Kraftwerksstrategie 2026 sichert Versorgung, zementiert aber fossile Strukturen auf Kosten dezentraler Alternativen

Mit dem beschlossenen Ausstieg aus der Kohleverstromung (spätestens 2038) und dem bereits vollzogenen Kernkraftausstieg (2023) steht Deutschland vor der zentralen Herausforderung, die Versorgungssicherheit im Stromsystem langfristig zu gewährleisten. Erneuerbare Energien bilden zwar zunehmend das Rückgrat der Stromerzeugung, doch in Zeiten geringer Wind- und Solareinspeisung („Dunkelflauten“) werden steuerbare Kapazitäten benötigt, die zuverlässig Strom liefern können.

Bereits die Ampel-Koalition hatte sich im Februar 2024 auf Kernelemente einer Kraftwerksstrategie geeinigt, die den Bau von 10 GW wasserstofffähigen Gaskraftwerken vorsah. Nach dem Urteil des Bundesverfassungsgerichts zum Klima- und Transformationsfonds (KTF) im November 2023 und dem anschließenden Scheitern der Ampel-Regierung Ende 2024 ging das Vorhaben zunächst nicht über das Entwurfsstadium hinaus.

Die große Koalition griff das Thema im Koalitionsvertrag auf und setzte den Rahmen ambitionierter an: „bis zu 20 GW an Gaskraftwerksleistung bis 2030“. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) erklärte die Kraftwerksstrategie nach ihrem Amtsantritt im Mai 2025 zur Priorität. Es folgten monatelange Verhandlungen mit der EU-Kommission, da die vorgesehenen staatlichen Beihilfen der Genehmigung durch Brüssel bedürfen.

Nun wurde sich auf die folgenden Punkte der Kraftwerksstrategie geeinigt:

• 12 GW neue steuerbare Kapazität werden noch 2026 ausgeschrieben
• Davon 10 GW mit Langfristkriterium (mindestens 10 Stunden ununterbrochene Stromerzeugung) – de facto auf Gaskraftwerke zugeschnitten
• 2 GW technologieoffen – auch für Speicher und andere Technologien
• Alle neuen Kraftwerke müssen wasserstofffähig (H₂-ready) gebaut werden
• Vollständige Dekarbonisierung bis spätestens 2045
• Inbetriebnahme bis 2031
• Weitere Ausschreibungen in 2027 und 2029/2030 für Neu- und Bestandsanlagen
• Einführung eines technologieoffenen Kapazitätsmarktes ab 2032

Die Einigung ist eine „Zwischenverständigung“ – das formale beihilferechtliche Genehmigungsverfahren der EU-Kommission läuft noch und kann erst abgeschlossen werden, wenn der deutsche Gesetzgebungsprozess beendet ist.

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Das Non-Paper: 41 GW statt 12 GW

Die offizielle Kommunikation mit den genannten Ausschreibungsvolumina erzählt nur einen Teil der Geschichte. Ein von der Deutschen Umwelthilfe (DUH) veröffentlichtes Verhandlungsdokument vom 31. Dezember 2025 zwischen der Bundesregierung und Brüssel offenbart einen geplanten Ad Hoc Kapazitätsmarkt mit einem Gesamtvolumen von rund 41 GW, welches im Bedarfsfall den regulären Kapazitätsmarkt unterstützt.

Die zentralen Erkenntnisse aus dem Non-Papier zeigen, dass das tatsächliche Ausschreibungsvolumen (41 GW) fast doppelt so hoch wie der von der BNetzA identifizierte Bedarf (22,4 GW; und 35,5 GW bei verzögerter Energiewende) liegt. Darin erhalten auch nur 4 von 41 GW konkrete Anreize zur Dekarbonisierung. Der Rest darf bis 2045 fossil betrieben werden – trotz H₂-readiness-Auflage fehlen verbindliche Umstiegspflichten und Finanzierungsanreize für 8 der 12 GW. Demand Side Response (DSR) – also die gezielte Verlagerung von Stromverbrauch als Alternative zum Kraftwerkseinsatz – ist bei den ersten Ausschreibungen explizit ausgeschlossen. Die Finanzierung erfolgt bis 2032 über Garantien und Kredite aus dem Bundeshaushalt – der Kapazitätsmarkt zur Refinanzierung über eine Umlage existiert bis dahin noch nicht. Die Bundesregierung und EU-Kommission räumen selbst ein, dass die EU-Rechtskonformität der 10-GW-Langfristausschreibung noch „bestmöglich zu begründen“ sei.

Tender	Zeitpunkt	Volumen	Besonderheiten
T-5	2026 (2–3 Runden)	12 GW	Nur Neuanlagen; keine grenzüberschreitende Teilnahme; 15-Jahres-Verträge; kein Demand Side Response
davon:		10 GW	Langfristkriterium mit einem Standortbonus für Süddeutschland
davon:		2 GW	Technologieoffen
T-4	2027	21–26 GW	Neu- und Bestandsanlagen; 1–15 Jahre Vertragsdauer; ggf. grenzüberschreitend (1-Jahres-Verträge)
T-2	2029	3–8 GW	Restvolumen; ggf. grenzüberschreitend
Dekarbonisierung	2032–2035	2+2 GW	Anreize für H₂-Umstieg bis 2040/2043; Contracts for Difference

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Reaktionen: Zuspruch und fünf EU-Beschwerden

BDEW, VKU und die Gas- und Wasserstoffwirtschaft begrüßten die Einigung als „wichtigen Schritt für die Versorgungssicherheit“. Die gemeinsame Forderung: schnelle Wahl eines technologieoffenen Kapazitätsmarktmodells ab 2032, das auch Speicher, KWK, Biogas und Wasserkraft einbezieht. Der VKU forderte zudem kleinere Losgrößen, um Stadtwerken die Teilnahme zu ermöglichen.

