Milliarden für Konzerne, teure Netze für Bürger: Das fragwürdige Debakel der Gaskraftwerks-Ausschreibung

Rund zwölf Milliarden Euro Subventionen, elf Zuschläge, zwei riesige Gewinner – und Millionen Verbraucher, die über ihre Stromrechnung und Netzentgelte zur Kasse gebeten werden. Die erste Runde der staatlichen Kraftwerksausschreibungen offenbart ein energiewirtschaftliches Lehrstück darüber, wie das Versprechen von Versorgungssicherheit in ein kostspieliges Subventionsprogramm für alte Braunkohle-Giganten kippen kann. Während Großkonzerne für Jahrzehnte abgesichert werden, wurden moderne Batteriespeicher und kommunale Stadtwerke durch gezielte Auktionsregeln systematisch abserviert – mit drastischen Folgen für Strompreise, Netzengpässe und die Energiewende.

1. Das fossile Duopol: Wie Steuer- und Umlagemilliarden an RWE und LEAG fließen

Auf dem Papier versprach das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) einen technologieneutralen, marktwirtschaftlichen Wettbewerb um die gesicherten Erzeugungskapazitäten der Zukunft. Die Realität nach der ersten Auktionsrunde zeichnet jedoch das Bild einer beispiellosen Marktkonzentration: Über 99 Prozent aller bezuschlagten Kapazitäten gingen an exakt zwei Großkonzerne: die ostdeutsche LEAG (rund 3.000 Megawatt) und den Essener Energiekonzern RWE (rund 2.100 Megawatt).

Von der von der Bundesregierung jahrelang beschworenen Dezentralisierung, von Wettbewerbsvielfalt oder einer Stärkung der kommunalen Stadtwerke ist nichts übriggeblieben. Bis auf einen winzigen Zuschlag für die Stadtwerke Karlsruhe (gerade einmal 45 Megawatt) ging die gesamte deutsche Stadtwerke-Landschaft leer aus.

Dieses Ergebnis war kein Zufall, sondern das direkte Produkt des Auktionsdesigns:

• Der unschlagbare „Brownfield“-Vorteil: LEAG und RWE konnten auf ihre bestehenden, oft jahrzehntealten Braunkohlestandorte zurückgreifen – darunter Boxberg und Jänschwalde in der Lausitz oder Weisweiler im Rheinland. An diesen Standorten ist die milliardenteure Infrastruktur bereits vollständig vorhanden und längst über den Kohlebetrieb abgeschrieben: Höchstspannungs-Netzanschlüsse, Kühltürme, Wasserrechte, Gleisanschlüsse und genehmigte Industrieflächen.

• Chancenlosigkeit für den Mittelstand: Stadtwerke und regionale Projektierer, die moderne, hocheffiziente Neuanlagen auf neu erschlossenen Flächen (sogenannte Greenfield-Projekte) errichten wollten, mussten jeden Meter Zuleitung, jeden Transformator und langwierige Genehmigungsverfahren in ihr Gebot einpreisen. Im reinen Preiskampf um die niedrigste Bau- und Vorhalteprämie waren sie gegen die subventionierten Altanlagen-Besitzer von vornherein chancenlos.

Statt regionaler Verankerung zementiert der Bund ein fossiles Erzeuger-Duopol.

LEAG und RWE sichern sich damit über die kommenden 15 Jahre jährlich rund 800 Millionen Euro an staatlich garantierten Bereitschaftsgeldern – völlig unabhängig davon, wie viel Strom diese Kraftwerke am Ende tatsächlich einspeisen.

2. Die Strompreis-Falle: Warum Bürger und Industrie künftig doppelt draufzahlen

In der politischen Kommunikation wird das Ausschreibungsergebnis als Erfolg gefeiert: Der mengengewichtete Zuschlagspreis von rund 155.000 Euro pro Megawatt und Jahr blieb deutlich unter der gesetzlichen Höchstpreisgrenze von 244.000 Euro. Doch für Verbraucher und den Industriestandort ist das eine gefährliche Augenwischerei. Denn der gewählte Auktionsmechanismus treibt die Stromkosten an zwei empfindlichen Stellen massiv in die Höhe:

A. Die neue Kapazitätsumlage auf den Netzentgelten

Die garantierten Förderzusagen von rund 12 Milliarden Euro sind keine Geschenke aus einem abstrakten Staatsbudget. Sie werden eins zu eins über eine neue Kapazitätsumlage auf die Netzentgelte aller Stromverbraucher umgelegt. Jeder private Haushalt, jede Bäckerei und jeder Industriebetrieb zahlt diese Konzern-Subventionen über die monatliche Stromrechnung mit. Bei ohnehin auf Rekordniveau verharrenden Netzentgelten bedeutet das eine weitere, langfristig zementierte Kostenbelastung.

