excerpt: Geplante neue Gaskraftwerke werden als Sicherheitsanker verkauft, doch dabei wird deutlich, dass ihre Rentabilität vor allem durch politische Regeln und Fördermechanismen abgesichert wird. Je nach Bewertungsrahmen können die Kosten weit über den oft suggerierten Werten liegen, insbesondere wenn Klimaschäden, Subventionen und Krisenrisiken einbezogen werden.
Teurer Strom aus geplanten Gaskraftwerken
Neue Gaskraftwerke werden derzeit als Garant für Versorgungssicherheit präsentiert. Doch hinter der technischen Debatte steht eine politische Entscheidung über Regeln, Risiken und Eigentumsstrukturen. Nicht der Markt entscheidet über diese Kraftwerke, sondern das institutionelle Design, das ihre Rendite absichert.
Der aktuelle Anlass ist eine neue Studie (FÖS im Auftrag von Green Planet Energy), die die geplanten neuen Gaskraftwerke der Bundesregierung ökonomisch infrage stellt. Im Zentrum steht eine Zahl: Strom aus neuen Gaskraftwerken könne – je nach Bewertungsrahmen – deutlich teurer sein als politisch oft suggeriert. Genannt werden Stromgestehungskosten von etwa 23–28 Cent/kWh (je nach CO₂-Preis) und "gesamtgesellschaftliche Kosten" bis zu 67 Cent/kWh, wenn Klimaschäden, Förderungen und Krisenrisiken einbezogen werden.
Formal-technisch geht es um ein relativ klares Vorhaben: Rund 10 GW neue Gaskraftwerksleistung sollen ausgeschrieben und über Fördermechanismen investierbar gemacht werden. Politisch ist das aber keine Detailfrage der Kraftwerkstechnik, sondern eine Weichenstellung in der Systemarchitektur: Welche Art von Kapazität wird als "Sicherheitsanker" definiert, wie wird sie finanziert, und wer trägt die Risiken, wenn sich Preis- und Klimaregime ändern?
Die eigentliche Bedeutung liegt daher weniger in der konkreten Cent-pro-kWh-Zahl als in der Strukturentscheidung: Welche institutionellen Regeln machen bestimmte Technologien bankfähig und welche Kosten werden dabei aus dem Markt heraus in kollektive Finanzierung verschoben?
Versorgungssicherheit ist kein eindimensionales Ziel
Die Debatte wird oft auf "günstig vs. sicher" verkürzt. Systemisch betrachtet stehen mindestens zwei reale Zielkonflikte im Raum:
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Kurzfristige Preisstabilität vs. langfristige Pfadabhängigkeit
Neue Gaskraftwerke können kurzfristig als planbare Leistung erscheinen. Gleichzeitig binden sie Kapital, Netzplanung und Marktregeln an einen Brennstoffpfad, dessen Kosten stark von Importmärkten, CO₂-Preisen und geopolitischen Schocks abhängen. -
Effizienz (marktliche Optimierung) vs. Resilienz (Krisenrobustheit)
Ein System, das in Normalzeiten kosteneffizient ist, kann in Stresssituationen teuer werden, wenn es an wenigen kritischen Inputs hängt (Gas, LNG-Infrastruktur, globale Lieferketten). Resilienz verlangt oft Redundanz und Redundanz ist im engen Effizienzmaßstab zunächst "teuer".
Diese Zielkonflikte werden nicht durch bessere Technik "gelöst", sondern durch politische Priorisierung und institutionelles Design entschieden.
Technik: Gas kann liefern
Technisch ist die Rolle von Gaskraftwerken klar: Sie liefern regelbare Leistung, können Residuallasten decken und Systemdienstleistungen bereitstellen. In einem Stromsystem mit hohen Anteilen variabler Erzeugung (Wind/PV) ist diese Fähigkeit grundsätzlich wertvoll.
Aber: Technik beschreibt einen Möglichkeitsraum, nicht die Systementscheidung. Ob Gas diese Rolle übernimmt, hängt nicht nur von Wirkungsgrad oder Bauzeit ab, sondern davon,
- welche Alternativen (Speicher, Lastmanagement, Netzausbau, Bioenergie, H₂-ready-Konzepte) institutionell gleichberechtigt konkurrieren dürfen,
- wie Flexibilität vergütet wird (Energie-only vs. Kapazitätszahlungen),
- und wie Preisrisiken (Gas, CO₂, Krisen) bilanziert und verteilt werden.
Die Studie ist deshalb weniger "eine Zahlendebatte" als ein Hinweis darauf, dass unterschiedliche Bewertungsrahmen zu unterschiedlichen Investitionspfaden führen.
Wo die eigentliche Entscheidung fällt
Ob neue Gaskraftwerke gebaut werden, entscheidet sich nicht primär am technischen Bedarf, sondern an der Regelsetzung, die Investitionen absichert. Zentral sind dabei konkrete Mechanismen:
Kapazitätsmechanismen / Ausschreibungen für gesicherte Leistung
Wenn der Staat Kapazität bezahlt (nicht nur erzeugte kWh), entsteht ein zweiter Markt: Renditen werden über Verfügbarkeit und nicht über Stromverkauf realisiert. Das senkt Investitionsrisiken für Betreiber und verlagert Kosten in Umlagen/Netzentgelte/Haushalte.
Netzentgelte und Systemkostenallokation
Wer zahlt Netzausbau, Reservehaltung, Redispatch, Engpassmanagement? Diese Kosten sind nicht "technisch", sondern Ergebnis von Verteilungsregeln. Ein gaszentrierter Back-up-Pfad kann andere Netzausbauprofile erzeugen als ein speicher- und flexibilitätszentrierter Pfad.
