Im September 2026 soll in Deutschland ein energiepolitisches Großprojekt starten, das seit Jahren überfällig ist: Die Bundesregierung will erstmals neue steuerbare Kraftwerke mit einer Kapazität von bis zu 12 Gigawatt ausschreiben. Es ist der erste konkrete Schritt einer Kraftwerksstrategie, über die in Berlin und Brüssel seit mehr als zweieinhalb Jahren verhandelt wurde. Die Ausschreibung ist weit mehr als ein bürokratischer Akt - sie markiert den Beginn eines grundlegenden Umbaus der deutschen Stromversorgung, dessen Notwendigkeit unbestritten ist, dessen Umsetzung jedoch mit erheblichen Risiken behaftet bleibt.
Deutschlands Stromerzeugung hat sich in den vergangenen Jahren dramatisch verändert. Im Mai 2025 betrug die Gesamtnettoleistung aller Erzeugungsanlagen rund 265 Gigawatt - doch rund 67% davon stammten aus erneuerbaren Energien wie Wind und Solar. Diese Anlagen sind wetterabhängig und damit nicht steuerbar. Sie liefern dann Strom, wenn Wind weht und die Sonne scheint, aber nicht auf Abruf.
Was bleibt, wenn man die erneuerbaren Anlagen herausrechnet, ist der steuerbare Kraftwerks-Park: rund 35 Gigawatt aus Gaskraftwerken, dazu etwa 23 bis 25 Gigawatt aus Kohle sowie ergänzende Kapazitäten aus Pumpspeichern, Wasserkraft und Biomasse. Diese Anlagen bilden das Rückgrat der Versorgungssicherheit - sie springen ein, wenn Wind und Sonne nicht ausreichen, wenn der Verbrauch sprunghaft steigt oder wenn das Netz stabilisiert werden muss.
Das Problem: Dieser steuerbare Kern schrumpft. Seit dem Atomausstieg im April 2023 fehlen die Kernkraftwerke. Durch den beschlossenen Kohleausstieg - spätestens 2038, in Nordrhein-Westfalen bereits 2030 - fallen in den kommenden Jahren weitere Gigawatt weg. Allein bis 2030 werden nach Unternehmensangaben rund 6,5 Gigawatt Kohlekapazität vom Netz gehen. Gleichzeitig steigt der Strombedarf strukturell an. Es entsteht eine Versorgungslücke, die ohne Gegenmaßnahmen reale Konsequenzen für die Versorgungssicherheit hätte.
Das zentrale Schreckensszenario in der deutschen Energiedebatte ist die sogenannte Dunkelflaute: jene Wetterlagen, in denen über Tage kaum Wind weht und die Sonne nicht scheint. In solchen Perioden kann ein Stromsystem, das stark auf erneuerbare Energien setzt, ohne steuerbare Reserven an seine Grenzen stoßen.
Dunkelflauten sind dabei kein seltenes Extremereignis. Eine Periode mit weniger als 10% erneuerbarer Einspeisung relativ zur installierten Leistung tritt im Schnitt etwa alle drei Tage auf und dauert typischerweise rund 13 Stunden. Kritischer sind die langen Flauten: Die bisher längste gemessene Dunkelflaute in Deutschland dauerte 2023 ganze 161 Stunden - knapp sieben Tage. Im November 2024 musste Deutschland über mehr als 140 Stunden kontinuierlich mindestens fünf Gigawatt Strom importieren, weil die eigene steuerbare Erzeugung nicht ausreichte.
Verschärfend kommt hinzu, dass Dunkelflauten in der Regel großräumige Hochdrucklagen folgen - ganz Europa ist dann gleichzeitig betroffen. Importstrom aus Nachbarländern, auf den Deutschland in normalen Zeiten zuverlässig zurückgreifen kann, ist in solchen Momenten knapp und teuer.
Die politische Geschichte der deutschen Kraftwerksstrategie ist eine Geschichte des Zögerns, des Scheiterns und des Neubeginns. Bereits die Ampelkoalition erkannte den Handlungsbedarf und arbeitete an einem Kraftwerkssicherheitsgesetz, das den Bau von rund 12,5 Gigawatt neuer wasserstofffähiger Gaskraftwerke fördern sollte. Doch das Gesetz scheiterte mit dem Bruch der Koalition im Herbst 2024 und kam nie über das Entwurfsstadium hinaus.
