Kraftwerkssicherheitsgesetz und H2-ready-Kraftwerke: vom KWSG zum StromVKG

Vom gescheiterten KWSG zum StromVKG: der legislative Weg

Das Kraftwerkssicherheitsgesetz gibt dem ganzen Thema den Namen, ist aber als eigenständiges Gesetz nie in Kraft getreten. Der Weg dorthin war angelegt: Die Eckpunkte der Kraftwerksstrategie wurden am 5. Februar 2024 vorgestellt und am 5. Juli 2024 zum KWSG konkretisiert, der Referentenentwurf ging am 11. September 2024 in die Konsultation. Mit dem Bruch der Ampel-Koalition im November 2024 ist das Vorhaben jedoch steckengeblieben und nie verabschiedet worden. Wer heute vom KWSG spricht, meint also einen Vorläufer und Namensgeber, kein geltendes Recht.

Die neue Bundesregierung hat das Vorhaben unter dem BMWE neu zugeschnitten, statt es einfach fortzuschreiben. Der entscheidende Schritt war die Grundsatzeinigung mit der EU-Kommission über die Eckpunkte am 15. Januar 2026. Sie ist die beihilferechtliche Grundlage, weil ein staatlich finanzierter Kapazitäts- und Förderrahmen die Genehmigung der Kommission braucht. Wichtig für die Einordnung: Mit dieser Grundsatzeinigung ist das eigentliche Beihilfeverfahren noch nicht abgeschlossen, die finale Genehmigung steht aus. Nach Verbändegesprächen folgte am 24. April 2026 der Referentenentwurf des Nachfolgegesetzes.

Am 13. Mai 2026 hat das Bundeskabinett dieses Nachfolgegesetz beschlossen. Es heißt nicht KWSG, sondern Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG). Der Kabinettsbeschluss ist ein wichtiger Meilenstein, aber noch nicht das Ende des Wegs: Das parlamentarische Verfahren ist offen, und parallel läuft das Beihilfeverfahren weiter. Für Betreiber bedeutet das, dass die Grundzüge feststehen, einzelne Parameter aber bis zur Verabschiedung noch beweglich bleiben können.

Für Investoren zählt vor allem, was sich von der KWSG-Logik in das StromVKG hinübergerettet hat und was nicht. Geblieben sind die zwei tragenden Säulen dieses Artikels: die Wasserstoff-Readiness als verbindliche Bauauflage und die Förderlogik aus Investitionszuschuss plus Differenzkosten. Gefallen sind dagegen die diskreten H2-Segmente des alten KWSG, also das eigene H2-Sprinter-Segment und das gesonderte Modernisierungssegment; das StromVKG arbeitet stattdessen mit einem technologieneutralen Langfristkriterium. Wer 2024 die KWSG-Segmente studiert hat, muss also genau prüfen, welche Annahmen weiter tragen und welche überholt sind.

Warum H2-ready: steuerbare Backup-Leistung für die Dunkelflaute

Der Grund für das ganze Vorhaben ist physikalisch. Mit dem Kohleausstieg fällt gesicherte, jederzeit abrufbare Leistung weg, und der wachsende Anteil von Wind und Photovoltaik liefert zwar viel Energie, aber nicht jederzeit. In der Dunkelflaute, also in den Phasen mit wenig Wind und wenig Sonne, braucht das System steuerbare Erzeugung, die zuverlässig einspringt. Genau diese Lücke sollen die neuen steuerbaren Kraftwerke füllen, und weil sie über Jahrzehnte laufen, müssen sie langfristig dekarbonisierbar sein. Daher die Auslegung auf Wasserstoff.

Die Größenordnung ist erheblich. Der Gesamtbedarf an steuerbarer Kapazität bis 2031 liegt bei rund 41 GW. Als ersten Schritt werden 2026 davon 12 GW ausgeschrieben, davon 10 GW mit dem Langfristkriterium und weitere 2 GW. Das ist kein einmaliger Akt, sondern der Auftakt eines mehrjährigen Zubaus, der das Rückgrat der Versorgungssicherheit nach der Kohle bilden soll. Für Betreiber heißt das, dass hier über Jahre hinweg ein Investitionsfenster offensteht, das aber an die Wasserstoff-Readiness als Bauauflage gekoppelt ist.

