Deutschlands neues Kapazitätsmarktgesetz ist eine 36-Milliarden-Wette auf Gas

Deutschlands neues Kapazitätsmarktgesetz ist eine 36-Milliarden-Wette auf Gas – und stellt die günstigere Alternative ins Abseits

Der Bundestag hat das lang erwartete Stromversorgungssicherheits- und Kapazitätsgesetz (StromVKG) verabschiedet. Es autorisiert bis zu 10 GW neue Gaskraftwerksleistung, abgesichert über Kapazitätsprämien von bis zu 240.000 Euro pro MW und Jahr über 15 Jahre. Für industrielle Stromeinkäufer ist das nicht nur eine energiepolitische Meldung. Es ist eine strukturelle Veränderung des Residuallastmarktes, die über die neue StromVKG-Umlage auf jeder Stromrechnung sichtbar werden wird – und eine Technologieentscheidung, die günstigere, schnellere und dezentralere Alternativen ins Abseits stellt.

‍

Was das Gesetz tatsächlich tut

Der Mechanismus ist ein klassischer Kapazitätsmarkt. Betreiber bieten um das Recht, neue steuerbare Erzeugung zu bauen, und die Gewinner erhalten eine fixe jährliche Zahlung pro Megawatt installierter Leistung über 15 Jahre – unabhängig davon, wie viele Stunden die Anlage tatsächlich läuft. Die Logik ist klar: Mit dem Kohleausstieg und dem Erneuerbaren-Ausbau braucht Deutschland gesicherte, regelbare Leistung für die Residuallast – jene rund 1.000 bis 1.500 Stunden im Jahr, in denen Wind und Sonne zusammen die Nachfrage nicht decken. In diesen Stunden schießen die Großhandelspreise über 15 Cent pro Kilowattstunde hinaus, und zunehmend deutlich darüber. Praktiker sprechen inzwischen nicht mehr nur von der Dunkelflaute im Winter, sondern auch von der Hitzeflaute im Sommer, wenn abendliche Nachfrage auf schwachen Wind und wegfallende Solareinspeisung trifft.

Der Höchstgebotswert der ersten beiden Ausschreibungen liegt bei 240.000 Euro pro MW und Jahr, mit einem Reduktionsfaktor, der die meisten Gaskraftwerke bei rund 210.000 Euro landen lässt. Über 15 Jahre ergibt das nominal mehr als 3.000 Euro pro kW an Förderung – bevor die Anlage eine einzige Kilowattstunde am Markt verkauft. Im Kabinettsentwurf im Mai lag der Höchstwert noch deutlich niedriger; bis zur endgültigen Verabschiedung stieg er um rund 45 Prozent. Das ist ein politisches Signal: Die Ausschreibung muss voll werden, koste es was es wolle.

Die Kosten werden sozialisiert. Eine neue StromVKG-Umlage auf den Stromverbrauch finanziert die Kapazitätszahlungen. Schätzungen gehen von bis zu 36 Milliarden Euro über die Vertragslaufzeit aus, rund 2,5 Milliarden pro Jahr – etwa 30 Euro pro Jahr für jeden deutschen Stromverbraucher, einschließlich jedes Industriestandorts, der die Umlage pro Kilowattstunde aus dem Netz zu tragen hat.

‍

Warum ein Oligopol das absehbare Ergebnis ist

Das Auktionsdesign belohnt Akteure, die bereits über Netzanschlüsse, Bestandsstandorte und die Bilanzstärke für die geforderten finanziellen Sicherheiten verfügen. Es benachteiligt Betreiber, die Strike-Price-Verpflichtungen und Pönalen nicht schultern können, unabhängig davon, ob eine Unterdeckung selbst verschuldet ist. Die über 190 Seiten Gesetzestext sind in der Praxis ein Filter: Nur Bieter mit eigenen Rechts-, Finanz- und Engineering-Teams können ernsthaft teilnehmen.

