Großer Gasdeal für flexible Energie – droht Europa neue Abhängigkeit von Fossilgas?

Ein großer französischer Ölkonzern und eine tschechische Energiegruppe haben sich zusammengeschlossen, um einen der größten Gaskraftwerksbetreiber Europas aufzubauen.

WERBUNG

WERBUNG

Sie verkaufen den Deal als Antwort auf Europas Bedarf an „flexibler“ Stromerzeugung – eine Reserveleistung, die einspringt, wenn Wind- oder Solarstrom einbricht. Kritiker warnen dagegen, das Vorhaben könne den Kontinent für ein weiteres Jahrzehnt in eine neue Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen treiben.

Die Partnerschaft, die am 29. April finalisiert wurde, verschafft TotalEnergies eine Beteiligung von 50 Prozent am Portfolio der flexiblen Stromerzeugung von EPH in Frankreich, Irland, Italien, den Niederlanden und dem Vereinigten Königreich. Im Paket sind 14 Gigawatt an bestehenden und im Bau befindlichen Anlagen, davon 12,5 Gigawatt fossil befeuerte Gaskraftwerke – das entspricht in etwa der gesamten Gaskraftwerkskapazität von Belgien, Dänemark, Portugal und Schweden zusammen.

Im Gegenzug erhielt EPH TotalEnergies-Aktien im Wert von rund 5,1 Milliarden Euro und zählt damit zu den größten Anteilseignern des französischen Konzerns.

Ein neuer Bericht der Kampagnengruppe Beyond Fossil Fuels (BFF) warnt, das Joint Venture könne „Europas Abhängigkeit von teurem importiertem fossilem Gas vertiefen, Stromrechnungen in die Höhe treiben und Europas Übergang zu sauberer Energie bremsen“.

Neues Gemeinschaftsunternehmen: Stabilisiert es Europas Stromversorgung?

TotalEnergies bezeichnet die Übernahme als Kernstück seiner Initiative „Clean Firm Power“. Das Programm soll Industriekunden rund um die Uhr mit CO2-ärmerem Strom versorgen – durch eine Kombination aus schwankender erneuerbarer Energie und flexiblen Anlagen wie Gaskraftwerken.

Der BFF-Bericht hebt hervor, dass 87 Prozent der Gasblöcke im Joint Venture, die bereits laufen oder im Bau sind, auf Gas- und Dampfturbinen mit kombiniertem Kreisprozess (CCGT) setzen. Diese Technologie ist vor allem für eine dauerhafte, effiziente Grundlast ausgelegt, nicht für besonders schnelle Reaktionen.

CCGT-Anlagen brauchen länger, um hochzufahren, und arbeiten am besten bei relativ stabiler Leistung über viele Stunden. Untersuchungen der französischen NGO Reclaim Finance zeigen: Wenn Betreiber solche Anlagen flexibel hoch- und herunterfahren, sinken Lebensdauer und Profitabilität – zugleich steigen ihre CO2- und Luftschadstoffemissionen.

Offene Gasturbinen (OCGT) können dagegen innerhalb weniger Minuten anlaufen und ihre volle Leistung erreichen. Netzbetreiber setzen sie üblicherweise ein, wenn sie die Frequenz im Netz schnell stabilisieren müssen. Im Portfolio des Joint Ventures gibt es unter den laufenden Anlagen jedoch nur zwei – Trapani auf Sizilien und Kilroot im Vereinigten Königreich –, die als OCGT ausgelegt sind.

Branchenvertreter bestreiten die Kritik. Die Londoner Energieberatungsfirma Timera Energy betont, offene Turbinen reagierten zwar schneller und eigneten sich besser für viele Starts pro Tag. Kombinierte Kreisprozess-Anlagen verbrauchten aber pro erzeugter Kilowattstunde weniger Gas und stießen weniger CO2 aus.

Die EP Group verweist in ihrer Stellungnahme auf diesen Punkt und ergänzt, alle Neubauprojekte seien so geplant, dass sie künftig Wasserstoff mitverbrennen können.

Hat Gas noch einen Platz im europäischen Strommix?

Gas spielt weiterhin eine zentrale Rolle im Management der europäischen Stromnetze. Quellen wie Wind und Solar liefern nicht immer verlässlich. Gaskraftwerke können dann relativ schnell einspringen und Versorgungslücken schließen.

Laut Internationaler Energieagentur (IEA) stieg der Erdgasverbrauch für die Stromerzeugung in Europa im Jahr 2025 um fast acht Prozent. Ein Treiber waren längere Phasen mit wenig Wind- und Wasserkraft.

ENTSO-E, der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber, erklärt, flexible Erzeugung sei „essenziell, um ein sicheres, effizientes und widerstandsfähiges europäisches Stromsystem zu gewährleisten“, während der Anteil erneuerbarer Energien weiter wächst. In einem Bericht vom November 2025 kommt ENTSO-E jedoch zu dem Schluss, dass Speicher, ein intelligenteres Netzmanagement und mehr Flexibilität direkt aus erneuerbaren Energien langfristig der Schlüssel sind, um Klimaziele einzuhalten und zugleich die Versorgungssicherheit zu wahren.

Derzeit zahlen europäische Regierungen sogenannte Kapazitätsprämien an Stromerzeuger. Diese Subventionen sollen sicherstellen, dass Anlagen betriebsbereit bleiben und in Engpasssituationen Strom liefern können. Auch Speicheranlagen können solche Zahlungen erhalten.

Nach Berechnungen von Beyond Fossil Fuels flossen zwischen 2014 und 2024 rund 90 Milliarden Euro in Kapazitätsmechanismen in Europa, mehr als die Hälfte davon an Gas- und andere fossile Kraftwerke.