Die neue Bundesregierung unter CDU/CSU und SPD übernahm das Thema im Koalitionsvertrag, formulierte anfangs sogar ehrgeiziger - bis zu 20 Gigawatt bis 2030 - und setzte auf Neuverhandlungen mit der EU-Kommission, da staatliche Förderung für Kraftwerke als Beihilfe gilt und der Genehmigung Brüssels bedarf. Erst am 15. Januar 2026 kam die Grundsatzeinigung. Das Ergebnis war aus Sicht der Kritiker ernüchternd: Im Kern ähnelt es weitgehend den Plänen, die Robert Habeck bereits Anfang 2025 hätte vorlegen können. Die Grünen kommentierten trocken, man habe ein Jahr durch unnötige Neuverhandlungen verloren.
Was konkret vereinbart wurde: Im Jahr 2026 sollen 12 Gigawatt neue steuerbare Kapazität ausgeschrieben werden, davon 10 Gigawatt mit einem sogenannten Langfristkriterium. Das bedeutet, die Anlagen müssen in der Lage sein, innerhalb einer Stunde hochzufahren und dann mindestens zehn Stunden lang ihre volle Leistung zu liefern. Weitere Ausschreibungsrunden sind für 2027 und 2029/2030 geplant. Ab 2032 soll ein umfassender Kapazitätsmarkt die Versorgungssicherheit dauerhaft absichern. Alle neuen Kraftwerke müssen wasserstofffähig gebaut werden und bis spätestens 2045 vollständig dekarbonisiert sein.
Die neuen Kraftwerke werden sich von dem, was Deutschland bislang betreibt, technisch erheblich unterscheiden - und das ist keineswegs trivial.
Alte Braunkohlekraftwerke sind für Dauerbetrieb ausgelegt. Ein Kaltstart dauert sechs bis zwölf Stunden, die Lastregelung ist träge und beträgt typischerweise nur ein bis 3% der Nennleistung pro Minute. Diese Anlagen wurden nie als flexible Backup-Systeme konzipiert, sondern als zuverlässige Grundlastmaschinen für eine Zeit, in der Strom rund um die Uhr gebraucht und die Produktion entsprechend geplant werden konnte.
Die nun ausgeschriebenen Gaskraftwerke müssen einer völlig anderen Logik folgen. Moderne Gasturbinen der neuesten Generation - etwa die Siemens-Klasse SGT-8000H oder vergleichbare GE-Produkte - erreichen Kaltstartzeiten von unter 30 Minuten. Im kombinierten Gas-und-Dampf-Betrieb (GuD), bei dem die Abwärme der Gasturbine noch einmal in einer Dampfturbine zur Stromerzeugung genutzt wird, sind Wirkungsgrade von 63% bis 64% möglich - ein Wert, den ältere Anlagen dieses Typs nur mit deutlich längeren Anlaufzeiten erreichten. Die neuen Anlagen sollen Laständerungen von 5% bis 10% der Nennleistung pro Minute bewältigen, also zwei- bis dreimal schneller reagieren als Kohlekraftwerke.
Besondere Anforderungen stellt die H2-Ready-Auslegung. Wasserstoff verbrennt heißer als Erdgas, hat andere chemische Eigenschaften und erfordert angepasste Brennkammermaterialien und Regelungstechnik. Die Kraftwerke werden zunächst mit Erdgas betrieben - grüner Wasserstoff in relevanten Mengen ist schlicht noch nicht verfügbar - müssen aber so gebaut sein, dass die spätere Umstellung ohne grundlegenden Neubau möglich ist.
Auffällig ist, dass Batteriespeicher in der ersten Ausschreibungsrunde faktisch ausgeschlossen sind. Der Grund liegt im Langfristkriterium: Großspeicher können heute typischerweise zwei bis vier Stunden ihre Nennleistung halten. Das Zehn-Stunden-Kriterium ist für sie nicht erfüllbar - außer durch Zusammenschluss sehr vieler Anlagen zu virtuellen Kraftwerken, was die Ausschreibung jedoch nicht explizit vorsieht. Kritiker wie der Deutschland-Chef von Octopus Energy haben darauf hingewiesen, dass ein Zusammenspiel aus Gaskraftwerken und Batteriespeichern für viele Szenarien kosteneffizienter wäre: Gaskraftwerke liefern die Grundlast, Speicher glätten die Spitzen und reduzieren die benötigte Kapazität. Dieser technologieoffene Ansatz ist erst für die Folgerunden 2027 und 2029/2030 vorgesehen.