Zwei Regelungen wiegen besonders schwer. Erstens: StromVKG-Gebote tragen nicht den Netzanschlussanspruch, den das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) den Erneuerbaren gewährt. Ein Neubau hängt damit von einer bilateralen Vereinbarung mit dem Netzbetreiber ab – ein Risiko, das mittelständische Stadtwerke und unabhängige Betreiber in den vom Gesetz vorgegebenen Zeitfenstern ihrer Bank nicht plausibel darstellen können. Zweitens: Ein bestehender Standort, an dem bereits eine Stromerzeugungsanlage steht, kann nicht ohne Weiteres umgenutzt werden; Bieter müssen neue Flächen erschließen. Auch das kippt das Spielfeld zugunsten von Bestandsakteuren mit Grundstücksportfolios und Kohle-Legacy.

Eine belastbare Prognose lautet: Zwei Drittel bis drei Viertel der zugeschlagenen Menge in den ersten beiden Ausschreibungen werden bei fünf oder sechs großen Akteuren landen. Das Bundeskartellamt hatte vorgeschlagen, die Zuschlagsmenge pro Bieter auf 10 Prozent zu begrenzen; dieser Vorschlag wurde im finalen Gesetzestext ignoriert. Das Konzentrationsrisiko ist nicht hypothetisch, und es wird die Residuallast-Preisbildung für die nächsten 15 Jahre prägen.

‍

Die Alternative, die nicht ins Gesetz kam

In Deutschland stehen rund 9.000 Biogasanlagen. Die meisten wurden unter dem ursprünglichen EEG in den 2000er- und 2010er-Jahren errichtet und nähern sich dem Ende ihrer 20-jährigen Vergütungszeiträume. Mit ergänzenden Investitionen – größerer Gasspeicher, zusätzliche Blockheizkraftwerke, größerer Trafo – lassen sich diese Anlagen zu vollflexibler gesicherter Leistung umbauen, die genau in den Residuallaststunden Strom liefert, die das System braucht.

Die Größenordnung ist relevant. Branchenschätzungen zufolge könnte die Flexibilisierung des Bestandsparks bis 2030 rund 12 GW und bis 2045 bis zu 24 GW gesicherter, regelbarer Leistung bereitstellen – ein erheblicher Anteil der Residuallastlücke, die das StromVKG schließen soll. Die Kapitaleffizienz ist noch deutlicher. Ein Biogasstandort kann einen Gasspeicher mit beispielsweise 88 MWh nutzbarem Energieinhalt für rund eine halbe Million Euro errichten. Eine Netzbatterie derselben Energiekapazität liegt selbst zu heutigen Preisen im zweistelligen Millionenbereich – bei einer Entladedauer von rund vier Stunden statt 100.

Und das Entscheidende: Es braucht dafür nicht mehr Biomasse. Der Unterschied zwischen Arbeit und Leistung ist zentral. Die verfügbare Energiemenge eines Standorts ändert sich nicht, ob die Anlage 500 Stunden oder 8.760 Stunden im Jahr produziert. Was sich ändert, sind Spitzenleistung und Einspeisezeitpunkt. Biogas als flexibler Residuallastlieferant ist eine Kapazitätsfrage, keine Biomassefrage – und es ist eine der wenigen Speichertechnologien, bei der Rohstoff, Genehmigungen, Netzanschlüsse und Betriebserfahrung bereits vorhanden sind.

Eine Metastudie des Lehrstuhls für Energieverfahrenstechnik der FAU Erlangen-Nürnberg legt den direkten Kostenvergleich auf den Tisch. Während das StromVKG die Verbraucher rund 30 Euro pro Kopf und Jahr für neue Gaskapazität kostet, könnte flexibilisiertes Biogas einen vergleichbaren Residuallastbeitrag für etwa die Hälfte liefern – und die Wertschöpfung in den Regionen halten, statt sie über Brennstoffimporte und Aktionärsausschüttungen abzuführen. Warum Systemdenken bei der Verknüpfung von Erneuerbaren, Speichern und flexibler Erzeugung essenziell ist, haben wir bereits ausführlich diskutiert (https://www.onu.energy/blog-card/warum-solar-allein-nicht-reicht---und-warum-systemdenken-den-unterschied-macht).