Die neuen Gaskraftwerke sind dabei als Brückentechnologie gedacht. Sie starten auf Erdgas, weil das heute verfügbar und steuerbar ist, und sollen später auf grünen Wasserstoff umstellen. Das ist der Kern des H2-ready-Konzepts: Eine Anlage, die heute mit fossilem Brennstoff Versorgungssicherheit liefert und morgen denselben Dienst klimaneutral erbringt, ohne neu gebaut werden zu müssen. Davon klar zu trennen sind die dezentralen virtuellen Kraftwerke auf Batteriebasis: Wie die Aggregation dezentraler Batteriespeicher zu virtuellen Kraftwerken zeigt, decken Batterien kurze Spitzen und schnelle Regelung, während thermische Großkraftwerke die langen Dunkelflauten überbrücken. Beide sind ergänzende Säulen der Versorgungssicherheit, kein Ersatz füreinander.

Diese Kraftwerke sind zugleich die zentrale Nachfrageseite für grünen Wasserstoff. Sie verbrauchen ihn nicht als Beiwerk, sondern als Hauptbrennstoff nach der Umstellung, und das in großen Mengen. Damit sind sie eng verbunden mit der Angebotsseite: mit der Speicherung in H2-Kavernenspeichern, dem Import als grüner Ammoniak und der Anbindung an das H2-Kernnetz. Wer ein H2-ready-Kraftwerk plant, plant damit immer auch seine Position im künftigen Wasserstoffsystem.

Was Wasserstoff-Readiness konkret verlangt

Wasserstoff-Readiness ist im StromVKG keine Absichtserklärung, sondern eine konkrete Bau- und Nachweisauflage. Erdgasbasierte Anlagen müssen so geplant und gebaut werden, dass ein späterer Betrieb mit 100 Prozent Wasserstoff durch Anpassung von Komponenten oder Betrieb möglich ist. Es reicht also nicht, dass eine Anlage irgendwann theoretisch umrüstbar wäre; sie muss von vornherein auf diese Umstellung hin konstruiert sein. Damit wird die Dekarbonisierbarkeit zu einem festen Bestandteil der Anlagenauslegung, nicht zu einer nachträglichen Option.

Die entscheidende Verschärfung ist der Zeitpunkt der Prüfung. Bereits mit dem Gebot ist ein Umstellungskonzept vorzulegen. Die Readiness wird also vorab geprüft, nicht erst Jahre später behauptet. Wer an einer Auktion teilnimmt, muss schon im Gebot belegen, wie und unter welchen Bedingungen die Anlage später auf 100 Prozent Wasserstoff umgestellt werden soll. Das hebt das Umstellungskonzept vom Anhang zum Kern des Angebots: Ohne belastbares Konzept gibt es kein erfolgreiches Gebot.

Technisch hängt diese Readiness an mehreren Hebeln. Die Turbinen- und Brennerauslegung muss den Betrieb mit Wasserstoff zulassen oder mit überschaubarem Aufwand nachrüstbar sein, weil Wasserstoff andere Verbrennungseigenschaften hat als Erdgas. Die Brennstofflogistik muss den Wechsel des Energieträgers abbilden können, von der Anlieferung bis zur Lagerung. Es braucht physischen Platz für die spätere Nachrüstung, und die Anbindung an die künftige Wasserstoffversorgung, sei es Netz, Speicher oder Import, muss von Anfang an mitgedacht werden. Diese Entscheidungen fallen heute, nicht beim Umstieg.

Den Rahmen für all das setzt eine harte zeitliche Vorgabe: Der klimaneutrale Betrieb ist bis spätestens 2045/2046 verbindlich vorgeschrieben. Die Anlage muss also nicht nur grundsätzlich umstellbar sein, sondern bis zu diesem Datum tatsächlich klimaneutral laufen können. Damit ist die Wasserstoff-Readiness keine vage Zukunftsoption, sondern eine Auflage mit Enddatum, die jede Bau- und Beschaffungsentscheidung von Anfang an mitbestimmt.

