Wasserstoffprojekte auf Eis

Ernüchterung macht sich bei Andreas Reichel, CEO und Arbeitsdirektor der Steag Iqony Group, beim Thema Wasserstoff breit. Die Elektrolyse-Projekte, die Steag Iqony verfolge, lägen derzeit „auf Eis“, sagte Reichel bei der Handelsblatt-Tagung in Berlin.

Als Beispiel nannte er ein Steag-Vorhaben im Umfeld der saarländischen Industrie. Dort scheiterte die Wirtschaftlichkeit eines Elektrolyseprojekts auch an den hohen Anforderungen wie der stundengenauen Versorgung der Anlage mit Grünstrom. Vor Ort sei diese Vorgabe nur mit einem Stromspeicher umzusetzen.

Das Problem hätten die Unternehmen jenseits der Grenze hingegen nicht. In Frankreich seien die Rahmenbedingungen einfacher, weil Kernkraft laut EU-Regulatorik mittlerweile als „grün“ gewertet werde. Geeigneter Strom sei dort ausreichend vorhanden, während in Deutschland strengere Nachweispflichten gelten. Wasserstoff bleibe ein Ziel für die Steag, „aber aktuell kann man Projekte wirtschaftlich nicht realisieren“.

Positiv ist Reichel hingegen in Sachen Kraftwerksstrategie gestimmt. Steag Iqony wolle nach eigenen Angaben rund 2 GW neue gesicherte Leistung bauen und verweist dabei auf ein konkretes Vorhaben am Standort Bergkamen in Nordrhein-Westfalen. Für ein Großkraftwerk dort sei die Genehmigungslage gut und die benötigten Partnerunternehmen auf die Aufgabe weitgehend vorbereitet.

Reservekraftwerke als Brückenlösung

Für Reichel ist die rasche Errichtung eines Gaskraftwerks eine sportliche Herausforderung. „Beim Kraftwerksbau gilt die Faustformel 1, 2, 3: ein Jahr für die Planung, zwei Jahre für Genehmigungen und drei Jahre für den Bau“, sagte er. Eine Inbetriebnahme bis 2031 halte er für möglich, schneller werde es allerdings nicht gehen.

Positiv bewertete er zudem, dass Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) in den Gesprächen mit der Europäischen Kommission mehr erreicht habe als zunächst avisiert. „Frau Reiche hat ja im Endergebnis in Brüssel 10 plus 2 GW erreicht“, sagte Reichel. Ursprünglich seien nur 8 plus 2 GW vorgesehen gewesen. Wobei sich die erste Zahl auf Kraftwerke beziehe, die eine verbindlichen Stundenzahl an Mindesteinsatzzeit aufweisen müssen.

Darauf ging auch Reichel ein. Zum weiteren Design der Kraftwerksstrategie sagte er, die Einigung mit der Europäischen Kommission sei zwar technologieoffen angelegt. Aber im ersten Schritt werde der Schwerpunkt faktisch auf Großkraftwerken liegen, weil der Bedarf an gesicherter Leistung vorrangig sei. In einem zweiten Schritt würden dann auch kleinere Anlagen, Batteriespeicher und weitere Flexibilitätsoptionen einbezogen werden.

Gleichzeitig lenkte Reichel den Blick auf die Jahre bis zur Verfügbarkeit neuer Kraftwerke. Neue Anlagen stünden nicht im „nächsten oder übernächsten Winter“ bereit, sondern eher Anfang der 2030er Jahre.

Als Brückenlösung brachte er einen gezielten, zeitlich begrenzten Einsatz von Reservekraftwerken ins Spiel, um Preisspitzen zu glätten. Diese Anlagen seien als „Eh-da-Kraftwerke“ vorhanden. Dabei handele es sich in der Regel um fossile Anlagen, die nicht mehr am Strommarkt teilnehmen und deren Vorhaltung über die Netzentgelte finanziert wird.

Der zusätzliche Einsatz könne aus seiner Sicht unmittelbar wirken, etwa über niedrigere Strompreise und potenziell auch über dämpfende Effekte bei Netzentgelten, wenn extreme Preis- und Einsatzlagen seltener würden. Reichel räumte zugleich ein, dass ein breiter Einsatz bestehender Reservekapazitäten den Neubau von Kraftwerken ausbremsen könne, wenn Marktpreise gedämpft und Investitionssignale geschwächt würden.

Deshalb plädierte er für eine klare Begrenzung. Der Einsatz von Reservekraftwerken solle nur bei definierten Preisspitzen erfolgen und zeitlich befristet werden, etwa auf drei Jahre. Er sehe die Maßnahme als Brücke an, bis neue Kraftwerke am Markt verfügbar seien.