excerpt: Ohne Zuschlagsgrenze können Kapazitätsausschreibungen bestehende Vorteile großer Stromerzeuger in staatlich abgesicherte Erlösströme übersetzen. Entscheidend ist nicht, wer formal bieten darf, sondern wer unter den Regeln realistisch Projekte durch Finanzierung, Genehmigung und Netzanschluss bringen kann.
Wenn Kapazitätsmärkte alte Marktmacht absichern
Zehn Prozent der ausgeschriebenen Kapazität je Bieter: Diese Grenze hatte das Bundeskartellamt für die geplanten Kapazitätsausschreibungen vorgeschlagen. Im Referentenentwurf des Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetzes fehlt sie. Damit entfällt ein Instrument, das verhindern sollte, dass öffentliche Zahlungen für gesicherte Leistung bei wenigen großen Anbietern konzentriert werden.
Kapazitätsausschreibungen beschaffen nicht nur zusätzliche Megawatt. Sie ordnen Eigentum, Standortvorteile und künftige Marktpositionen. Wer Zuschläge erhält, verfügt später über gesicherte Kapazität, planbare Zahlungsströme und eine stärkere Stellung im Erzeugungsmarkt.
Eine Bewertung, die vor allem auf die gegenüber dem früheren KWSG-Entwurf gelockerten Teilnahmebedingungen verweist, greift deshalb zu kurz. Der Bieterkreis wird zwar größer, wenn weniger restriktive Zugangsvoraussetzungen gelten. Daraus folgt aber noch kein wettbewerbliches Ergebnis. Für die spätere Marktstruktur zählt nicht nur, wer formal bieten darf. Entscheidend ist, wer unter den konkreten Regeln realistisch zuschlagsfähig ist.
Die fehlende Zuschlagslimitierung verschiebt Gewicht zu Anbietern, die bereits heute über Standorte, Planungskapazitäten, Kapitalzugang und energiewirtschaftliche Erfahrung verfügen. Auf dem Stromerstabsatzmarkt sind diese Voraussetzungen ungleich verteilt. Große Stromerzeuger können mehrere Projekte parallel entwickeln und Risiken über ein größeres Portfolio verteilen. Kleinere oder neue Anbieter müssen einzelne Projekte stärker absichern und reagieren empfindlicher auf Verzögerungen bei Genehmigung, Finanzierung oder Netzanschluss.
Ohne Obergrenze pro Bieter entsteht der Anreiz, möglichst viele geeignete Projekte in die Ausschreibung zu bringen. Kurzfristig kann das die Beschaffung erleichtern, weil leistungsfähige Anbieter viele Gebote abgeben können. Zugleich können bestehende Marktanteile in ein neues Förderregime übertragen werden. Die Ausschreibung entscheidet dann über Versorgungssicherheit und über die künftige Eigentümerstruktur im gesicherten Kraftwerkspark.
Kartellrechtliche Kontrolle setzt später an. Die Missbrauchsaufsicht des Bundeskartellamts kann Verhalten marktmächtiger Unternehmen prüfen, wenn Marktmacht bereits besteht und missbräuchlich eingesetzt wird. Sie ersetzt aber kein Ausschreibungsdesign, das Konzentration im Vorfeld begrenzt. Wenn ein großer Teil neuer gesicherter Kapazität bei wenigen Unternehmen landet, ist die spätere Korrektur schwieriger als eine frühere Begrenzung der Zuschläge.
Ein zweiter Mechanismus betrifft die Standorte. Der Referentenentwurf lässt nach § 12 Abs. 3 StromVKG-E auch Standorte zu, an denen eine bestehende Anlage weiterbetrieben wird und beide Anlagen den erzeugten Strom vollständig in das allgemeine Netz einspeisen können. Das kann Erweiterungen bestehender Gaskraftwerksstandorte ermöglichen. Unklar bleibt jedoch, wie lange die Bestandsanlage weiterlaufen muss und was „Weiterbetrieb in Volllast“ konkret bedeutet. Gemeint sein dürfte die Vorhaltung der bisherigen Nettonennleistung, nicht eine durchgehende Einspeisung mit voller Leistung.
Noch stärker wirkt § 40 Abs. 1 Nr. 7 StromVKG-E. Wer sich bewirbt, muss einen bestehenden oder zugesagten Netzanschluss nachweisen. Diese Anforderung soll unrealistische Projekte aussortieren. Praktisch bevorzugt sie Standorte, die bereits über Netzanschlussrechte oder weit fortgeschrittene Anschlussverfahren verfügen. Neue Standorte können innerhalb der vorgesehenen Fristen kaum eine verbindliche Netzanschlusszusage erhalten, wenn sie diese nicht bereits beantragt und mit dem Netzbetreiber abgestimmt haben.