Auf der Gegenseite haben bereits fünf Organisationen formal Beschwerde bei der EU-Kommission eingereicht: DUH, ClientEarth, Octopus Energy, Green Planet Energy und 1KOMMA5°. Ihre Kernkritik: Überdimensionierung, fossiler Lock-in durch das Langfristkriterium, Ausschluss dezentraler Flexibilitäten und Verstoß gegen das Binnenmarktprinzip.

• DUH: Die DUH sieht in den Plänen einen Verstoß gegen den europäischen Beihilferahmen für Klima-, Umweltschutz- und Energievorhaben. DUH-Bundesgeschäftsführer Sascha Müller-Kraenner sprach von „völlig überdimensionierten 41 Gigawatt“, mit denen die Ministerin „den großen Energiekonzernen langfristig ihr Geschäft sichern“ wolle. Constantin Zerger (DUH) bezeichnete das nachträgliche Suchen nach Argumenten für die Begründung der Einigung als „handfesten Skandal“.
• BEE: Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) warnt vor fossilen Überkapazitäten und fordert eine Umstellung auf Wasserstoff bis spätestens 2035 statt 2040–2045. Der BEE betont, dass Bioenergie allein durch Leistungssteigerung kurzfristig 12 GW und bis 2045 sogar 24 GW steuerbarer Leistung liefern könne.
• Neue Versorger: Unternehmen wie 1KOMMA5°, Octopus Energy und Green Planet Energy legten eigenständig Beschwerde bei der EU-Kommission ein. Philipp Schröder (1KOMMA5°) kritisiert, dass dezentrale Flexibilität und virtuelle Kraftwerke sowohl direkt als auch indirekt über die Erbringungsdauer ausgeschlossen würden. Octopus Energy bezeichnet den Ansatz als „Werkzeuge aus dem letzten Jahrhundert“, die den Strompreis für Verbraucher unnötig verteuerten. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) plädiert stattdessen für eine marktwirtschaftliche Absicherungspflicht ohne Subventionen.
• BUND / ClientEarth: BUND-Geschäftsführerin Verena Graichen kritisiert eine „Energiepolitik von gestern, die klimagerechte, kostengünstige Lösungen vernachlässigt und fossile Geschäftsmodelle subventioniert“. Auch ClientEarth schloss sich den Beschwerden bei der EU-Kommission an.
• Grüne: Bündnis 90/Die Grünen weisen darauf hin, dass der finale Entwurf den Habeck-Plänen stark ähnele. Katrin Uhlig (Wirtschafts- und Energieausschuss) kommentierte, man hätte das Ergebnis bereits Anfang 2025 haben können, statt ein Jahr mit Neuverhandlungen zu verlieren.

Es ist nicht auszuschließen, dass die EU-Kommission im finalen Beihilfeverfahren Änderungen verlangt.

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Implikationen für die Branche

Die Strategie wirft drei zentrale Fragen auf. Zum einen ist dies die Dimensionierung. 41 GW übersteigen selbst das pessimistische BNetzA-Szenario. Das Risiko fossiler Stranded Assets bei steigendem EE-Anteil ist real; die Kosten für Kapazitätsvorhaltung verbleiben bei den Stromkunden. Zum anderen bringt es die Frage der Technologieoffenheit mit sich. Das 10-Stunden-Kriterium schließt Batteriespeicher, virtuelle Kraftwerke und DSR aus. Das steht im Spannungsverhältnis zum CISAF-Framework, das technologieneutrale Mechanismen fordert, und schmälert den Wettbewerbsdruck. Und drittens ist die Frage der Dekarbonisierung zu klären. Nur 4 von 41 GW erhalten konkrete H₂-Anreize. Das H₂-Kernnetz (9.040 km, genehmigt Oktober 2024) wird mit Milliarden ausgebaut, doch die Kraftwerksnachfrage als Ankernutzer entsteht frühestens 2040.

Für Investoren und Anlagenbetreiber ist die Einigung ein klares Startsignal – wer sich an den Ausschreibungen beteiligen will, muss sich jetzt auf H₂-ready-Spezifikationen, Standortbonus für Süddeutschland und Inbetriebnahmefristen bis 2031 vorbereiten. Gleichzeitig sind die Risiken erheblich: Das Gesetzgebungsverfahren kann sich verzögern, die Beihilfegenehmigung ist unsicher, und für Stadtwerke werden die Losgrößen über die Teilnahmechancen entscheiden. Betreiber dezentraler Flexibilitäten bleiben vom T-5-Tender ausgeschlossen, können aber auf den Kapazitätsmarkt ab 2032 setzen. Entscheidend wird sein, ob die EU-Kommission trotz der fünf Beschwerden und der im Non-Paper selbst eingeräumten Konformitätsbedenken die Genehmigung erteilt – und ob 41 GW dem tatsächlichen Bedarf entsprechen oder fossile Überkapazitäten auf Jahrzehnte zementieren.

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Quellen:

BMWE – Pressemitteilung: „Grundsatzeinigung mit der Europäischen Kommission über Eckpunkte der Kraftwerksstrategie“, 15.01.2026

Non-Paper – „Non-Paper Power Plant Strategy 2031 (DRAFT)„, datiert 31.12.2025, veröffentlicht von der DUH

BNetzA – Monitoringbericht zur Versorgungssicherheit, September 2025