sich primär auf die Erzeugung im Übertragungsnetz (ÜNB-Ebene). Das ist logisch, um das nationale System zu stabilisieren.
Aber hier liegt der strategische Fehler, den Stadtwerke vermeiden müssen: Die 12 GW an neuen Großkraftwerken, die voraussichtlich an zentralen Knotenpunkten entstehen, lösen nicht unsere lokalen Herausforderungen im Verteilnetz (VNB-Ebene).
Wir sehen einen exponentiellen Anstieg bei Wärmepumpen, PV-Anlagen und E-Mobilität. Der Engpass verschiebt sich vom Engpass der Erzeugung zum Engpass der Verteilung und Netzstabilität.
Eine zentrale Gasanlage mag die nationale Dunkelflaute abfangen, aber sie verhindert nicht, dass in der Kleinstadt XYZ das Ortsnetz zusammenbricht, weil abends um 18 Uhr 50 E-Autos gleichzeitig laden und 30 Wärmepumpen anspringen.
Die Kernfrage für jeden Stadtwerk-Verantwortlichen lautet daher: Wie können wir die geforderte gesicherte Leistung nicht nur zentral, sondern auch dezentral und netzdienlich bereitstellen?
Die Rolle der Stadtwerke: Architekten der dezentralen Kapazität
Die Kraftwerksstrategie bietet Stadtwerken, die oft Betreiber von Verteilnetzen (VNB) und gleichzeitig Nahversorger sind, eine klare Handlungsaufforderung in drei Bereichen:
1. Die 2 GW Technologieoffenheit nutzen
Die 2 GW technologieoffene Ausschreibung ist die erste Chance, dezentrale Lösungen in den Kapazitätsmarkt zu bringen. Hier geht es um Projekte, die über reinen PV-Zubau hinausgehen:
- Großspeicher auf VNB-Ebene: Können diese Speicher gesicherte Leistung über definierte Zeiträume bereitstellen? Die Integration in Regelenergie- und zukünftige Kapazitätsmechanismen ist der Schlüssel.
- Power-to-Heat (PtH) und Power-to-X (PtX): Durch die Sektorkopplung können wir steuerbare Lasten schaffen, die in Zeiten hoher EE-Einspeisung Strom aufnehmen (entlastend) und in Zeiten der Knappheit ihre Flexibilität anbieten. PtH im lokalen Fernwärmenetz ist eine gesicherte, steuerbare Last, die zur Systemstabilität beitragen kann.
2. §14a EnWG als Kapazitäts-Vorbereitung
Die wichtigste strategische Vorbereitung für den Kapazitätsmarkt 2032 findet bereits heute statt: die Umsetzung des §14a EnWG.
§14a EnWG verpflichtet uns, steuerbare Verbrauchseinrichtungen (Wärmepumpen, Ladeeinrichtungen) netzdienlich zu steuern. Dies schafft nicht nur lokale Entlastung, sondern baut ein riesiges Potenzial an Nachfrageflexibilität auf (siehe Recherche [1]).
Diese dezentrale, aggregierte Flexibilität ist im Grunde eine Form der gesicherten Kapazität. Sie ist dargebotsunabhängig, weil sie nicht auf Erzeugung, sondern auf Lastmanagement basiert. Wenn wir diese Flexibilitätsressourcen jetzt sauber erfassen, steuern und monetarisieren, sind Stadtwerke optimal aufgestellt, um im zukünftigen Kapazitätsmarkt ab 2032 als Aggregatoren dezentraler Kapazität aufzutreten.
3. Netzplanung neu denken
Die Kraftwerksstrategie zwingt uns, die Robustheit der Netze zu prüfen. Wenn wir davon ausgehen, dass 2030 der Standard ist, dass PV-Anlagen, Speicher und Wärmepumpen massenhaft im Netz sind, dann müssen wir jetzt in Monitoring- und Steuerungstechnik investieren. Die neuen zentralen Anlagen erfordern einen stabilen Backbone, aber die dezentrale Wende erfordert intelligente Verteilnetze, die Flexibilität erkennen und aktivieren können.
Ausblick: Der Kapazitätsmarkt 2032 ist das eigentliche Ziel
Die aktuellen 12 GW Ausschreibungen sind ein teurer, aber notwendiger Notnagel, um die Zeit bis zur vollständigen Marktintegration zu überbrücken. Die Expertenkommission hat zu Recht auf den erheblichen Handlungsdruck bis 2030 hingewiesen (Recherche [3]).
Das eigentliche strategische Ziel ist der Kapazitätsmarkt ab 2032. Hier werden nicht nur die neuen H2-ready-Kraftwerke, sondern alle gesicherten Kapazitäten honoriert – idealerweise auch die aggregierte Flexibilität aus Speichern, E-Mobilität und §14a-Geräten.
Meine Empfehlung an die Stadtwerke-Strategen: Nutzen Sie die Zeit bis 2032, um Ihre dezentralen Flexibilitäts-Assets zu inventarisieren und zu optimieren. Die Kraftwerksstrategie sichert die nationale Versorgung. Aber die dezentrale Flexibilität der Stadtwerke sichert die Netzstabilität und die Wirtschaftlichkeit der Energiewende vor Ort. Nur wenn wir zentralen Zubau mit dezentraler Intelligenz koppeln, wird die Transformation gelingen.