Erste StromVKG-Zuschläge: Was Stadtwerke aus dem Ergebnis für ihre Kapazitätsstrategie lernen

Die Antwort zuerst: Das Ergebnis ist ein Szenariosignal, kein fertiges Marktmodell

Stadtwerke sollten die ersten Zuschläge für Langzeitkapazitäten nach dem Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätsgesetz jetzt in ihre Erzeugungs- und Beschaffungsszenarien aufnehmen. Das Ergebnis beantwortet noch nicht, wie ein künftiger Kapazitätsmarkt im Detail funktionieren wird. Es zeigt aber, dass gesicherte Leistung künftig stärker über explizite Zahlungen, Nachweise und Verfügbarkeitsanforderungen organisiert werden soll. Damit verändern sich die Vergleichsmaßstäbe für eigene Anlagen, Beteiligungen, Lieferverträge und Flexibilitätsoptionen.

Der BDEW nennt in seiner Presseinformation vom 3. November 2026 erste Langzeitkapazitäten von 5,16 Gigawatt in Form wasserstofffähiger Gaskraftwerke und Blockheizkraftwerke. Nach Verbandsangaben standen Gebote von rund zwölf Gigawatt einem ausgeschriebenen Volumen von 4,5 Gigawatt gegenüber. Der mengengewichtete durchschnittliche Zuschlagswert habe bei rund 155.000 Euro je Megawatt reduzierter Leistung gelegen und damit deutlich unter dem genannten Höchstwert. Diese Angaben sind eine aktuelle Verbandsdarstellung des Ausschreibungsergebnisses. Für die eigene Bewertung müssen Stadtwerke die amtlichen Detailveröffentlichungen und die jeweiligen Zuschlagsbedingungen heranziehen.

Überzeichnung ist noch kein Beleg für langfristige Wirtschaftlichkeit

Eine deutlich überzeichnete Ausschreibung zeigt zunächst, dass genügend Projekte um das angebotene Volumen konkurriert haben. Daraus folgt weder, dass jedes Projekt realisiert wird, noch dass alle Kostenrisiken abschließend geklärt sind. Zwischen Zuschlag und verfügbarem Kraftwerk liegen Finanzierung, Genehmigung, Netzanschluss, Lieferketten, Bau, Brennstoffkonzept und betriebliche Nachweise. Auch die Einordnung als wasserstofffähig beantwortet noch nicht, wann welcher Brennstoff in welcher Menge und zu welchen Kosten verfügbar sein wird.

Für Stadtwerke ist deshalb eine Trennung von drei Ebenen wichtig. Die Ergebnisebene dokumentiert Volumen, Zuschlagswert, regionale Verteilung und zugelassene Technologien. Die Projektebene betrachtet Realisierungswahrscheinlichkeit, Zeitplan, Kosten- und Brennstoffrisiken. Die Portfolioebene fragt, welche Wirkung tatsächlich auf Beschaffung, Erzeugung und Kundenbelieferung zu erwarten ist. Wer diese Ebenen vermischt, kann aus einem erfolgreichen Zuschlag zu früh auf sichere künftige Marktverfügbarkeit schließen.

Die regionale Verteilung gehört in die Standortanalyse

Der BDEW berichtet, dass rund 47 Prozent der bezuschlagten Leistung auf den netztechnischen Süden einschließlich Nordrhein-Westfalen und 53 Prozent auf den netztechnischen Norden entfallen seien. Diese Verteilung ist für Stadtwerke nicht nur eine Landkarteninformation. Gesicherte Leistung entfaltet ihren Systemwert im Zusammenspiel mit Netzengpässen, Anschlusskapazität, Kraftwerksstandort und regionaler Last. Ein bundesweiter Leistungswert ersetzt deshalb keine lokale oder regionale Analyse.

Ein kommunaler Versorger sollte für eigene Standorte mindestens dokumentieren, welche Netzebene betroffen ist, welcher Anschlussstatus besteht, welche Verstärkungen notwendig wären und welche zeitlichen Abhängigkeiten zwischen Anlage und Netz bestehen. Hinzu kommen Wärmeauskopplung, Flächen, Genehmigungen und Brennstofflogistik. Bei Beteiligungen oder Lieferbeziehungen sollte zusätzlich sichtbar sein, an welchem Standort das Projekt liegt und welche Ausfall- oder Verzögerungswirkung das eigene Portfolio treffen würde.

Der Zuschlagswert braucht eine vollständige Erlös- und Kostenbrücke

Ein veröffentlichter Zuschlagswert lässt sich nicht direkt als Rendite- oder Preiskennzahl verwenden. Entscheidend ist, auf welche Bezugsgröße er sich bezieht, welche Reduktionsfaktoren gelten, welche Pflichten erfüllt werden müssen und welche weiteren Erlöse oder Kosten beim Projekt verbleiben. Stadtwerke sollten daher eine Erlös- und Kostenbrücke führen. Sie beginnt bei der Ausschreibungsdefinition und reicht über Investitionskosten, Finanzierung, fixe Betriebskosten, variable Kosten, Brennstoff und Emissionen bis zu möglichen Markt- und Wärmeerträgen.