Wann umgestellt wird: Acht-Jahre-Logik gegen Differenzverträge

Wann ein H2-ready-Kraftwerk tatsächlich auf Wasserstoff umschaltet, beantworten altes KWSG und neues StromVKG sehr unterschiedlich. Aus einer harten Frist ist ein Anreizmodell geworden, und dieser Wechsel ist für die Risikobetrachtung jedes Projekts entscheidend. Wer die alte Logik in seinen Business-Case übernimmt, rechnet falsch, denn die Steuerung des Umstellungszeitpunkts hat sich grundlegend geändert.

Im ursprünglichen KWSG galt die Acht-Jahre-Regel. Neue wasserstofffähige Gaskraftwerke mussten spätestens am ersten Tag des achten Jahres nach Inbetriebnahme auf 100 Prozent Wasserstoff umstellen. Planmäßig wäre das ab rund 2035 schlagend geworden, mit konkreten Umstellterminen, die 2032 hätten festgelegt werden sollen. Das war eine harte, kalendergebundene Pflicht: Egal wie der Wasserstoffmarkt stand, die Umstellung musste zum Stichtag erfolgen. Damit lag das gesamte Markthochlauf-Risiko beim Betreiber.

Im StromVKG ist diese harte Frist gefallen. Verbindlich ist nur noch der klimaneutrale Betrieb bis 2045/2046; eine starre Acht-Jahre-Pflicht zum frühen Umstieg gibt es nicht mehr. Stattdessen wird das aktive Umschalten anreizbasiert über Differenzverträge gesteuert. Diese Verträge sollen die Umstellung von 2 GW bis 2040 und von weiteren 2 GW bis 2043 anreizen. Statt einer pauschalen Pflicht für alle gibt es also gezielte Anreize für definierte Mengen, gestaffelt über die Zeit.

Diese weichere Lösung verschiebt das Umstellungsrisiko spürbar. Weniger Zwang bedeutet mehr Spielraum, aber auch mehr Abhängigkeit von der tatsächlichen Wasserstoffverfügbarkeit und vom Preis. Ein Betreiber stellt nicht mehr auf Befehl um, sondern dann, wenn Wasserstoff verfügbar und der Differenzvertrag attraktiv ist. Das macht die Standort- und Anbindungswahl heute wichtiger denn je: Wer in der Nähe von Speicher, Import oder Kernnetz baut, sichert sich die spätere Versorgung und damit die Fähigkeit, die Umstellungsanreize überhaupt nutzen zu können.

Die Ökonomie: Investitionszuschuss plus Differenzkosten

Ein H2-ready-Kraftwerk rechnet sich nur, wenn zwei Kostenblöcke abgesichert sind: der teurere Bau der wasserstofffähigen Anlage und der spätere, teurere Wasserstoffbetrieb. Genau dafür kombiniert die Förderung zwei Instrumente, einen Capex- und einen Opex-Baustein. Diese Doppelstruktur ist die wirtschaftliche Brücke, ohne die kein Investor die langfristige Wette auf Wasserstoff eingehen würde.

Der erste Baustein ist ein Investitionskostenzuschuss (Capex) für den Bau der wasserstofffähigen Anlage. Er federt den Mehraufwand ab, der dadurch entsteht, dass die Anlage von vornherein auf die spätere Umstellung ausgelegt wird. Dieser H2-ready-Aufpreis beim Bau ist real, aber begrenzt: Branchenangaben bewegen sich in der Größenordnung weniger Prozent der Investition. Der größere Kostenblock ist nicht der Bau, sondern der spätere Wasserstoffbetrieb selbst.