Das Wasserstoff-Feigenblatt

Das StromVKG verlangt, dass neue Anlagen H2-ready sind – auf dem Typenschild muss die Wasserstofffähigkeit ausgewiesen sein –, setzt aber kein verbindliches Umstellungsdatum. Der frühere Habeck-Entwurf sah eine feste Frist vor; die aktuelle Fassung nicht. Praktisch überlässt das die Entscheidung über eine Umstellung den Betreibern, die sie auf Basis von Wasserstoffverfügbarkeit und Preisen in zwei Jahrzehnten treffen werden. Angesichts des heutigen Stands von Wasserstoffinfrastruktur, Abnahmeverträgen und industrieller Nachfrage ist die Annahme, dass diese Kraftwerke ab 2040 auf grünem Wasserstoff laufen, eher Marketing als Plan. Wer heute eine langfristige Dekarbonisierungsstrategie aufsetzt, die auf industriellem Wasserstoff basiert, sollte diese Abhängigkeit als Risiko modellieren, nicht als Basisszenario. Zur regulatorischen Realität der Energiewende haben wir uns an anderer Stelle ausführlicher geäußert (https://www.onu.energy/blog-card/sind-wir-in-deutschland-auf-dem-weg-in-ein-ausbau-moratorium-fur-erneuerbare-die-harte-regulatorische-realitat-der-energiewende).

Was das für industrielle Stromeinkäufer bedeutet

Für Beschaffung, Energiemanagement und Werksleitung ergeben sich drei konkrete Konsequenzen.

Erstens: Die StromVKG-Umlage ist ab jetzt für 15 Jahre ein fester Bestandteil deutscher Stromkosten. Sie sollte explizit in jeder langfristigen Strompreisprognose, PPA-Kalkulation und Standortentscheidung modelliert werden. Rund 0,5 Cent pro Kilowattstunde klingen isoliert unspektakulär, summieren sich bei industriellen Verbrauchsmengen aber zu einer relevanten Position – und sie finanzieren keine Dekarbonisierung, sondern ausschließlich gesicherte Gaskapazität.

Zweitens: Die Residuallaststunden sind der Ort, an dem die Preise weiter ausschlagen werden. Spreads zwischen mittäglichen Nullpreisphasen und abendlichen Peaks überschreiten an mehreren Tagen im Jahr bereits 50 Cent pro Kilowattstunde, und das Muster verschärft sich. Jede Beschaffungsstrategie, die Residuallaststunden als Durchschnittswert behandelt statt als eigenständiges Preisregime, unterschätzt die Kosten. Lastverschiebung, standortseitige Flexibilität und strukturierte PPAs, die gezielt Peak-Stunden adressieren, werden von optional zu obligatorisch. Welche Rolle Speicher in diesem Kontext spielen können und wo ihre Grenzen liegen, haben wir am Beispiel von Batteriespeichern in der Industrie beleuchtet (https://www.onu.energy/blog-card/bess-im-industrieeinsatz-was-batteriespeicher-leisten-und-was-sie-nicht-leisten-konnen).

Drittens: Die Herkunft der Residuallastdeckung ist jetzt eine politisch-strukturelle Frage, nicht nur eine Marktfrage. Wenn der Großteil der neuen gesicherten Leistung bei wenigen großen Akteuren landet, wird sich das in der Preisbildung im Residuallastsegment abbilden. Industrielle Einkäufer sollten jetzt aktiv den Kontakt zu regionalen Versorgern, Biogasbetreibern und anderen dezentralen Anbietern suchen – solange alternative Kapazität noch verfügbar ist und die Marktstruktur der 2030er Jahre noch geformt wird. Wer auf die Auktionsergebnisse wartet, bevor er Alternativen prüft, wartet, bis diese Alternativen kommerziell nicht mehr existieren.

Das StromVKG ist eine 36-Milliarden-Euro-Entscheidung darüber, wer Deutschlands gesicherte Leistung baut und wer dafür zahlt. Die Technologieentscheidung – Gas statt flexibilisierter Biogasanlagen, zentral statt dezentral, Oligopol statt Ökosystem – ist keine technische Notwendigkeit. Sie ist ein politisches Ergebnis, das industrielle Strompreise, Marktkonzentration und regionale Wertschöpfung für die nächsten anderthalb Jahrzehnte prägen wird. Wer für eine große deutsche Stromrechnung Verantwortung trägt, sollte das Kleingedruckte jetzt lesen, nicht erst wenn die Umlage auf der Rechnung steht. Wenn Sie besprechen möchten, was diese Veränderungen konkret für Ihre Beschaffungsstrategie bedeuten, sprechen Sie uns bei onu.energy gerne an.

‍