Ebenso wichtig sind Abzüge und Risiken: Verfügbarkeitsanforderungen, Pönalen, Sicherheiten, Nachweisaufwand, Terminrisiken und mögliche technische Nachrüstungen. Erst die gemeinsame Betrachtung zeigt, ob ein Projekt unter mehreren Szenarien tragfähig sein könnte. Der veröffentlichte Durchschnittswert ist dafür ein Marktbeobachtungspunkt, kein Ersatz für die individuelle Rechnung.

Speicher und flexible Erzeugung erfüllen unterschiedliche Aufgaben

Der BDEW verweist neben wasserstofffähigen Gaskraftwerken auch auf die Bedeutung von Batteriespeichern und auf weitere technologieoffene Ausschreibungen. Für die kommunale Strategie ist es hilfreich, Technologien nicht nur nach installierter Leistung zu vergleichen. Relevante Merkmale sind Aktivierungsdauer, Speicherdauer oder Brennstoffverfügbarkeit, Mindestlaufzeit, Startfähigkeit, Wärmebindung, Standortanforderung und Reaktionsgeschwindigkeit.

Ein Batteriespeicher kann sehr schnell reagieren und erneuerbare Erzeugung zeitlich verschieben, ist aber durch Energieinhalt und Dauer begrenzt. Ein flexibles Kraftwerk kann andere Zeiträume abdecken, bringt jedoch Brennstoff-, Emissions- und Infrastrukturfragen mit. Lastmanagement kann Leistung vermeiden oder verschieben, setzt aber belastbare Vereinbarungen und Messung voraus. Eine Kapazitätsstrategie sollte diese Optionen als Funktionsbausteine führen und nicht vorschnell auf eine einzelne Technologie verengen.

Eine Szenarioakte verbindet Marktbeobachtung und Entscheidung

Eine belastbare Szenarioakte enthält zunächst den Quellenstand: Veröffentlichung, Datum, Verfahrensstufe und Aussagegrenzen. Danach folgen die für das Stadtwerk relevanten Annahmen zu Leistung, Zeit, Region, Technologie und Preis. Jede Annahme erhält eine Herkunft und einen nächsten Prüftermin. So bleibt sichtbar, welche Information aus einer offiziellen Bekanntmachung stammt, welche aus einer Verbandsposition und welche intern modelliert wurde.

Darauf baut die Optionsübersicht auf. Sie kann Eigenentwicklung, Beteiligung, langfristige Beschaffung, Speicher, Lastflexibilität und bewusstes Abwarten enthalten. Für jede Option werden Kapitalbedarf, personelle Bindung, Reversibilität, Zeit bis zur Wirkung und zentrale Abhängigkeiten dokumentiert. Das schafft Entscheidungsfähigkeit, ohne einen frühen Marktstand in eine Scheingenauigkeit zu übersetzen.

Vier Prüffragen für die nächste Portfoliorunde

Erstens: Welche gesicherte Leistung benötigt das Stadtwerk tatsächlich, und für welchen Zeitraum? Die Antwort sollte aus Last-, Liefer- und Risikoszenarien kommen. Zweitens: Welche vorhandenen Anlagen oder Verträge erfüllen bereits einen Teil dieser Funktion? Drittens: Welche künftigen Marktzahlungen und Pflichten sind im Modell nur Annahmen? Viertens: Welche Entscheidung muss heute getroffen werden, weil Flächen, Anschlüsse oder Partnerschaften lange Vorläufe haben?

Diese Fragen verhindern zwei typische Fehlreaktionen. Die erste wäre, die Ausschreibung als Spezialthema großer Erzeuger abzulegen. Die zweite wäre, aus den ersten Zuschlägen sofort einen Investitionszwang abzuleiten. Stadtwerke brauchen dazwischen eine disziplinierte Beobachtung mit klaren Optionen und Terminen.

Was jetzt praktisch zu tun ist

Kurzfristig sollte das Ausschreibungsergebnis als neuer Datenstand in die bestehende Erzeugungs- und Beschaffungsplanung aufgenommen werden. Dabei genügt ein kompakter Vermerk, wenn er Quelle, Kennzahlen, Unsicherheiten und betroffene Entscheidungen enthält. Parallel sollten Fachbereiche dieselben Begriffe verwenden: gesicherte Leistung, reduzierte Leistung, Verfügbarkeit und Technologieoffenheit dürfen nicht in jeder Rechnung anders verstanden werden.

Im nächsten Schritt lohnt ein Stresstest. Was ändert sich, wenn Projekte später fertig werden, Brennstoffkosten steigen, Wasserstoff später verfügbar ist oder weitere Ausschreibungsrunden andere Preisniveaus zeigen? Eine Strategie, die nur unter einer Punktannahme funktioniert, ist noch nicht belastbar. Die ersten StromVKG-Zuschläge liefern dafür einen realen Referenzpunkt. Ihr größter Nutzen liegt nicht in einer einzelnen Zahl, sondern in der besseren Strukturierung der offenen Entscheidungen.