B. Der Altanlagen-Effekt an der Strombörse (Die Merit-Order-Kostenfalle)

Noch gravierender sind die verdeckten Kosten im späteren laufenden Betrieb. Ein Großteil der LEAG-Zuschläge fließt nicht in modernste, hocheffiziente Neubauten, sondern in die

Umrüstung alter Braunkohlekessel zu Erdgasanlagen.

• Miserable Wirkungsgrade: Ein modernes Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk (GuD) verwandelt über 60 Prozent der eingesetzten Brennstoffenergie in Strom. Umgebaute Altanlagen erreichen dagegen häufig nur elektrische Wirkungsgrade von 35 bis maximal 42 Prozent.

  
  

• Enormer Brennstoffdurst: Müssen diese umgerüsteten Altanlagen in Zeiten geringer Wind- und Sonnenstromerzeugung anspringen, verbrauchen sie für dieselbe Menge Strom bis zu 50 Prozent mehr teures Erdgas (und später noch ungleich teureren grünen Wasserstoff) als ein Neubau.

  
  

• Preissprünge an der Strombörse: Nach den Gesetzen des europäischen Strommarktes (Merit-Order) bestimmt stets das letzte und damit teuerste Kraftwerk, das zur Deckung des Bedarfs benötigt wird, den Börsenstrompreis für alle Erzeuger. Laufen in einer Dunkelflaute ineffiziente, brennstoffhungrige Altanlagen, treiben deren exorbitante Grenzkosten den Börsenpreis schlagartig in die Höhe. Die Verbraucher zahlen die Zeche also doppelt: erst für das Bereithalten der Altanlagen über die Umlage, und danach über explodierende Strompreise an der Strombörse.

3. Speicher-Ausschluss als Schutzschild für fossile Brennstoffgewinne

Der gravierendste energiepolitische Konstruktionsfehler der Ausschreibung liegt im systematischen Ausschluss moderner Großbatteriespeicher. Obwohl Batterien formal am Wettbewerb teilnehmen durften, erhielt kein einziger Speicher einen Zuschlag. Dahinter steckt kein Marktversagen, sondern eine regulatorische Weichenstellung zugunsten der fossilen Kraftwerksbetreiber.

Das absurde 10-Stunden-Diktat

Das Gesetz legte fest, dass bezuschlagte Anlagen in der Lage sein müssen, ihre volle Leistung über mindestens zehn Stunden ununterbrochen unter Volllast einzuspeisen.

• Großbatteriespeicher sind energiewirtschaftlich und kostenoptimal darauf ausgelegt, Leistungsspitzen über Zeiträume von zwei bis vier Stunden abzufedern – genau jene typischen Zeitfenster, in denen die Morgen- oder Abendspitze die Netze belastet.

  
  

• Um ein 10-Stunden-Kriterium zu erfüllen, hätten Speicher-Projektierer ihre Batteriekapazitäten künstlich um das Zwei- bis Vierfache überdimensionieren müssen. Ein solches Anforderungsprofil trieb die spezifischen Gebotspreise pro Megawatt Vorhalteleistung ins Astronomische und schaltete Batterien als Bieter de facto aus.

Warum der Ausschluss fossile Kraftwerke doppelt begünstigt

Dieser Speicherausschluss ist aus Betreibersicht fossiler Gaskraftwerke ein gigantischer Vorteil – denn er schützt deren gesamtes Geschäftsmodell vor dem Wettbewerb:

1. Verdrängung von Gas durch grünen Strom verhindert: Großbatterien können an sonnen- und windreichen Tagen überschüssigen, praktisch kostenlosen Grünstrom aufnehmen, der andernfalls abgeregelt werden müsste. Wird dieser grüne Strom zu Verbrauchsspitzen wieder ins Netz abgegeben, sinkt die sogenannte Residuallast – also der Bedarf an konventioneller Stromerzeugung.

   
   

2. Künstliche Verlängerung fossiler Volllaststunden: Je mehr Speicher im Netz stehen, desto seltener müssen Gaskraftwerke überhaupt hochgefahren werden. Für Betreiber wie LEAG und RWE bedeutet das: Hätte man Speicher zugelassen, würden ihre Gasanlagen deutlich weniger Betriebsstunden leisten und weniger Strom zu Spitzenpreisen verkaufen können.

