Zweite Ausschreibungsrunde für Reservekraftwerke lässt Umrüstung stillgelegter Kohlekraftwerke weiter zu
Das Bundeswirtschaftsministerium will mit einer Verordnung sicherstellen, dass mit der zweiten Ausschreibungsrunde nach dem Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) auch tatsächlich zusätzliche Leistung ans Netz geht: Vorhaben zur Umrüstung von Kohlekraftwerken („Fuel Swith“) sollen von der Teilnahme an der Auktion ausgeschlossen sein, wenn diese Anlagen über 2030 hinaus betrieben werden dürfen. In einem FAQ der Bundesnetzagentur zur zweiten Ausschreibungsrunde ist diese Vorgabe bereits aufgeführt. Was bedeutet, dass bereits oder bis Ende 2029 verpflichtend stillgelegte Kohlekraftwerke an der zweiten Ausschreibungsrunde teilnehmen dürfen.
Bei ersten Ausschreibungsrunde für gesicherte, steuerbare Leistung nach dem Strom VKG erhielten Anfang November elf Gebote den Zuschlag. Davon kamen sieben von der Leag und drei von RWE. Sechs der sieben Leag-Zuschläge entfallen auf Fuel-Switch-Projekte an den Braunkohlekraftwerk-Standorten Jänschwalde in Brandenburg und Boxberg in Sachsen.
Klimaschützer kritisierten nach der ersten Ausschreibungsrunde unter anderem, dass auf Gas umgerüstete Kohlekraftwerke weit weniger effizient sind als neu errichtete GuD-Kraftwerke. Damit benötigen diese Anlagen pro Kilowattstunde mehr Erdgas, mit entsprechend höheren Treibhausgas-Emissionen.
Die geplante Verordnung des Bundeswirtschaftsministeriums löst dieses Problem nicht – schließlich lässt sie weiterhin die Umrüstung von Kohlekraftwerken zu, die bereits stillgelegt sind oder bis Ende 2029 endgültig außer Betrieb gesetzt werden müssen. So hätte die Leag auch unter den Regeln der zweiten Ausschreibung mit dem Fuel Switch in Jänschwalde und Boxberg teilnehmen dürfen.
Fuel-Switch-Zuschläge lassen Börsenpreis steigen
Die Umrüstung von Kohlekraftwerken ist deutlich kostengünstiger als der Neubau von Gaskraftwerken. Der durchschnittliche Zuschlagswert blieb in der ersten Runde deshalb weit unter dem angesetzten Höchstwert.
Wegen des geringeren Wirkungsgrades von Fuel-Switch-Anlagen steigen allerdings die durchschnittlichen Großhandelsstrompreise. Eine pv magazine vorliegende Kurzstudie von Enervis für Uniper beziffert den Aufschlag auf 0,6 Euro pro Megawattstunde, verglichen mit einem Referenzszenario, bei dem ausschließlich neue GuD-Anlagen mit einem angenommenen Wirkungsgrad von 60 Prozent bezuschlagt werden. Dadurch entstehen zusätzliche Strombeschaffungskosten von durchschnittlich 504 Millionen Euro pro Jahr. Die Enervis-Experten haben bei dieser Rechnung nur die Ergebnisse der ersten Ausschreibungsrunde herangezogen.
Für die zweite Runde halten es die Fachleute von Enervis für gut möglich, dass ausschließlich Fuel-Switch-Projekte bezuschlagt werden. Hierdurch würden die Börsenstrompreise um zusätzliche 0,7 Euro pro Megawattstunde steigen. Damit entstünden weitere Strombeschaffungskosten von durchschnittlich 531 Millionen Euro pro Jahr. Die geplante Verordnung des Bundeswirtschaftsministeriums war beim Erstellen der Kurzstudie noch nicht bekannt.
Unter dem Strich überwiegen die zusätzlichen Stromkosten die Minderausgaben bei der Kapazitätsvergütung deutlich, so Enervis: Bei der ersten Ausschreibungsrunde beträgt das Saldo 339 Millionen Euro im Jahr, bei vollständiger Bezuschlagung von Fuel-Switch-Projekten in der zweiten Runde liegt das Saldo bei 299 Millionen Euro pro Jahr.
