Wie bewertet ein Stadtwerk mit ca. 40.000 Zählpunkten das ökonomische Risiko eines 'Stranded Assets' bei Investitionen in H2-ready Gaskraftwerke im Vergleich zu LDES-Technologien, wenn die BNetzA-Ausschreibungen für die 2 GW technologieneutrale Kapazität weiterhin primär auf die Leistung (MW) statt auf die Arbeit (MWh über 48h+) abstellen?

Das Risiko ist hoch, da LDES-Projekte (wie Eisen-Luft-Batterien) trotz niedrigerer OPEX über die Lebensdauer aufgrund höherer CAPEX in rein leistungsbasierten Auktionen gegen Gaskraftwerke verlieren könnten. Ein Stadtwerk gerät so in eine Kostenfalle durch die Abhängigkeit von unsicheren Wasserstoffpreisen, sofern die BNetzA keine laufzeitgewichtete Bewertung einführt, die den systemischen Wert der mehrtägigen Bereitstellung honoriert.

Inwiefern beeinflusst der Wegfall der dedizierten 500-MW-LDES-Auktion im KWSG die Transformationsstrategie eines Stadtwerks mit 20.000 Fernwärmekunden, das zur Absicherung der 'Dunkelflaute' thermische Langzeitspeicher anstelle von wasserstofffähigen Spitzenlastkesseln in die kommunale Wärmeplanung integrieren möchte?

Ohne die dedizierte Auktion fehlt die notwendige Investitionssicherheit für thermische Speicher, die für die Wärmeplanung ideal wären. Das Stadtwerk muss nun verstärkt auf die Ausgestaltung der 'technologieneutralen' 2 GW achten und Kriterien wie die Verfügbarkeit bei extremen Minustemperaturen sowie die Schwarzstartfähigkeit in den Konsultationsverfahren der BNetzA einfordern, um den Einsatz emissionsfreier thermischer Speicher gegenüber fossilen Brücken zu rechtfertigen.

Welche konkreten regulatorischen Hürden müssen für ein mittelgroßes Stadtwerk mit 120 Mitarbeitern bei der Netzentgelt-Systematik fallen, damit LDES-Anlagen, die gemäß Artikel nur etwa 20 Mal pro Jahr zur Entlastung bei Netzengpässen nach § 13a EnWG beitragen, nicht durch starre Baukostenzuschüsse unwirtschaftlich werden?

Die aktuelle Privilegierung nach § 118 Abs. 6 EnWG ist primär auf Kurzzeitspeicher optimiert. Für LDES ist ein neues Netzentgeltmodell erforderlich, das den spezifischen Einsatzcharakter (seltene, aber mehrtägige Einspeisung) berücksichtigt. Das Stadtwerk sollte die Weiterentwicklung der Netzentgelte dahingehend beobachten, dass unflexible Baukostenzuschüsse und starre Entgeltstrukturen durch resilienzfokussierte Anreize ersetzt werden, die den Wert der langfristigen Netzentlastung widerspiegeln.

Mehrtägige Energiespeicher: Warum das Kraftwerkssicherheitsgesetz ohne Langzeitspeicher die Dekarbonisierung gefährdet

Von Regina Recht

Deutschland steht regulatorisch an einem Scheideweg. Während die erneuerbaren Energien im Jahr 2024 bereits 55,9 Prozent der Nettostromerzeugung im öffentlichen Netz abdeckten, offenbart sich bei genauerer Betrachtung der Versorgungssicherheit gemäß § 1 EnWG eine klaffende Lücke. Die Kernfrage der nächsten Jahre lautet nicht mehr, wie wir Strom erzeugen, sondern wie wir ihn über kritische Zeiträume von 24 bis 100 Stunden retten, wenn Wind und Sonne pausieren.

Das geplante Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) sollte hierauf die Antwort geben. Doch die aktuelle Einigung zwischen der Bundesregierung und der EU-Kommission lässt befürchten, dass wir uns regulatorisch in eine neue Abhängigkeit von fossilen (wenn auch wasserstofffähigen) Gaskraftwerken manövrieren, während echte technologische Alternativen – die Langzeitspeicher (Long Duration Energy Storage, LDES) – im Paragrafendschungel verloren gehen.

Warum Sie als Stadtwerk dieses Thema jetzt priorisieren müssen

Bevor wir in die Details der Ausschreibungsdesigns einsteigen, lassen Sie uns klären, warum dies für die Geschäftsführung und die Strategieabteilung eines Stadtwerks von existenzieller Bedeutung ist:

Investitionssicherheit und Stranded Assets: Wenn Sie heute in wasserstofffähige Gaskraftwerke (H2-ready) investieren, hängen Sie von der Verfügbarkeit und den Kosten des Wasserstoffhochlaufs ab. LDES-Technologien könnten in vielen Anwendungsfällen wirtschaftlicher sein, werden aber regulatorisch noch nicht gleichgestellt.
Netzdienlichkeit und Redispatch: Gemäß § 13 und § 13a EnWG sind Netzbetreiber verpflichtet, das System stabil zu halten. Kurzzeitspeicher (Lithium-Ionen) helfen bei der Frequenzhaltung, aber nicht bei mehrtägigen Netzengpässen. Ohne LDES steigen Ihre Redispatch-Kosten und die Komplexität im Verteilnetz.
Dekarbonisierungszwang: Die kommunale Wärmeplanung und die Treibhausgasneutralität bis 2045 lassen wenig Spielraum für fossile Brücken, die länger stehen als geplant. Langzeitspeicher sind der Schlüssel, um die „Dunkelflaute“ ohne CO2-Ausstoß zu überbrücken.