   
   

3. Fossiler Lock-in: Durch das 10-Stunden-Dogma hat die Bundesregierung einen direkten Konkurrenten aus dem Markt gehalten. Die Gaskonzerne kassieren nicht nur die garantierte Vorhalteprämie ab, sondern behalten zusätzlich die Garantie, dass bei jeder Flaute verlässlich teures Gas verbrannt werden muss, weil keine ausreichenden Speicherkapazitäten für erneuerbaren Strom zur Verfügung stehen.

Dabei verfügen moderne Batteriespeicher über überlegene Systemeigenschaften: Sie reagieren innerhalb von Millisekunden auf Frequenzschwankungen im Netz (während Gasturbinen viele Minuten Vorlaufzeit benötigen), sie verursachen im Betrieb keinerlei CO₂-Emissionen und sie machen das Energiesystem unabhängig von fossilen Brennstoffimporten. Indem man diese Flexibilität ignorierte und allein auf sture Stundenanzahl pochte, wurden Milliarden in veraltete Verbrennungstechnik zementiert.

4. Das Nord-Süd-Märchen: Warum der 3-Milliarden-Euro-Netzstau ungelöst bleibt

Als zentrale Rechtfertigung für die Kraftwerksstrategie diente stets das akute Versorgungsdefizit in Süddeutschland. Nach dem Ausstieg aus der Kernkraft und dem schrittweisen Kohleausstieg fehlen vor allem in Bayern und Baden-Württemberg zuverlässige Grundlast- und Spitzenlastkapazitäten. Da die großen Übertragungstrassen von Nord nach Süd (wie SuedLink und SuedOstLink) viele Jahre hinter dem ursprünglichen Zeitplan hinterherhinken, gerät das Netz bei Starkwind im Norden und Flaute im Süden regelmäßig an seine physikalischen Belastungsgrenzen.

Die Bundesnetzagentur stellte das Auktionsergebnis als geografisch ausgewogen dar: 53 Prozent der Leistung im Norden, 47 Prozent im Süden. Ein genauer Blick auf die Landkarte entlarvt dies jedoch als bürokratischen Rechentrick:

• Nordrhein-Westfalen wurde per gesetzlicher Definition kurzerhand dem „netztechnischen Süden“ zugeschlagen.

  
  

• Dadurch gelten die über 2.100 Megawatt, die RWE im Rheinland errichtet oder umbaut, auf dem Papier als Hilfestellung für den Süden.

#In der physikalischen Wirklichkeit – in den süddeutschen Industriezentren, wo der Strom tatsächlich verbraucht wird – kam fast nichts an:

• Bayern erhielt magere 269 Megawatt (Leipheim).

• Baden-Württemberg erhielt gerade einmal 45 Megawatt (Karlsruhe).

• Von den rund 5.160 bezuschlagten Megawatt entfallen somit gerade einmal rund 6 Prozent auf den echten, geografischen Süden. Über 94 Prozent konzentrieren sich auf NRW, Brandenburg und Sachsen.

Die Folge: Der milliardenteure Redispatch geht ungebremst weiter

Weil die neuen Kapazitäten wieder überwiegend im Norden, Westen und Osten stehen, löst die Ausschreibung das fundamentale Netzproblem mitnichten:

• Bei windstarken Tagen im Norden kann der Strom weiterhin nicht nach Süden transportiert werden, weil die Leitungen verstopft sind.

  
  

• Die Übertragungsnetzbetreiber müssen weiterhin zu Notfallmaßnahmen greifen (Redispatch): Windparks an der Nordsee werden gegen Entschädigung abgeschaltet (Geisterstrom), während im Süden teure Reservekraftwerke kurzfristig hochgefahren oder Strom aus dem Ausland importiert werden muss.

  
  

• Allein im Jahr 2023 verschlangen diese Eingriffe über drei Milliarden Euro. Diese Kosten verschwinden nicht – sie landen ebenfalls direkt auf den Netzentgelten der Verbraucher. Indem man Gaskraftwerke dort fördert, wo die Netze ohnehin schon stark sind, hat die Politik die Chance vertan, das Milliardenloch des Redispatchs durch lokale Kapazitäten im Süden endlich zu schließen.