Beihilferecht (EU) und Genehmigungsregime
Die Frage, ob und wie stark Gas als "Übergangstechnologie" förderfähig ist, ist eine wettbewerbs- und industriepolitische Entscheidung. Sie definiert, welche Anlagen als systemrelevant gelten und welche Geschäftsmodelle als "marktkompatibel" anerkannt werden.
Langfristige Verträge, Garantien, Risikoabsicherung
Je stärker Erlöse über garantierte Zahlungen abgesichert werden, desto mehr wird der Marktpreis von der Investitionsentscheidung entkoppelt. Das stabilisiert Investitionen aber es entscheidet auch, wessen Risiko sozialisiert wird.
Hier liegt der Kern: Nicht "Gas ist teuer oder billig", sondern welche Regeln machen Gas kalkulierbar und welche Alternativen werden dadurch indirekt verdrängt oder verzögert?
Politische Ökonomie:
"Wettbewerbsfähigkeit" wirkt wie ein objektives Kriterium, ist aber ein politisch definierter Maßstab: Wettbewerbsfähig für wen, unter welchen Kostenannahmen, und mit welcher Systemgrenze?
- Wenn Wettbewerbsfähigkeit als kurzfristig niedriger Industriestrompreis verstanden wird, gewinnen Lösungen, die Kosten in kollektive Töpfe verschieben (Subventionen, Kapazitätszahlungen, staatlich abgesicherte Infrastruktur).
- Wenn Wettbewerbsfähigkeit als langfristige Robustheit gegenüber Preis- und Import-Schocks definiert wird, verschiebt sich der Fokus zu heimischen Erzeugungs- und Flexibilitätsoptionen, Netzintegration und Speicherpfaden.
- Wenn Wettbewerbsfähigkeit als CO₂-regimefest (steigende CO₂-Preise, strengere Methanregulierung, Klimahaftungsrisiken) gedacht wird, werden fossile Lock-ins zu bilanziellen Risiken.
Die Studie macht sichtbar, dass unterschiedliche "Kosten" (Marktkosten vs. gesellschaftliche Kosten vs. Krisenkosten) nicht einfach verschiedene Rechenarten sind, sondern verschiedene politische Systemgrenzen.
Institutionelle Begünstigung
Nüchtern betrachtet schaffen geförderte Gaskraftwerke eine spezifische Anreiz- und Eigentumsstruktur:
Begünstigt werden tendenziell Akteure, die
- große Projekte finanzieren und regulatorische Komplexität managen können (Utilities, Infrastrukturinvestoren),
- Zugang zu staatlich abgesicherten Erlösmodellen erhalten (Kapazitätszahlungen, Garantien),
- und Preisrisiken teilweise weiterreichen können (über Umlagen/Netzentgelte oder staatliche Absicherungen).
Risiken tragen tendenziell
- Stromkund:innen und Steuerzahler (über Fördervolumina, Netzentgelte, staatliche Garantien),
- das Gesamtsystem (wenn Importpreis-Schocks wieder zu politischen Interventionen zwingen),
- und künftige Regierungen, wenn Anlagen bei strengeren Klimaregeln vorzeitig entwertet werden (Stranded Assets).
Langfristige Renditen entstehen dort, wo regulatorisch gesicherte Cashflows geschaffen werden. Das ist kein "Fehler", sondern der Zweck solcher Mechanismen: Investitionen sollen stattfinden. Die Verteilungsfrage lautet nur: Welche Technologie bekommt diese Bankfähigkeit und mit welcher Risikoteilung?
Effizienz vs. Resilienz
Ein gasbasierter Back-up-Pfad koppelt das Stromsystem strukturell an:
- internationale Gaspreise,
- geopolitische Konfliktlagen,
- LNG-Infrastruktur und globale Transportketten,
- CO₂- und Methanregime (inkl. Emissionen außerhalb nationaler Bilanzen).
Diese Kopplungen erzeugen Kaskadeneffekte: Ein Schock im Gasmarkt wird zum Strompreisschock, wird zur industriepolitischen Krise, wird zur fiskalischen Intervention. Genau diese Kette hat Europa in den letzten Jahren erlebt.
Resilienz bedeutet in diesem Kontext: Risikodiversifikation (mehr heimische Erzeugung, Speicher, Flexibilität, Netze) und geringere Importabhängigkeit. Effizienz bedeutet häufig: hohe Auslastung, geringe Redundanz, knappe Reserve. Beides ist legitim aber nicht gleichzeitig maximierbar.
Fazit: Die Frage ist nicht Gas, die Frage ist die Eigentums- und Regelarchitektur des Back-ups
Die Studie trifft einen empfindlichen Punkt, weil sie nicht nur Kosten schätzt, sondern implizit die politische Logik offenlegt: Neue Gaskraftwerke werden dann gebaut, wenn der Staat ein Erlös- und Risikoregime schafft, das sie gegenüber Alternativen bevorzugt oder zumindest absichert. Damit wird Versorgungssicherheit nicht "technisch" hergestellt, sondern institutionell eingekauft.
Integration oder Reform ist möglich, aber nur unter expliziten Bedingungen: technologieoffene Ausschreibungen, klare Regeln zur Risikoallokation (Gaspreis-, CO₂-, Stranded-Asset-Risiko), konsistente Netzentgelt- und Flexibilitätsanreize sowie ein Beihilfe- und Vertragsdesign, das nicht stillschweigend einen fossilen Pfad verstetigt.
Die eigentliche Entscheidung lautet daher nicht Gas oder kein Gas, sondern welche Back-up-Architektur wir institutionell aufbauen: ein System, das an globale Brennstoffmärkte gekoppelt bleibt, oder eines, das Flexibilität, Speicher und Netzintegration investierbar macht.