Warum Deutschland eine Kraftwerksstrategie braucht
Deutschland steht vor einer der größten Herausforderungen seiner Energiepolitik: Der gesetzlich verankerte Ausstieg aus der Kohleverstromung bis spätestens 2038 führt dazu, dass in den kommenden Jahren mehr als 30 Gigawatt (GW) gesicherte Leistung wegfallen werden. Gleichzeitig stammt ein wachsender Anteil der Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie, also aus Quellen, die naturgemäß schwanken. In sogenannten Dunkelflauten, also Phasen ohne ausreichend Wind und Sonnenstrom, muss ein Teil des Strombedarfs durch konventionelle Kraftwerke gedeckt werden. Ohne den Zubau neuer steuerbarer Kraftwerkskapazitäten drohen somit reale Versorgungsrisiken. Genau dieses Problem soll die Kraftwerksstrategie der Bundesregierung lösen: Sie soll den Rahmen schaffen, um moderne, flexible und perspektivisch klimaneutrale Kraftwerke zu errichten, die einspringen können, wenn erneuerbare Energien nicht ausreichend liefern.
Das Thema ist aktueller denn je: Am 15. Januar 2026 hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) eine Grundsatzeinigung mit der Europäischen Kommission über die Eckpunkte einer neuen Kraftwerksstrategie verkündet. Danach sollen die ersten Ausschreibungen für neue steuerbare Kapazitäten noch 2026 stattfinden. Für potenzielle Kraftwerksbetreiber, Projektentwickler und Investoren ist jetzt also der richtige Zeitpunkt, um sich gut zu positionieren.
Vom Energy-Only-Markt zum Kapazitätsmarkt – Ein Paradigmenwechsel
Um die Tragweite der Kraftwerksstrategie zu verstehen, lohnt sich ein Blick auf die Architektur des deutschen Strommarkts. Bislang basiert dieser auf dem sogenannten Energy-Only-Markt (EOM): Kraftwerksbetreiber werden ausschließlich für den Strom vergütet, den sie erzeugen und ins Netz einspeisen. Ein Kraftwerk, das bereitsteht, aber nicht läuft, erzielt keine Einnahmen.
In einem System mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energien wird dieses Modell jedoch zunehmend problematisch. Steuerbare Kraftwerke wie moderne Gaskraftwerke werden in Zukunft deutlich weniger Betriebsstunden haben. Ihre Aufgabe wird es sein, in Dunkelflauten als Absicherung bereitzustehen. Im reinen EOM fehlt der wirtschaftliche Anreiz, solche Kraftwerke zu bauen und vorzuhalten, da die Erlöse aus den wenigen Einsatzstunden die hohen Investitionskosten nicht decken. Hier setzt der Kapazitätsmarkt an: Er vergütet Kraftwerksbetreiber nicht nur für gelieferten Strom, sondern auch für das Bereithalten gesicherter Leistung. So wird ein Investitionsrahmen geschaffen, der den Bau neuer Kraftwerke wirtschaftlich ermöglicht, auch wenn diese nur selten zum Einsatz kommen.
Die Geschichte der Kraftwerksstrategie – Von der Ampel bis zum Scheitern
Bereits die Ampel-Koalition aus SPD, Grünen und FDP hatte den Ausbau von Gaskraftwerken als Lösung für eine stabile Stromproduktion ausgemacht. Im Februar 2024 einigten sich die Koalitionsspitzen auf die Grundzüge einer Kraftwerksstrategie, die im Juli 2024 konkretisiert und in den Entwurf des Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) überführt wurde.
