1. Akteursvielfalt
Deutschlands größte Kraftwerksbetreiber haben großes Interesse daran, neue Gaskraftwerke zu bauen. Der Essener Energiekonzern RWE will bei den ersten Ausschreibungen in diesem Jahr bis zu drei Gigawatt (GW) bezuschlagt bekommen. Dies bestätigte Vorstandschef Markus Krebber bei einer Presseveranstaltung auf ZFK-Nachfrage.
Weil auch die Kraftwerksbetreiber Iqony (will bis zu 2,5 GW zubauen) Uniper, EnBW und Statkraft Gebote von insgesamt mehreren Gigawatt auf die Waage bringen dürften, wird viel Wettbewerb um die in Aussicht gestellten 10 GW erwartet.
Die genannten Unternehmen haben den Vorteil, dass sie bereits bestehende Kern-, Kohle- und Gaskraftwerksstandorte haben. Damit gehen Vorteile bei Stromnetzanschluss und Personalgewinnung sowie, zumindest bei Gaskraftwerken, Gasnetzanschluss einher.
Die Gefahr aus Sicht kleinerer Konkurrenten und Verbraucher: Wenn die größten Kraftwerksbetreiber die geplanten Ausschreibungsmengen unter sich aufteilen würden, könnten sie ihre Marktmacht damit weiter ausbauen.
Sven Becker, Chef der Stadtwerke-Kooperation Trianel, plädiert für Kriterien, die eine "Oligopolisierung" des Erzeugungsmarkts verhindern. Die neuen Gaskraftwerke würden in Zukunft eine wichtige Rolle bei der Preissetzung spielen, sagte er bei einem Pressegespräch. "Wenn sie in der Hand von drei Akteuren sind, ist das nicht gerade wettbewerbsfördernd."
Auch das Bundeskartellamt beäugt mögliche Konzentration von Marktmacht von Amts wegen kritisch. In einem Positionspapier von Dezember 2025 sprach sich die Kontrollbehörde dagegen aus, Ausschreibungen faktisch auf Atom- und Kohlestandorte zu beschränken. "Es erschließt sich nicht, warum bestehende Gaskraftwerksstandorte oder ‘die grüne Wiese’ von der Ausschreibung ausgeschlossen werden sollten."
Das Bundeskartellamt lehnt zudem Mindestkapazitäten ab. Im Kraftwerkssicherheitsgesetz des damaligen Bundeswirtschaftsministers Robert Habeck (Grüne) waren mindestens zehn Megawatt (MW) erforderlich. Noch ist offen, ob es eine solche Mindestkapazität wieder geben wird.
Das Bundeskartellamt kann sich ferner eine Begrenzung des Kapazitätsvolumens vorstellen, das an einen einzelnen Bieter geht. Die Behörde hält eine Obergrenze von höchstens zehn Prozent der insgesamt ausgeschriebenen Kapazität für sinnvoll. Das würde im RWE-Falle heißen: Statt der gewünschten 3 wäre nur noch maximal 1 GW drin.
2. Zeitplan
Laut Eckpunkten des Bundeswirtschaftsministeriums müssten die 12 GW der ersten Ausschreibungsrunden bis 2031 an den Markt kommen. Marktexperte Nicolas Leicht vom Analysehaus Aurora Energy Research hält dies für "sehr herausfordernd". Große Gas-und-Dampf-Kraftwerke hätten typische Realisierungszeiträume von fünf bis sieben Jahren.
Noch deutlicher wurde RWE-Chef Krebber. "Kein Mensch wird es schaffen, bis 2031 auf der grünen Wiese ein Kraftwerk zu bauen", sagte er. Aus seiner Sicht kommen für diesen Zeitraum ausschließlich bereits bestehende Kraftwerksstandorte infrage.
Erschwerend kommt hinzu, dass die Auftragsbücher von Gasturbinenhersteller gut gefüllt sind. Wer keine Vorverträge unterzeichnet hat, muss sich wohl auf längere Lieferzeiten einstellen.
Wenn Knappheit herrscht, geht der Preis nach oben. Da sind Gaskraftwerke keine Ausnahme. Hier seien die Kosten weltweit im Vergleich zu anderen Stromerzeugungs-Technologien am stärksten gestiegen, sagte RWE-Chef Krebber.
Der Energiemanager fühlt sein Unternehmen jedoch gut vorbereitet. Krebber zeigte sich "durchaus optimistisch", dass die ersten Anlagen bereits 2029 ans Netz gehen könnten, wenn die Ausschreibungsergebnisse im dritten Quartal dieses Jahres vorliegen würden. Ob Letzteres so kommt, ist offen.
