Neue Gaskraftwerke: Die erste Ausschreibung entspricht rund zwölf Milliarden Euro
Die Bundesnetzagentur hat elf Projekte mit zusammen 5.160 Megawatt anrechenbarer Leistung bezuschlagt. Die Kapazitätsvergütung entspricht rechnerisch gut 800 Millionen Euro jährlich über 15 Jahre. Wie sie finanziert wird, ist noch nicht abschließend geregelt; mehr als 99 Prozent der Zuschlagsmenge gingen an zwei Unternehmensgruppen.
Die Bundesnetzagentur hat am 3. November 2026 die ersten elf Zuschläge für neue Kraftwerkskapazitäten bekannt gegeben. Zusammen sollen die Anlagen 5.159,969 Megawatt sogenannte reduzierte Leistung bereitstellen. Das ist die nach gesetzlichen Faktoren für die Versorgungssicherheit anrechenbare Leistung; sie entspricht nicht zwingend der installierten Nennleistung. Die Projekte sollen spätestens 2031 verfügbar sein und einspringen können, wenn Wind- und Solaranlagen über längere Zeit zu wenig Strom liefern.
Die Ausschreibung war deutlich überzeichnet. Auf die angebotenen 4.500 Megawatt reduzierte Leistung (rMW) gingen 41 Gebote über zusammen rund 11.958 rMW ein. Sieben Gebote wurden wegen formaler oder materieller Mängel ausgeschlossen. Dass am Ende 5.160 statt 4.500 rMW Zuschläge erhielten, ist kein nachträglicher Ausbau des Programms: Nach den Ausschreibungsregeln wurde auch das erste Gebot berücksichtigt, mit dem die Zielmenge überschritten wurde.
Der mengengewichtete Zuschlagswert beträgt 155.296 Euro je rMW und Jahr; erlaubt waren höchstens 244.000 Euro. Auf die bezuschlagte Menge angewandt ergeben sich rechnerisch rund 801 Millionen Euro jährliche Kapazitätsvergütung. Über die vorgesehene Laufzeit von 15 Jahren wären es nominal rund zwölf Milliarden Euro. Diese Rechnung beschreibt den vertraglich angelegten Vergütungsrahmen vor möglichen Kürzungen und Rückflüssen. Es handelt sich weder um bereits ausgezahltes Geld noch um die Baukosten der Anlagen.
Bezahlt wird künftig vor allem die Verfügbarkeit. Betreiber sollen mit ihren Anlagen auch dann Einnahmen erzielen können, wenn diese nur selten Strom ins Netz liefern. Ohne solche Zahlungen würden Kraftwerke, die an wenigen Tagen im Jahr gebraucht werden, ihre hohen Fixkosten möglicherweise nicht decken. Strom, den sie tatsächlich erzeugen und verkaufen, ist eine andere wirtschaftliche Größe. Die 155.296 Euro sind deshalb ausdrücklich kein Preis je Megawattstunde Strom.
Zwei Unternehmensgruppen erhalten fast die gesamte Leistung
LEAG bekam nach eigenen Angaben sieben Zuschläge mit insgesamt 2.998 rMW. Vier Projekte liegen in Jänschwalde in Brandenburg, zwei in Boxberg in Sachsen und eines im bayerischen Leipheim. Ihre installierte Leistung beziffert LEAG zusammen auf 3.680 Megawatt. Der Unterschied zur reduzierten Leistung ergibt sich aus der gesetzlichen Anrechnung. LEAG will an vorhandenen Energiestandorten unter anderem Netzanschlüsse, Gebäude und technische Komponenten weiterverwenden und veranschlagt eigene Investitionen von rund 1,5 bis 2 Milliarden Euro.
RWE erhielt drei Zuschläge für Gas- und Dampfkraftwerke in Voerde, Weisweiler und Werne, zusammen rund 2.100 rMW. Der Konzern hatte die Planungs- und Genehmigungsarbeiten nach eigenen Angaben bereits vorbereitet und will mit dem ersten Bau bald beginnen. Seine Ankündigung, bis 2031 rund neun Milliarden Euro in flexible Erzeugung, Batteriespeicher und Wasserstoffanlagen zu investieren, bezieht sich auf ein breiteres Portfolio. Sie darf nicht als Investitionssumme allein für die drei bezuschlagten Kraftwerke gelesen werden.
Der verbleibende elfte Zuschlag entfiel auf ein Projekt in Baden-Württemberg. Nach den veröffentlichten Mengen gingen damit mehr als 99 Prozent der ersten Runde an die beiden Unternehmensgruppen LEAG und RWE. Das ist das Ergebnis der Auktion, kein Beleg für eine rechtswidrige Absprache. Es wirft allerdings die Frage auf, wie stark ein künftiger Markt für gesicherte Leistung von wenigen großen Anbietern geprägt sein wird.
Die regionalen Ergebnisse sind ebenfalls ungleich verteilt: Nordrhein-Westfalen kommt auf rund 2.118 rMW, Brandenburg auf 1.819, Sachsen auf 910, Bayern auf 269 und Baden-Württemberg auf 45. Diese Verteilung folgt den erfolgreichen Geboten und den Vorgaben für den netztechnischen Süden. Sie lässt noch keine Aussage darüber zu, wo die Kraftwerke später wie häufig laufen oder welche Strommengen sie erzeugen werden.
Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) kritisiert die Konzentration und die starke Ausrichtung der Ausschreibung auf lang anhaltende Strombereitstellung. Der Verband vertritt unter anderem Anbieter neuer Energie- und Flexibilitätslösungen. Seine Kritik hat einen sachlichen Kern: Nur Anlagen, die mindestens zehn Stunden am Stück 80 Prozent ihrer installierten Leistung einspeisen können, waren in dieser Runde zugelassen. Das ist für viele Batteriespeicher wirtschaftlich oder technisch schwer zu erfüllen. Für die Absicherung einer mehrtägigen Dunkelflaute ist die Daueranforderung andererseits nachvollziehbar. Ob die konkrete Ausgestaltung den günstigsten Technologiemix hervorbringt, ist damit noch nicht entschieden.
Was die Stromkunden bezahlen werden, ist offen
Der bne setzt die rechnerischen 801 Millionen Euro Jahresvergütung ins Verhältnis zu einem angenommenen Stromverbrauch von 500 Terawattstunden. Daraus ergeben sich etwa 0,16 Cent pro Kilowattstunde. Das ist ein Rechenbeispiel des Branchenverbands unter einer ausdrücklich gesetzten Verbrauchsannahme, kein festgelegter Umlagesatz und keine belastbare Prognose für die Stromrechnung eines bestimmten Haushalts. Spätere Ausschreibungsrunden werden weitere Verpflichtungen schaffen; zugleich können gesetzlich geregelte Ausgleichszahlungen die Nettokosten verändern.
Die Finanzierung ist auch rechtlich noch nicht abschließend ausgeformt. Die Bundesregierung will den Mechanismus und eine mögliche Umlage mit einem weiteren Gesetz regeln, voraussichtlich 2027. Eine Verbraucherbelastung ist frühestens ab 2031 vorgesehen. Nach dem geltenden Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz beginnt der erste Verpflichtungszeitraum am 1. November 2031. Die Vergütung wird jeweils erst nach Ende eines Verpflichtungsjahres abgerechnet und ausgezahlt. Die zwölf Milliarden Euro stehen folglich nicht als Ausgabe im Bundeshaushalt 2026.
Das Gesetz enthält Schutzmechanismen gegen eine Vergütung ohne Gegenleistung. Betreiber müssen ihre zugesagte Verfügbarkeit nachweisen; bei Fehlmengen drohen Ausgleichszahlungen. Für überhöhte Erlöse in bestimmten Hochpreisphasen ist ein Preisspitzenausgleich vorgesehen, der unabhängig davon greifen kann, ob die jeweilige Anlage tatsächlich produziert. Die erfolgreichen Bieter müssen zudem Realisierungssicherheiten stellen; laut Bundesnetzagentur läuft die dafür genannte Frist am 8. Dezember 2026 ab. Ein Zuschlag macht den rechtzeitigen Bau wahrscheinlicher, garantiert aber noch keine abgeschlossene Anlage.
Der größere Finanzierungsrahmen darf ebenfalls nicht mit den ersten zwölf Milliarden Euro addiert werden. Die Europäische Kommission genehmigte im September einen deutschen Kapazitätsmechanismus mit einem Gesamtumfang von bis zu rund 35 Milliarden Euro. Diese Größenordnung bezieht sich auf das gesamte Programm einschließlich weiterer Vergaben. Sie ist keine zusätzliche Rechnung für die elf jetzt bezuschlagten Projekte.
Auch die Bezeichnung „wasserstofffähig“ verlangt eine genaue Einordnung. Nach Paragraf 17 des Gesetzes muss ein gefördertes Erdgaskraftwerk so geplant sein, dass es später durch Änderungen an Komponenten oder am Betrieb mit 100 Prozent Wasserstoff arbeiten kann. Das besagt nichts über die künftige Verfügbarkeit oder den Preis des Wasserstoffs. Spätestens ab 2045 ist für die 15-jährigen Verpflichtungen ein klimaneutraler Betrieb vorgeschrieben. Bis dahin können die Anlagen Erdgas einsetzen und entsprechend CO₂ ausstoßen.
Für Kraftwerksstandorte in der Lausitz ist die Möglichkeit, vorhandene Infrastruktur und Fachkräfte weiterzunutzen, ein wirtschaftliches Argument. Für die Stromkunden zählt daneben, wie viel Versorgungssicherheit sie für die zusätzliche Vergütung erhalten und welche Alternativen bei weiterem Speicher- und Netzausbau verfügbar werden. Die zweite Runde soll am 10. November angekündigt werden; eine weitere Ausschreibung ohne das strenge Langzeitkriterium ist für Mai 2027 vorgesehen. Erst mit diesen Ergebnissen lässt sich beurteilen, ob aus dem Kapazitätsmarkt neben neuen Gaskraftwerken auch ein breiterer Wettbewerb um flexible Stromversorgung entsteht.
Quellen und Einordnung
- Bundesnetzagentur – Ergebnisse der ersten Ausschreibung für Langzeitkapazitäten — 3. November 2026. Gebote, Zuschläge und Verfahrensschritte.
- Bundesnetzagentur – amtliche Zuschlagsliste — Detaillierte Ergebnisse einschließlich reduzierter Leistung und Fristen.
- Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz — Geltendes Gesetz vom 21. Juli 2026.
- LEAG – Zuschläge für sieben Kraftwerksprojekte — 3. November 2026. Standorte, Leistung und Investitionsabsichten.
- RWE – Drei neue wasserstofffähige Kraftwerksprojekte — 3. November 2026. Voerde, Weisweiler und Werne.
- Bundesverband Neue Energiewirtschaft – StromVKG: Neue Kapazitäten, teurer Strom — 3. November 2026. Verbandskritik und Modellrechnung.
- Bundesregierung – Für eine verlässliche Stromversorgung — 3. September 2026. Zweck, Finanzierung und Zeitplan.
- Europäische Kommission – Genehmigung des deutschen Kapazitätsmechanismus — 2. September 2026. EU-Beihilferecht und Gesamtrahmen.
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