Das KWSG sah die Ausschreibung von insgesamt 12,5 GW Kraftwerkskapazität und 500 Megawatt (MW) Langzeitspeichern in zwei Säulen vor. In der ersten Säule waren 5 GW neue wasserstofffähige Gaskraftwerke (sogenannte H₂-ready-Kraftwerke), 2 GW Modernisierungen bestehender Anlagen auf H₂-Readiness, 500 MW reine Wasserstoffkraftwerke (sogenannte „Sprinter”) sowie 500 MW Langzeitspeicher vorgesehen. Die H₂-ready-Kraftwerke sollten spätestens ab dem achten Betriebsjahr auf grünen oder blauen Wasserstoff umstellen. In der zweiten Säule waren weitere 5 GW Gaskraftwerke zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit bei Dunkelflauten vorgesehen. Sowohl die Investitionskosten als auch die Differenzkosten zwischen Wasserstoff und Erdgas für den späteren Wasserstoffbetrieb sollten gefördert werden. Um die Redispatchkosten zu senken, sollten insbesondere Standorte im sogenannten netztechnischen Süden unterstützt werden. Ab 2028 war schließlich ein umfassender, technologieoffener Kapazitätsmechanismus geplant, in den die ausgeschriebenen Kraftwerke integriert werden sollten.
Die Konsultationsphase für das KWSG lief vom 11. September bis zum 23. Oktober 2024. Parallel dazu wurden die Eckpunkte mit der Europäischen Kommission vorbesprochen, da das Gesetz einer beihilferechtlichen Genehmigung bedurfte.
Der Bruch der Ampel-Koalition im November 2024 setzte den Planungen jedoch ein vorläufiges Ende. Zwar wurde am 22. November 2024 noch ein Referentenentwurf in die Verbändeanhörung gegeben und das damalige Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) betonte dessen Eilbedürftigkeit. Eine Verabschiedung im Bundestag fand jedoch nicht mehr statt. Auch die für Anfang 2025 geplanten ersten Ausschreibungen fielen aus.
Schon unter der Ampel wurde kritisiert, dass das Ausschreibungsvolumen von 12,5 GW auf lange Sicht nicht ausreicht. Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) bezifferte den Bedarf auf mindestens 25 GW neue H₂-ready-Gaskraftwerke. Zudem wurden der ambitionierte Zeitplan und die noch fehlende Ausgestaltung des Kapazitätsmechanismus infrage gestellt.
Neustart unter der Großen Koalition – Was sich jetzt ändert
Nach der Bundestagswahl im Februar 2025 und der Bildung einer „Großen Koalition“ aus CDU/CSU und SPD greift das Diskontinuitätsprinzip. Dadurch werden alle nicht abgeschlossenen Gesetzgebungsverfahren der vorherigen Legislaturperiode hinfällig. Somit ist der Entwurf des KWSG gegenstandslos geworden.
Die neue Regierung kündigte im Koalitionsvertrag allerdings eine zügige Überarbeitung der Kraftwerksstrategie an. Anstelle der ursprünglich geplanten 12,5 GW sollen bis 2030 nun bis zu 20 GW an Gaskraftwerksleistung gebaut werden – ein erheblich ambitionierteres Ziel. Die Ausschreibungen sollen technologieoffen, marktwirtschaftlich und vorrangig an bestehenden Kraftwerksstandorten sowie nach regionalem Bedarf erfolgen.