3. Kriterien
Ein größerer Streitpunkt beim Kraftwerkssicherheitsgesetz der damaligen Ampel-Koalition waren aus Investorensicht zu starre Kriterien. Man dürfe die Ausschreibungskriterien "nicht überfrachten", heißt es nun wieder in Branchenkreisen. Trianel-Chef Becker warnte vor einer "Überbürokratisierung".
Beispiel Netzdienlichkeit: Wer bestimmte Netzdienstleistungen von Kraftwerken anfordere, soll dies über eigene Ausschreibungen machen, heißt es in der Branche. Ansonsten treibe das unnötig die Preise. Welche Netzdienstleistungen von neuen Gaskraftwerken gefordert werden, ist noch nicht bekannt.
Für eine "einfache" und "pragmatische" Lösung warb auch RWE-Chef Krebber. Das gelte ebenso für die Umstellung auf Wasserstoff.
Ein verpflichtender Betrieb der meisten neuen Gaskraftwerke mit Wasserstoff spätestens ab dem achten Betriebsjahr ist in den Plänen des Bundeswirtschaftsministeriums nicht mehr vorgesehen. Faktisch hätte ein Großteil der Kraftwerke demnach bereits in den 2030er-Jahren mit Wasserstoff laufen müssen. Stattdessen soll jetzt ein Fünftel der geförderten Gaskraftwerksleistung im Jahr 2040 auf Wasserstoff umgestellt werden. Ein weiteres Fünftel soll drei Jahre später folgen.
4. NRW-Braunkohleausstieg
Das bevölkerungsreichste Bundesland Nordrhein-Westfalen will bereits Ende März 2030 aus der Braunkohle aussteigen. Darauf einigten sich Bund, Land und Kraftwerksbetreiber RWE im Energiekrisenjahr 2022.
Die Verzögerung der Kraftwerksstrategie hat diesen Zeitplan infrage gestellt. Noch in diesem Jahr soll die Bundesregierung prüfen, ob die nordrhein-westfälischen Braunkohlekraftwerke in die Reserve geschickt werden sollen. Heißt: Die Kraftwerke würden nicht mehr am Strommarkt teilnehmen, sondern nur noch dann zum Einsatz kommen, wenn der zuständige Übertragungsnetzbetreiber Amprion dies für nötig hält.
RWE sei auf einen etwaigen Reserveeinsatz vorbereitet, sagte Krebber. "Die Frage stellt sich aber nicht heute", sagte er. "Wir brauchen nicht vier Jahre Vorlauf, um unsere Pläne anzupassen. Da reicht auch weniger Zeit." Klar sei: "RWE ist bis zum 31. März 2030 aus der Kohleverstromung raus. Wenn die Bundesregierung Sorge um die Versorgungssicherheit hat, kann sie die Kraftwerke drei Jahre in die Reserve nehmen."
Apropos Kosten: Wie teuer ein möglicher Reserveeinsatz der RWE-Braunkohlekraftwerke kommen würde, hängt auch davon ab, wie schnell die Kraftwerke einsatzbereit sein müssen. Würden sie einige Wochen im Voraus für einen gewissen Zeitraum angefragt werden, wäre dies "relativ günstig", führte Krebber aus. Mit diesem Vorlauf könne man gut planen, wann man mit der Kohleförderung beginnen müsse.
Wenn die Reserveleistung aber innerhalb weniger Minuten bereitstehen müsste, würde es deutlich teurer werden. "Dann müsste man das ganze System im Grunde genommen weiterfahren, als wenn man jeden Tag Strom produziert."
5. Reservekraftwerke
Sollten Reservekraftwerke für eine Übergangszeit nicht nur dann zum Einsatz kommen, um Netzengpässe abzufedern, sondern auch, um Preise zu stabilisieren?
Der Kraftwerksbetreiber Iqony befürwortet das. "Das wäre die logische Ergänzung zur Kraftwerksstrategie und ein Vehikel, um die hohen Strompreise in Deutschland zu dämpfen", schrieb Konzernchef Andreas Reichel vergangenen November in einem ZFK-Gastbeitrag. Auch im Koalitionsvertrag von Union und SPD taucht diese Forderung auf.
RWE-Chef Krebber hält von diesem Vorschlag nichts. "Das hört sich auf den ersten Blick logisch und gut an", sagte er. "Aber wenn man durchrechnet und fragt, wie groß die Effekte sind, dann ist das eine Nebelkerze."
Auch Trianel-Chef Becker erteilte dem Reservekraftwerk-Vorschlag eine klare Absage. Die Politik habe immer gesagt, dass Preisspitzen auf dem Strommarkt das neue Mantra seien. So könnten Spitzenlastkraftwerke ihre Kapitalkosten zurückverdienen. Dies würde konterkariert werden, wenn vom Markt genommene Reservekraftwerke plötzlich auf den Markt zurückkehren und Preise dämpfen könnten. "Die Politik führt sich, wenn sie solche Maßnahmen durchführt, selbst ad absurdum."