Der zweite Baustein setzt deshalb genau dort an. Die Differenzkostenförderung (Opex) gleicht ab dem Umstieg die Differenz zwischen den teureren Wasserstoffkosten und den Erdgaskosten aus, und zwar für 800 Vollbenutzungsstunden im Jahr. Diese 800 Stunden sind die Bemessungsgröße, die in jede Wirtschaftlichkeitsrechnung gehört: Sie definieren, in welchem Umfang der teurere grüne Betrieb abgesichert ist. Damit wird der Wasserstoffbetrieb kalkulierbar, auch wenn grüner Wasserstoff auf absehbare Zeit teurer bleibt als Erdgas.

Von dieser Förderlogik klar zu unterscheiden ist die Kapazitätsmarkt-Vergütung. Sie honoriert nicht den Bau oder die Brennstoffdifferenz, sondern die reine Vorhaltung gesicherter Leistung, also die Bereitschaft, im Bedarfsfall einzuspringen. Die Mechanik dieser Vergütung, das Auktionsdesign, der zentrale Markt mit lokaler Komponente und der Marktstart ab 2032, ist ein eigenes, umfangreiches Thema und wird hier bewusst nur gestreift. Für den Business-Case eines H2-ready-Kraftwerks ist wichtig, beide Stränge nicht zu vermengen: Capex und Opex sichern die Dekarbonisierung, die Kapazitätsmarkt-Vergütung sichert die Vorhaltung.

Was Betreiber und Investoren jetzt entscheiden

Wer 2026 in steuerbare Erzeugung investiert, trifft heute Anlagen- und Vertragsentscheidungen, die über die Dekarbonisierbarkeit auf Jahrzehnte entscheiden. Das Umstellungskonzept ist dabei kein Anhang, sondern Kern des Gebots. Der erste Schritt ist deshalb, die Auktionsteilnahme vom Anlagenkonzept her zu denken, nicht umgekehrt. Turbinenwahl, Wasserstoffanbindung sowie Speicher- und Importanbindung gehören in das Umstellungskonzept hinein, weil sie über die spätere Umstellbarkeit entscheiden.

Der zweite Schritt ist, das Umstellungsrisiko aktiv zu steuern. Weil das StromVKG die harte Acht-Jahre-Frist durch ein Anreizmodell ersetzt hat, hängt der wirtschaftliche Erfolg stärker an der Wasserstoffverfügbarkeit, am Preis und an der anreizbasierten Umstelllogik der Differenzverträge. Diese Faktoren gehören belastbar in den Business-Case, nicht als optimistische Annahme, sondern als durchgerechnetes Szenario. Konkret heißt das, die Anbindung an H2-Speicher und an das H2-Kernnetz früh zu sichern, damit die Anlage später überhaupt umstellen kann.

Der dritte Schritt ist, die Förderung sauber in die Wirtschaftlichkeitsrechnung zu integrieren. Der Capex-Zuschuss senkt den Investitionsbedarf, die Opex-Differenzkostenförderung sichert den teureren Wasserstoffbetrieb ab, beides mit eigenen Bedingungen. Die 800 Vollbenutzungsstunden sind dabei die zentrale Bemessungsgröße: Sie legen fest, in welchem Umfang der grüne Betrieb gefördert wird, und sie sind damit ein harter Parameter für die Rentabilität. Wer mit höheren Betriebsstunden auf Wasserstoff plant, muss die ungeförderten Stunden eigenständig kalkulieren.

Schließlich gilt es, das KWSG-Erbe und den Kapazitätsmarkt sauber zu trennen. Die H2-ready-Auslegung entscheidet über die Dekarbonisierbarkeit der Anlage, die Kapazitätsmarkt-Mechanik über die Vorhaltevergütung; das sind zwei verschiedene Fragen mit zwei verschiedenen Regelwerken. Das Auktionsdesign, die Gebotstermine und der zentrale Markt ab 2032 sind ein eigenes Thema. Wer diese Stränge auseinanderhält und gezielt nutzt, baut ein Kraftwerk, das heute steuerbare Leistung liefert und morgen klimaneutral läuft, und sichert sich damit über die gesamte Laufzeit die wirtschaftliche und regulatorische Tragfähigkeit.

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