Das Zehn-Stunden-Kriterium ist technisch sinnvoll für den Alltag - es deckt jene kurzen, häufig auftretenden Schwächephasen ab, in denen Wind und Solar nachmittags nachlassen und die abendliche Spitzenlast gedeckt werden muss. Für eine echte mehrtägige Dunkelflaute ist es jedoch keine hinreichende Antwort.
Die Gaskraftwerke können selbstverständlich länger als zehn Stunden laufen - solange Erdgas vorhanden ist. Das ist auch der Punkt: Bei einer langen Dunkelflaute verlagert sich das Problem von der Kraftwerkskapazität zur Brennstoffversorgung. Wenn ganz Europa gleichzeitig eine Dunkelflaute erlebt und der Gasbedarf überall gleichzeitig steigt - für Heizung, Industrie und Stromerzeugung - geraten auch die deutschen Gasspeicher unter Druck. Deutschland verfügt zwar über erhebliche Speicherkapazitäten von rund 250 Terawattstunden, aber ein wochenlanger Volllastbetrieb aller Gaskraftwerke bei gleichzeitig hohem Heizgasverbrauch im Winter wäre eine ernsthafte Belastungsprobe.
Langfristig verschärft sich das Problem noch. Ab 2035 bis 2040 sollen die neuen Kraftwerke auf Wasserstoff umgestellt werden. Wasserstoff lässt sich zwar speichern, aber grüner Wasserstoff in ausreichenden Mengen für wochenlange Dunkelflauten zu bevorraten ist eine gigantische infrastrukturelle Aufgabe, die heute noch völlig ungeklärt ist. Ein einziges großes Gaskraftwerk mit einem Gigawatt Leistung benötigt bei Volllast über sieben Tage grob ein bis zwei Terawattstunden Wasserstoffenergie-Äquivalent. Für den gesamten Bedarf fehlen Erzeugung, Pipelines und Speicher gleichermaßen.
Was tatsächlich helfen würde, aber noch weitgehend fehlt: Pumpspeicher können schnell reagieren, haben aber typisch nur sechs bis acht Stunden Energieinhalt. Demand-Response - also flexible Lasten wie Wärmepumpen, Elektroautos oder industrielle Großverbraucher - könnte erheblich zur Systemstabilität beitragen, ist aber noch kaum organisiert und automatisiert. Langzeitspeicher wie Power-to-Gas-Anlagen oder Redox-Flow-Batterien existieren bislang nicht in relevantem Maßstab.
Die Ausschreibung ab September 2026 ist erst der Anfang eines langen Weges. Zwischen Ausschreibung und Inbetriebnahme liegen für ein modernes GuD-Kraftwerk typischerweise fünf bis acht Jahre: Planung und Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz sowie Umweltverträglichkeitsprüfungen dauern zwei bis drei Jahre, der eigentliche Bau weitere drei bis vier Jahre. Die Kraftwerksstrategie sieht vor, dass die Anlagen spätestens 2031 ihren Betrieb aufnehmen - das ist bereits das absolute Minimum, kein komfortabler Puffer.
Ob dieser Zeitplan einzuhalten ist, darf bezweifelt werden. In Deutschland sind Genehmigungsverfahren für Großanlagen chronisch langsam. Beim Ausbau der erneuerbaren Energien hat das Land diese Erfahrung schmerzhaft gemacht: Windkraftgenehmigungen, die jahrelang festgesteckt haben, gehören zur jüngeren energiepolitischen Geschichte. Für Gaskraftwerke gibt es zwar weniger gesellschaftlichen Widerstand, aber Standortfragen, Netzanschluss und Umweltauflagen bremsen auch hier.
Ein weiteres reales Risiko sind die Lieferketten für große Gasturbinen. Siemens Energy und GE Vernova sind die einzigen weltweit relevanten Hersteller von Turbinen der neuesten Generation in der erforderlichen Leistungsklasse. Ihre Lieferzeiten liegen bereits heute bei drei bis vier Jahren - und Deutschland ist keineswegs das einzige Land, das gerade neue Gaskraftwerke bauen will. Europa, die USA und der Nahe Osten bestellen gleichzeitig, die Kapazitäten der Hersteller sind begrenzt.