Am 15. Januar 2026 erzielte das BMWE dann eine Grundsatzeinigung mit der Europäischen Kommission über die Eckpunkte der neuen Kraftwerksstrategie. Demnach sollen bis 2026 neue steuerbare Kapazitäten von 12 GW ausgeschrieben werden. Davon sind 10 GW mit einem Langfristkriterium versehen. Diese Kapazitäten müssen über einen längeren Zeitraum hinweg Strom erzeugen können. Es ist sehr wahrscheinlich, dass es sich hierbei um wasserstofffähige Gaskraftwerke handeln wird. Zudem werden 2 GW gesicherte Leistung technologieoffen etwa für Batteriespeicher, Kleinanlagen und aggregierte Anlagen (Pooling) ausgeschrieben. Die Inbetriebnahme der ausgeschriebenen Kapazitäten ist spätestens für das Jahr 2031 vorgesehen. Bis spätestens 2045 müssen alle Kraftwerke zudem vollständig dekarbonisiert sein. Um dieses Dekarbonisierungsziel zu erreichen, sollen 2 GW bis 2040 und weitere 2 GW bis 2043 vorzeitig auf Wasserstoff umgestellt werden. Dafür sind unter anderem Differenzverträge für die zusätzlichen Brennstoffkosten bei einer vorzeitigen Umstellung vorgesehen. Weitere Ausschreibungen sollen in den Jahren 2027 und 2029/2030 folgen. Ab 2027 sollen zudem Ausschreibungen für einen umfassenden Kapazitätsmechanismus erfolgen. Dieser soll ab dem Jahr 2032 sicherstellen, dass ausreichend steuerbare Kapazitäten im System verfügbar sind. Dabei soll sich der Einsatz der Kraftwerke insgesamt effizient über den Strommarkt auf Basis der Merit Order entscheiden.
Doch auch die neuen Pläne sind umstritten. So erschwert die geänderte beihilferechtliche Begründung, nach der nun die Versorgungssicherheit statt des Klimaschutzes im Vordergrund steht, offenbar die Verhandlungen mit der EU-Kommission. Ein von der Deutschen Umwelthilfe beauftragtes Gutachten kommt zu dem Ergebnis, dass die auf Gaskraftwerke fokussierte Strategie gegen das EU-Beihilferecht verstoßen könnte, da auch Großbatteriespeicher hätten berücksichtigt werden müssen. Zudem hat das Energieunternehmen 1KOMMA5° bei der EU-Kommission Beschwerde eingelegt, da es die Subventionen für wettbewerbsverzerrend hält. Wegen der bestehenden Grundsatzeinigung ist eine vollständige Ablehnung der Strategie durch die Kommission unwahrscheinlich. Möglich ist, dass die Kommission im Rahmen des nun folgenden förmlichen Prüfverfahrens die technologieoffene Quote (derzeit 2 GW) noch einmal zu Lasten der fixen Gaskapazitäten anpasst. Das letzte Wort wird freilich der EuGH haben, sollten die Kommissionentscheidungen beklagt werden. Kontrovers diskutiert wird auch der Plan, Reservekraftwerke zur Stabilisierung des Strompreises einzusetzen. Dies würde einen erheblichen Markteingriff darstellen und Geschäftsmodelle von Batteriespeichern gefährden. Zudem soll der Kapazitätsmechanismus über eine Umlage finanziert werden, über die bisher jedoch wenig bekannt ist. Kritiker befürchten hier hohe Kosten für das System sowie für die Verbraucher.
Was bedeutet das für Unternehmen?
Die Kraftwerksstrategie eröffnet Stromversorgern, Projektentwicklern und Investoren zwar ein erhebliches Marktpotenzial, verlangt von ihnen jedoch auch entschlossenes Handeln. Konkret sollten Unternehmen bereits jetzt die folgenden Schritte prüfen:
- Standortsicherung: Da Ausschreibungen mit großer Wahrscheinlichkeit die Netzdienlichkeit der Standorte adressieren werden, ist davon auszugehen, dass ein deutlicher Schwerpunkt auf Süddeutschland zur Reduktion der Redispatchkosten gelegt wird. Wer geeignete Standorte – insbesondere im netztechnisch relevanten Süden bzw. im regional passenden Korridor mit belastbarer Einbindung ins Übertragungsnetz – sichern kann, verschafft sich einen Wettbewerbsvorteil.
- Genehmigungsplanung: Zwar sollen Planungs- und Genehmigungsverfahren substanziell beschleunigt werden, gleichwohl erfordert der Vorlauf ein straffes Projektrampenmanagement und eine frühe Abstimmung mit den Behörden (Immissionsschutz, Wasserrecht, Netzanschluss).