Der regulatorische Status Quo: Wo ist der LDES-Baustein?

Ursprüngliche Entwürfe des KWSG sahen eine dedizierte 500-MW-Auktion speziell für Langzeitspeicher vor. In der aktuellen Fassung ist dieser explizite Baustein verschwunden. Stattdessen haben wir nun eine Ausschreibung über 10 GW neue Kapazität (fokussiert auf wasserstofffähige Gaskraftwerke) sowie weitere 2 GW, die als „technologieneutral“ deklariert sind.

Aus regulatorischer Sicht ist diese „Technologieneutralität“ problematisch, wenn die Bewertungskriterien der Bundesnetzagentur (BNetzA) weiterhin primär auf die reine Vorhaltung von Megawatt (Leistung) und nicht auf die bereitgestellte Arbeit über Zeit (Megawattstunden über 48+ Stunden) abstellen. Wenn die Ausschreibungsbedingungen nicht präzise angepasst werden, werden LDES-Projekte gegen konventionelle Gaskraftwerke aufgrund der höheren Anfangsinvestitionen (CAPEX) verlieren, obwohl sie über die Lebensdauer (OPEX) und systemisch betrachtet günstiger wären.

Die Grenzen der Kurzzeitspeicher (§ 118 Abs. 6 EnWG)

Wir sehen derzeit einen Boom bei Lithium-Ionen-Speichern, begünstigt durch die Netzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG. Diese Speicher sind exzellent für den Intraday-Ausgleich (1 bis 4 Stunden). Aber regulatorisch müssen wir verstehen: Die Skalierung von Lithium-Ionen für eine 48-Stunden-Entladung ist ökonomisch widersinnig. Es ist, als würde man für eine einwöchige Wanderung 50 kleine Smartphone-Powerbanks mitnehmen, anstatt einen tragbaren Generator oder einen großen Akkublock.

Die Systemstudien der Agora Energiewende und die Monitoringberichte der BNetzA gemäß § 63 i.V.m. § 51 EnWG zeigen deutlich: Um die Systemgesamtkosten zu senken, benötigen wir Speicher, die spezifisch für lange Entladedauern optimiert sind (z.B. thermische Speicher, Eisen-Luft-Batterien oder Flüssigluftspeicher). Diese reduzieren die Abregelung von EE-Anlagen und substituieren teure konventionelle Backup-Leistung.

Drei regulatorische Hebel für ein zukunftsfestes KWSG

Damit Stadtwerke und Projektentwickler verlässliche Rahmenbedingungen vorfinden, muss die Politik bei der Ausgestaltung der Verordnungen zum KWSG drei Punkte beachten:

1. Beschaffung von Entladedauer statt reiner Leistung

Die Resilienz des Netzes misst sich in Stresssituationen an der Ausdauer. Ein regulatorischer Mechanismus sollte eine laufzeitgewichtete Bewertung einführen. Wer nachweisen kann, dass er 72 Stunden kontinuierlich Leistung erbringen kann, muss in der Auktion einen systemischen Bonus gegenüber einer Anlage erhalten, die nach 4 Stunden erschöpft ist. Dies spiegelt den tatsächlichen Wert für die Versorgungssicherheit wider.

2. Transparente Leistungsstandards und Prämien

Statt nur den niedrigsten Preis pro MW zu suchen, sollte die BNetzA Kriterien definieren, die Resilienz belohnen:

Schwarzstartfähigkeit: Kann der Speicher bei einem totalen Netzausfall helfen, das System wieder hochzufahren?
Verfügbarkeit in kritischen Wetterfenstern: Nachweis der Einsatzfähigkeit bei extremen Minustemperaturen (relevant für thermische Speicher).
Sanktionen: Klare Pönalen bei Nichterfüllung der zugesagten Dauer, um „Greenwashing“ bei der gesicherten Leistung zu verhindern.

3. Anpassung der Netzentgelt-Systematik

Die aktuelle Privilegierung von Speichern ist oft an starre Bedingungen geknüpft. Für Langzeitspeicher, die vielleicht nur 20 Mal im Jahr für jeweils drei Tage einspeisen, braucht es ein Netzentgeltmodell, das diesen spezifischen Einsatzcharakter berücksichtigt und nicht durch Baukostenzuschüsse oder unflexible Netzentgelte bestraft.

Fazit: Das Fenster für die Energiewende 2.0

Das Kraftwerkssicherheitsgesetz darf kein reines „Gaskraftwerksförderungsgesetz“ werden. Wenn wir die mehrtägige Flexibilität nicht regulatorisch verankern, drohen uns dauerhaft hohe Strompreise durch fossile Spitzenlastkraftwerke und eine gefährliche Importabhängigkeit in Mangellagen.

Für Sie als Stadtwerk bedeutet das: Beobachten Sie die Konsultationsverfahren der BNetzA zum KWSG und zur Weiterentwicklung der Netzentgelte sehr genau. Die nächste Phase der Energiewende wird im Bereich der Langzeitspeicher entschieden. Nur wer sauberen Strom über Tage speichern kann, wird langfristig die Hoheit über seine Erzeugungskosten und die lokale Versorgungssicherheit behalten.

Die Regulierung muss jetzt den Rahmen schaffen, damit aus „technologieneutral“ nicht „technologieverhindernd“ wird. Mehrtägige Zuverlässigkeit muss ein handelbares Gut werden – erst dann ist das System wirklich sicher.