Das Joint Venture von TotalEnergies und EPH, das unter dem Kürzel TTEP firmiert, dürfte stark von diesen Zahlungen abhängen – trotz eines Portfolios, das nach Einschätzung von BFF für echte Flexibilität nur bedingt geeignet ist.

In einer Investorenpräsentation zum Deal im November 2025 hob TotalEnergies Italiens „attraktiven Kapazitätsvergütungsmechanismus“ und den „attraktiven Kapazitätsmarkt“ im Vereinigten Königreich hervor.

Im neuen Bericht behauptet BFF, mehr als die Hälfte der Anlagen im Joint Venture sei zwischen 2015 und 2024 über Kapazitätsmärkte finanziert worden. Die Summe der Zuschüsse wird auf über 4,08 Milliarden Euro beziffert.

"TotalEnergies und EPH schaffen neue Abhängigkeit von fossilem Gas"

Der Deal stärkt zugleich das Kerngeschäft von TotalEnergies im Gashandel. Das Unternehmen geht davon aus, dass das Joint Venture jährlich rund zwei Millionen Tonnen LNG verbrauchen wird. Damit sichert sich TotalEnergies einen verlässlichen Absatzkanal für Gas, das der Konzern weltweit einkauft. Statt dieses Gas auf dem offenen Markt zu verkaufen, kann das Unternehmen es an die eigenen Kraftwerke liefern – und entlang der gesamten Wertschöpfungskette Einnahmen erzielen.

„Bei diesem Deal verlieren alle – außer den Öl- und Gaskonzernen, die ohnehin schon kräftig verdienen“, sagt BFF-Kampaignerin Brigitte Alarcon. „Statt Europas Energiesicherheit zu stärken, schaffen TotalEnergies und EPH eine noch größere Abhängigkeit von fossilem Gas – unter dem vorgeschobenen Vorwand, zusätzliche ‚Flexgen‘-Kapazität bereitzustellen.“

BFF schätzt, dass diese Importe Europa innerhalb von fünf Jahren zwischen 6,68 und 7,56 Milliarden Euro kosten könnten – mit den größten Vorteilen für die fossile Industrie in den USA und in Russland. Im selben Zeitraum könnte das Joint Venture laut BFF so viele Treibhausgase ausstoßen wie Irland oder Dänemark in etwa einem Jahr.

Gericht verurteilt TotalEnergies wegen irreführender Klimaaussagen

Schon zuvor hatten Beobachter die Klimaversprechen beider Unternehmen infrage gestellt. Im Oktober 2025 erklärte ein Gericht in Paris die Klimawerbung von TotalEnergies für unzulässig. Die Richter stuften die Aussage, das Unternehmen stelle „das Klima ins Zentrum seiner Strategie“, als irreführend ein – angesichts der anhaltenden Ausweitung von Öl- und Gasförderprojekten.

TotalEnergies plant, seine LNG-Produktion bis 2030 jedes Jahr um rund drei Prozent zu erhöhen. Nach Anzahl der Länder verfügt der Konzern über die umfangreichsten kurzfristigen Ausbaupläne für fossile Projekte unter allen großen Öl- und Gasunternehmen.

EPH wiederum steht unter der Kontrolle des tschechischen Milliardärs Daniel Křetínský. Über die Muttergesellschaft EP Group ist EPH weiterhin der größte Kohleproduzent Europas. Das Unternehmen kündigt an, bis 2030 komplett aus der Kohle auszusteigen. Nach Recherchen der Finanz-NGO FIND, die 2025 veröffentlicht wurden, hat EPH jedoch viele Kohleanlagen nicht stillgelegt, sondern an die Schwestergesellschaft EP Energy Transition übertragen – inklusive gemeinsamer personeller, infrastruktureller und finanzieller Verflechtungen.

Auf Anfrage teilte ein Sprecher der EP Group mit, EPH und EP Energy Transition seien „strukturell und finanziell unabhängig“. Die Gewinne von LEAG – dem ostdeutschen Braunkohlekonzern, den EPH 2023 an eine Schwestergesellschaft übertragen hat – würden vollständig in die grüne Transformation reinvestiert und nicht als Dividenden ausgeschüttet.

Das Ziel der Neuordnung sei es, „die komplexe Transformation von Kohleanlagen zu einem nachhaltigen Modell zu vereinfachen und zu beschleunigen“.

Was bedeutet der Deal für Europas Energiesicherheit?

BFF veröffentlichte seinen Bericht zum Joint Venture kurz vor der Hauptversammlung von TotalEnergies am 29. Mai. Die Organisation argumentiert, der Deal verschärfe Europas Energieunsicherheit, statt sie zu entschärfen. An die Stelle der Abhängigkeit von russischem Pipelinegas trete eine Abhängigkeit von weltweit gehandeltem LNG, das ebenso anfällig für geopolitische Störungen und starke Preisschwankungen ist.

„Dieses Bündnis zwischen EPH, Europas führendem Entwickler von Gaskraftwerken, und TotalEnergies, dem größten LNG-Importeur Europas, ist darauf angelegt, die Profite dieser Unternehmen zu sichern und Europas Abhängigkeit von fossilem Gas zu verlängern – mit Folgen für das Klima und die Stabilität der Wirtschaft“, sagt Rémi Hermant, Kampaigner der NGO Reclaim Finance, die mit BFF zusammenarbeitet.

„Regierungen richten ihren Blick zunehmend auf eine sicherere Energiezukunft, die nicht mehr auf Gasimporte angewiesen ist. Für Banken sollten daher die Warnlampen aufleuchten. Sie wären gut beraten, jede finanzielle Unterstützung für TTEP und für Unternehmen, die neue Gaskraftwerke planen, auszuschließen.“

TotalEnergies wurde um eine Stellungnahme gebeten.