- Sicherung von Kernkomponenten und Baukapazitäten: Für potenzielle Kraftwerksbetreiber ist es von entscheidender Bedeutung, frühzeitig Zugriff auf die wesentlichen Kernkomponenten – insbesondere Gasturbinen, Dampfturbinen, Generatoren und Transformatoren einschließlich der zugehörigen Nebenanlagen – zu sichern. Gleiches gilt für die Verfügbarkeit von Kapazitäten bei den relevanten EPC-Unternehmen (Engineering, Procurement and Construction). Da sowohl die OEMs (Original Equipment Manufacturers) als auch die EPC-Unternehmen derzeit in einem ausgeprägten Verkäufer- bzw. Anbietermarkt agieren, sind Lieferslots und Baukapazitäten begrenzt. Unternehmen sollten daher bereits in einer frühen Projektphase die benötigten Komponenten und Umsetzungskapazitäten reservieren. Die Reservierung von Kapazitäten erfolgt in der Praxis in der Regel über den Abschluss von Exklusivitätsvereinbarungen mit den OEMs und EPC-Kontraktoren.
- H₂-Readiness: Alle im Rahmen der Strategie gebauten Kraftwerke müssen wasserstofffähig sein. Die technische Auslegung auf einen späteren Wasserstoffbetrieb sollte von Beginn an in die Planung integriert werden.
- Finanzierungsstrukturen: Das Ausschreibungsdesign und die Förderbedingungen werden voraussichtlich erst im Laufe des Jahres feststehen. Dennoch empfiehlt es sich, Finanzierungsmodelle bereits jetzt zu konzipieren und potenzielle Fördermittel zu identifizieren.
- Beihilfe- und vergaberechtliche Absicherung: Die Grundsatzeinigung stellt noch keine endgültige beihilferechtliche Genehmigung dar. Unternehmen sollten die beihilferechtlichen Rahmenbedingungen im Blick behalten und ihre Projekte so strukturieren, dass sie sich regelkonform an den Vergabeverfahren beteiligen können. Dazu gehört auch die Vorbereitung auf Präqualifizierungs- und Vergabeanforderungen. Unternehmen sollten die Veröffentlichungen zum Kraftwerkssicherheitsgesetz, das den gesetzlichen Rahmen für die Ausschreibungen bilden wird, monitoren.
Ausblick
Der politische Wille ist klar: Die ersten Kraftwerksausschreibungen sollen noch 2026 stattfinden. Damit dies gelingt, muss die Einigung kurzfristig, das heißt noch vor der Sommerpause des Bundestags, gesetzlich umgesetzt und von der Europäischen Kommission endgültig genehmigt werden. Erste Zuschläge könnten nach Einschätzung von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche dann bereits vor diesem Sommer erteilt werden.
Offen bleibt die konkrete Ausgestaltung des Kapazitätsmechanismus. Dieser wird voraussichtlich nicht mehr wie ursprünglich geplant im Jahr 2027 starten, sondern es sollen lediglich die maßgeblichen Entscheidungen im Jahr 2027 getroffen werden, sodass der Mechanismus ab dem Jahr 2032 operativ ist. Als Vorbild wird hier ein zentraler Kapazitätsmechanismus nach belgischem Modell diskutiert.
Fest steht: Die Kraftwerksstrategie ist kein fernes Zukunftsprojekt mehr, sondern ein konkretes regulatorisches Vorhaben mit unmittelbarem Handlungsbedarf. Wer sich frühzeitig positioniert – bei Standorten, Genehmigungen, OEM und EPC-Kapazitäten sowie Finanzierung –, wird von den bevorstehenden Ausschreibungen profitieren können. Die kommenden Monate werden zeigen, ob der Gesetzgeber den ambitionierten Zeitplan einhalten kann. Unternehmen, die in diesem Markt aktiv werden wollen, sollten die Entwicklungen eng begleiten und jetzt mit ihren Vorbereitungen beginnen, um sich erfolgreich an den Ausschreibungen beteiligen zu können.