Die Kosten erscheinen nicht dort, wo sie entstehen. Formal gilt die gleiche Nachweispflicht für alle Bieter. Faktisch haben Eigentümer alter Kohle-, Atom- oder großer Gaskraftwerksstandorte einen Vorsprung, weil dort Netzanschlüsse, Flächen, Genehmigungshistorie und energiewirtschaftliche Infrastruktur vorhanden sind. Neue Marktteilnehmer müssen zuerst Zugang zu genau jenen knappen Vorleistungen erhalten, die bei etablierten Akteuren liegen oder in langwierigen Netzanschlussverfahren gebunden sind.
Für Batteriespeicher ist diese Konstruktion besonders folgenreich. Solche Projekte haben oft deutlich kürzere Bauzeiten als Gaskraftwerke und könnten bis 2031 technisch realisierbar sein, auch wenn die Netzanschlusszusage noch nicht vorliegt. Die Pflicht zum Nachweis schon bei der Bewerbung kann sie dennoch ausschließen. Die technische Möglichkeit, schnell zu bauen, löst das organisatorische Problem des Netzanschlusses nicht.
Hinzu kommt § 12 Abs. 5 StromVKG-E. Anlagen müssen technisch in der Lage sein, nach einer Stunde wieder für mindestens zehn aufeinanderfolgende Stunden Strom einzuspeisen. Für gasbasierte Kraftwerke liegt diese Vorgabe näher an der üblichen Betriebslogik. Für viele Batteriespeicher ist sie eine erhebliche Hürde, weil Speicherleistung, Speicherdauer und Wiederaufladung anders dimensioniert werden. Das zusätzliche Ein-Stunden-Kriterium kann dazu führen, dass die im Entwurf angelegte Technologieoffenheit in der praktischen Ausschreibung enger wird.
Damit entsteht eine doppelte Selektion. Über den Netzanschluss werden vor allem bestehende Kraftwerksstandorte begünstigt. Über die technischen Anforderungen können bestimmte Flexibilitätsoptionen benachteiligt werden, obwohl sie für Versorgungssicherheit grundsätzlich relevant sind. Der Entwurf öffnet den Zugang formal weiter, setzt aber Bedingungen, die den Kreis der realistischen Gewinner wieder verengen.
Für den Staat entsteht daraus ein Beschaffungsrisiko. Kapazitätsausschreibungen sollen Versorgungssicherheit organisieren und Kosten begrenzen. Wenn wenige Anbieter mit strukturellen Standortvorteilen den Wettbewerb prägen, sinkt der Druck auf Gebotspreise. Zugleich kann sich eine Eigentümerstruktur verfestigen, die später auch auf dem Erzeugungsmarkt Bedeutung hat. Die Kosten dieser Struktur zeigen sich nicht nur in den Zahlungen für Kapazität, sondern auch in geringeren Ausweichmöglichkeiten bei künftigen Engpässen.
Für Unternehmen ohne bestehende Kraftwerksstandorte verschiebt sich das Risiko nach vorn. Sie müssen Netzanschluss, Projektentwicklung und Finanzierung früher absichern, ohne zu wissen, ob sie einen Zuschlag erhalten. Für etablierte Betreiber ist diese Vorleistung leichter tragbar, weil sie auf vorhandene Infrastruktur zugreifen und mehrere Projekte bündeln können. Die Ausschreibungsregel wirkt dadurch nicht neutral, auch wenn sie für alle Teilnehmer gleich formuliert ist.
Das Bundeskartellamt bewertet den StromVKG-Entwurf deshalb nicht allein nach der Zahl der zugelassenen Bieter. Maßgeblich ist, ob die Regeln verhindern, dass geförderte Kapazität bei wenigen bereits starken Marktteilnehmern konzentriert wird. Ohne Zuschlagslimitierung, mit früher Netzanschlusszusage und mit technischen Vorgaben, die Speicher faktisch erschweren können, bleibt dieses Risiko bestehen.
Der Entwurf entscheidet nicht nur über neue Megawatt für die Versorgungssicherheit. Er legt fest, welche Anbieter diese Megawatt besitzen können, welche Technologien unter den Ausschreibungsbedingungen realistisch teilnehmen und welche Marktstruktur mit öffentlichen Zahlungen stabilisiert wird. Genau dort liegt die wettbewerbliche Bedeutung des StromVKG. Versorgungssicherheit wird hier nicht nur beschafft, sie wird institutionell geformt.