5. Gewinner und Verlierer der Ausschreibung

Die Bilanz der ersten Vergaberunde zeigt eine drastische Schieflage:

Akteur	Status	Konsequenz / Bewertung
LEAG & RWE	Die großen Gewinner	Streichen rund 99 % der Fördermittel ein, vergolden bestehende Kohleinfrastruktur und sichern sich für 15 Jahre garantierte Einnahmen ohne echten Marktdruck.
Fossile Brennstofflobby	Gewinner	Vermeidung von Konkurrenz durch Großspeicher; fossile Spitzenlastkraftwerke behalten ihr Monopol bei der Residuallastdeckung.
Stadtwerke & Mittelstand	Verlierer	Bis auf die Stadtwerke Karlsruhe komplett leer ausgegangen. Greenfield-Projekte wurden durch Vorzug von Altanlagen systematisch benachteiligt.
Batteriespeicher-Entwickler	Verlierer	Trotz überlegener Flexibilität und sinkender Kosten durch das starre 10-Stunden-Kriterium vom Wettbewerb abgeschnitten.
Süddeutsche Bundesländer	Verlierer	Bayern und Baden-Württemberg erhalten kaum neue Erzeugungsleistung vor Ort und bleiben extrem krisenanfällig für Netzengpässe.
Stromverbraucher (Bürger & Industrie)	Die Hauptgeschädigten	Zahlen die Zeche dreifach: über die neue Kapazitätsumlage, über hohe Redispatch-Kosten auf den Netzentgelten und über preistreibende ineffiziente Altanlagen an der Strombörse.

6. Systemversagen mit Ansage: Was eine ehrliche Reform leisten muss

Das Ergebnis der ersten StromVKG-Ausschreibung belegt, dass ein unzureichend durchdachtes Ausschreibungsdesign fatale Fehlanreize setzt. Um zu verhindern, dass auch die künftigen Ausschreibungsrunden zu einem reinen Subventionsprogramm für etablierte Konzerne verkommen, muss die Bundesregierung das Regelwerk grundlegend korrigieren:

1. Echte regionale Mindestquoten einführen: Die künstliche Zurechnung von Nordrhein-Westfalen zum Süden muss beendet werden. Zukünftige Ausschreibungen müssen verbindliche, substanzielle Mindestvolumina exklusiv für Baden-Württemberg, Bayern und das südliche Hessen reservieren, um Erzeugungskapazitäten exakt dort aufzubauen, wo Netzengpässe entstehen.

   
   

2. Technologieneutrale Flexibilitätsprodukte statt Speicher-Ausschluss: Das starre 10-Stunden-Volllastdiktat muss durch gestaffelte Ausschreibungstranchen ersetzt werden:

   
   

   • Eine Kurzzeit- und Mittelfrist-Tranche (2 bis 4 Stunden) für hochdynamische Batteriespeicher zur Glättung täglicher Lastspitzen.

   • Eine Langzeit-Tranche (>8 Stunden) für echte Dunkelflauten-Reserven.

     Nur so können Speicher mit fossilen Kraftwerken auf Augenhöhe konkurrieren und überschüssigen Grünstrom nutzbar machen, anstatt ihn abzuregeln.

     
     

3. Bewertung der Gesamteffizienz (Wirkungsgrad-Kriterium): Zuschläge dürfen nicht allein nach der billigsten Bereitstellungsprämie (CAPEX) vergeben werden. Der spätere Brennstoffverbrauch und die CO₂- bzw. Wasserstoffeffizienz müssen verbindlich in die Bewertungsmatrix einfließen. Ineffiziente Altanlagen-Konversionen dürfen nicht gegenüber hocheffizienten Neubauten privilegiert werden.

   
   

4. Wettbewerb sichern durch Bieterbegrenzung (Konzern-Deckel): Um die Verfestigung von Duopolen zu verhindern und Stadtwerken eine faire Chance zu geben, sollte kein einzelner Erzeugerkonzern mehr als 25 bis 30 Prozent des Ausschreibungsvolumens auf sich vereinen dürfen.

Fazit

Die erste Runde der staatlichen Kraftwerksausschreibung ist kein Meilenstein für die Energiewende, sondern ein industriepolitischer Rückschritt.

Unter dem Vorwand der Versorgungssicherheit wurden Milliardenbeträge an zwei Kohle-Giganten verteilt, um veraltete Standorte weiterzubetreiben, während zukunftsfähige Großspeicher ausgebremst und die bayerischen und baden-württembergischen Netzprobleme ignoriert wurden.

Solange die Bundesregierung das Auktionsdesign nicht grundlegend reformiert, bleibt die Kraftwerksstrategie vor allem eines: Ein Milliardengrab zulasten der Stromkunden, das die Preise treibt, fossile Strukturen schützt und die Energiewende ausbremst.