Das ergibt ein kritisches Zeitfenster: Zwischen dem Kohleausstieg, der weiter Kapazität vom Netz nimmt, und dem Zulaufen neuer Anlagen gibt es eine Periode, in der die steuerbare Reserve schrumpft, ohne dass Ersatz vorhanden ist. Dieser Engpass wird durch Importe, Reservekraftwerke und Lastmanagement überbrückt werden müssen.
Die Kraftwerksstrategie steht unter Beschuss aus ungewöhnlich vielen Richtungen gleichzeitig.
Der Bundesrechnungshof hat in einem bemerkenswert scharfen Bericht festgestellt, dass die geplanten zehn Gigawatt nicht ausreichen werden. Gleichzeitig kritisierte er, dass der Netzausbau - ohne den neue Kraftwerke am falschen Ort gebaut werden und ihren Strom nicht dorthin liefern können, wo er gebraucht wird - bereits sieben Jahre und 6.000 Kilometer hinter der Planung zurückliegt. Besonders gravierend: Die Bundesnetzagentur betrachte in ihrem Versorgungssicherheitsmonitoring lediglich ein Best-Case-Szenario. Alternative Szenarien, in denen der Ausbau erneuerbarer Energien hinter den Zielen zurückbleibt, fänden keine Berücksichtigung, obwohl die reale Entwicklung genau das zeige. Das Frühwarnsystem sei damit faktisch ausgehebelt.
Aus der Wissenschaft kommt Kritik vor allem an der wirtschaftlichen Logik. Energieforscher Volker Quaschning weist darauf hin, dass fossiles Erdgas in Deutschland nur noch bis 2045 verwendet werden darf, die neuen Kraftwerke aber frühestens 2030 ans Netz gehen. Damit blieben ihnen rechnerisch nur etwa 15 Jahre Betriebszeit, um sich zu amortisieren - bei hohen Baukosten und einem Markt, in dem Batteriespeicher immer günstiger werden und den neuen Gaskraftwerken zunehmend die Betriebsstunden streitig machen. Es drohten sogenannte Stranded Assets: Kraftwerke, die gebaut werden, aber wirtschaftlich nicht rentabel betrieben werden können.
Die Branche selbst kritisiert vor allem die fehlende Technologieoffenheit der ersten Ausschreibungsrunde. Das Zehn-Stunden-Kriterium schließt Batteriespeicher, virtuelle Kraftwerke und Demand-Response-Systeme aus, obwohl diese für viele Szenarien kostengünstiger wären. Das Umweltbundesamt warnt vor einem anderen Risiko: Wenn zu viele Gaskapazitäten aufgebaut werden und dafür der Ausbau von Speichern und Netzen gebremst wird, entstehe eine Schieflage, die die Energiewende strukturell verlangsamt und die Stromkosten durch steigende CO₂-Preise langfristig erhöht.
Und schließlich: Selbst wenn die Strategie perfekt wäre, hätte man mit ihrer Umsetzung früher beginnen können. Die Grünen haben nicht Unrecht, wenn sie darauf hinweisen, dass das inhaltliche Ergebnis der Habeck-Planung von 2024 sehr ähnelt. Ein Jahr zusätzliche Neuverhandlungen hat den Baubeginn der dringend benötigten Anlagen um eben jenes Jahr verschoben.
So offen politisch nicht diskutiert wird, was im Ernstfall geschieht, wenn die neuen Gaskraftwerke nicht rechtzeitig fertig sind: Deutschland kann die Kohle notfalls weiterlaufen lassen.
Der Kohleausstieg ist im Kohleverstromungs-Beendigungsgesetz geregelt - einem normalen Bundesgesetz, das der Bundestag ändern kann. Es gibt dafür sogar einen etablierten Präzedenzfall: Die letzten drei Kernkraftwerke, die Ende 2022 hätten abgeschaltet werden sollen, liefen wegen der Energiekrise nach dem Angriff auf die Ukraine bis April 2023 weiter. Ein vergleichbarer Streckbetrieb für Kohlekraftwerke ist technisch einfach - solange die Anlagen noch in Betrieb sind und nicht abgerissen wurden.
Der Haken liegt im letzten Punkt. Kraftwerke, die endgültig stillgelegt und bereits abgebaut werden, sind unwiederbringlich weg. Kraftwerke in der sogenannten Kaltreserve hingegen - konserviert, aber nicht abgerissen - könnten innerhalb von Wochen bis Monaten reaktiviert werden. Die Betreiber RWE und LEAG haben wenig Interesse daran, ihre Anlagen vorschnell abzureißen; die implizite Rückversicherung existiert, auch wenn niemand sie laut ausspricht. Der politische Preis wäre gleichwohl hoch: Deutschland hat gegenüber der EU Klimaziele verbindlich kommuniziert, die Kohleregionen haben milliardenschwere Strukturhilfen auf Basis des Ausstiegsplans erhalten. Ein Rückrudern wäre ein erheblicher Vertrauensbruch.