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Es wird immer nur geschaut, wie viel CO2 für eine kWh Strom per Gasturbine, GuD-Kraftwerk oder Kohlekraftwerk anfällt und wie die Effizienz aussieht. Der weit mächtigere Hebel als Brennstoff und Wirkungsgrad ist die Zahl der Volllaststunden.
2025 kamen Kohlekraftwerke in Deutschland im Schnitt auf rund 3000 Volllaststunden (ein Jahr hat 8760 Stunden). Wenn wir weiter EE und vor allem endlich massiv Großspeicher zubauen, dann bräuchten wir fossile Backup-Kapazität nur noch in ausgedehnten Dunkelflauten. Dann kommen solche Backup-Kraftwerke je nach Wetter nur noch auf 100-300 Volllaststunden im Jahr. Und dann wäre es sinnvoller und viel billiger, die alten Kohlekraftwerke noch länger zu nutzen, als Kraftwerke teuer umzurüsten oder noch teurer neu zu bauen. Kohlekraftwerke, die nur noch 100-300 Volllaststunden im Jahr laufen, sind auch sehr viel klimafreundlicher als wenn wir auf Gaskraftwerke statt Batterien setzen und diese dann 1000-3000 Volllaststunden im Jahr laufen. Zumal wenn das Gas zunehmend dreckiges Fracking-LNG sein wird (Norwegen rechnet ab 2030 mit einem starken Rückgang der Gas-Fördermenge). On top sind wir bei Gas von Importen abhängig und importieren uns damit alle paar Jahre eine Wirtschaftskrise (2022, 2026, …), während wir Kohle im Inland gewinnen.
Man kann ja nur noch auswandern, um der geisteskranken Energiepolitik zu entkommen.
Zumal die Klimabilanz von Steinkohle und Fracking-Gas in etwa gleich schlecht ist…
Hier geht es aber um Braunkohle die direkt vom Tagebau ins Kraftwerk wandert. Und es ist halt wirtschaftlich und ökologisch nicht möglich einen Tagebau mit permanenten Abpumpen des Grundwassers in Bereitschaft zu halten.
Was ich mich frage: Die jetzigen Redispatch Kraftwerke fließen ja nicht in Merit-Order ein. Wenn man das mit den Reserve-Stinkern auch macht, würden die den Strompreis nicht so hoch ziehen, wie im Artikel wohl angenommen.
Das finde ich eine interessante Argumentation. Wurde das schon mal in einer wissenschaftlichen Studie untersucht?
Ich sehe es wie Gernot…
Auch ich verstehe den take nicht. Wenn wir ohne Ende EE und Speicher zubauen, dann zählen bei wenigen Vollaststunden nur noch niedrige Fixkosten, niedrige Betriebskosten sind hier überhaupt nicht entscheidend. Insofern sind geringe Aufbaukosten zu begrüßen, die machen primär die Kosten aus bei nur wenigen Betriebsstunden… ggf. die Umrüstung auf Remote Betrieb wie in Leipheim könnte die Kosten noch drücken.
Eigentlich könnte man unter diesem Gesichtspunkt sogar einfach noch bestehende Kohle- und Gas-KW behalten, wenn nur im großen Stil Batterien zugebaut würden. Früher noch nicht möglich geht das heute mittlerweile bei den niedrigen Akkupreisen wirtsch. sehr gut. Die können dann das Netz ausregeln während die Dinosaurier nur noch wenige Stunden im Jahr laufen, bei Dunkelflauten dann auch mal ein paar Tage am Stück. So die gewonnenen Jahre nutzen und dezentral in den Kommunen Wärmespeicher, Biogas, Geothermie und Wasser etablieren, ggf. auch kleine Gasturbinen oder Motoren inkl. Fernwärme als letztes Backup vor Ort aufbauen…