Selbst wenn die 12 Gigawatt neuer Gaskraftwerke planmäßig fertiggestellt werden und die Kohleausstiegslücke schließen, bleibt eine weitere, strukturell noch größere Frage offen: Reichen die neuen Kapazitäten für den prognostizierten Anstieg des Stromverbrauchs?
Das Bundeswirtschaftsministerium erwartet einen Anstieg des Stromverbrauchs von rund 525 Terawattstunden im Jahr 2023 auf bis zu 750 Terawattstunden bis 2030 - ein Zuwachs von über 40% in weniger als zehn Jahren. Die Treiber sind bekannt: Elektromobilität, Wärmepumpen, die Produktion von grünem Wasserstoff, die Elektrifizierung der Industrie, der rasant wachsende Strombedarf von Rechenzentren und KI-Infrastruktur. Allein BASF schätzt, dass der Strombedarf seiner größten Produktionsstätten bis 2035 auf das Dreifache des heutigen Niveaus steigen könnte.
Das eigentliche Problem liegt weniger im Jahresverbrauch als in der Spitzenlast: dem maximalen gleichzeitigen Strombedarf, der zu jedem Moment gedeckt sein muss. Die Spitzenlast liegt heute bei rund 85 bis 90 Gigawatt. Mit vollständiger Elektrifizierung von Wärme, Verkehr und Industrie könnte sie bis 2040 auf 120 bis 150 Gigawatt steigen - und ein erheblicher Teil dieser Last fällt in Dunkelflauten an, wenn erneuerbare Energien kaum liefern.
Historisch wurden solche Prognosen regelmäßig unterschätzt. Seit 2010 hat die Bundesregierung ihre eigene Bedarfsprognose für 2030 von ursprünglich 520 auf 715 Terawattstunden korrigiert - eine Abweichung von 38%. Es gibt keinen Grund anzunehmen, dass die aktuellen Schätzungen besser sind.
Die zwölf Gigawatt neuen Gaskraftwerke ersetzen in erster Linie die wegfallende Kohle. Als Wachstumspuffer für den steigenden Verbrauch sind sie nicht dimensioniert. Dafür bräuchte es entweder erheblich mehr steuerbare Kapazität, oder - und das wäre der effizientere Weg - eine Kombination aus massiv beschleunigtem Ausbau erneuerbarer Energien, deutlich mehr Netzkapazität, skalierbaren Speichertechnologien und einem funktionierenden System zur Laststeuerung. Genau dieser breite Ansatz fehlt bislang noch weitgehend. Der Netzausbau liegt laut Bundesrechnungshof sieben Jahre hinter Plan.
Die Ausschreibung neuer steuerbarer Gaskraftwerke ab September 2026 ist richtig und notwendig. Ohne neue Backup-Kapazitäten ist die Versorgungssicherheit in einem Stromsystem, das zunehmend auf wetterabhängige erneuerbare Energien setzt, nicht dauerhaft gewährleistet. Dass überhaupt eine Einigung zustande kam, ist ein echter politischer Fortschritt.
Gleichzeitig wäre es verfehlt, die Kraftwerksstrategie als hinreichende Antwort auf die Herausforderungen der deutschen Energiewende zu betrachten. Sie adressiert das dringendste Problem - die durch den Kohleausstieg entstehende Lücke bei steuerbarer Leistung - mit einem Instrument, das spät kommt, knapp dimensioniert ist und in seiner ersten Runde technologische Alternativen unnötig ausschließt. Die eigentlichen Herausforderungen - der steigende Strombedarf, das Versorgungsproblem bei langen Dunkelflauten, die fehlende Wasserstoffinfrastruktur, der stockende Netzausbau - bleiben weitgehend ungelöst.
Was Deutschland braucht, ist nicht nur neue steuerbare Kapazität, sondern ein kohärentes Gesamtsystem: Kraftwerke, Netze, Speicher und Nachfragesteuerung, die aufeinander abgestimmt sind. Die Kraftwerksstrategie ist ein erster, überfälliger Baustein - aber erst der erste.