Strompreis-Illusion: Warum günstiges Gas Ihre Rechnung nicht senken wird

Kapazitätsmarkt ab 2026: Warum Sie bald für Kraftwerke zahlen, die gar nicht laufen

Entlastung erst ab 2030? Der gravierende Rechenfehler in der Gas-Strategie

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche stellt für die 2030er-Jahre spürbare Entlastungen bei den Strompreisen in Aussicht und stützt sich dabei auf eine trügerische Hoffnung: billiges Importgas. Doch ein genauerer Blick auf die anstehende Ausgestaltung des deutschen Energiemarktes zeigt, dass diese Rechnung so nicht aufgehen wird. Wenn ab September 2026 die ersten neuen Spitzenlast-Gaskraftwerke für den sogenannten Kapazitätsmarkt ausgeschrieben werden, ändert sich die ökonomische Logik grundlegend. Diese Anlagen werden rund 85 Prozent des Jahres stillstehen und lediglich als Notfallreserve fungieren. Vergütet wird künftig nicht mehr primär der erzeugte Strom, sondern die bloße Bereithaltung der Kraftwerke – ein hochgradig kapitalintensives Modell, bei dem der eigentliche Gaspreis zur Nebensache verkommt. Anstatt also von sinkenden Brennstoffkosten zu profitieren, drohen den privaten und gewerblichen Verbraucherinnen und Verbrauchern durch die fixen Bereitstellungskosten erhebliche finanzielle Mehrbelastungen auf der Stromrechnung. Während internationale Beispiele und neueste Studien längst belegen, dass ein flexibler Mix aus erneuerbaren Energien und Speichern die weitaus günstigere Lösung wäre, hält die Politik an einem teuren fossilen Langzeitprojekt fest.

Wenn Politik mit Hoffnung statt mit Physik rechnet: Teure Reserve statt billigem Strom – Wer die wahre Rechnung für die Kraftwerke zahlt

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche hat in einem Interview mit der Deutschen Presse-Agentur eine Erwartung formuliert, die viele Verbraucherinnen und Verbraucher enttäuschen dürfte: Spürbare Entlastungen beim Strompreis seien erst in den 2030er-Jahren zu erwarten. Als zentralen Hebel für künftig günstigere Strompreise nennt sie explizit den Import billigeren Gases, nicht den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien. Diese Aussage wurde über den Nachrichtenticker der Deutschen Presse-Agentur verbreitet und landete dadurch, teils unredigiert, in Dutzenden Medien, darunter die Süddeutsche Zeitung, die ihre Fassung als direkt übernommen kennzeichnete. Die zentrale Behauptung lautet sinngemäß: Je günstiger Gasimporteure Gas einkaufen können, desto niedriger fallen die Kosten der Stromerzeugung aus, und desto besser lassen sich Preisschwankungen von den Verbraucherinnen und Verbrauchern abfedern.

Auf den ersten Blick wirkt diese Logik plausibel. Wer als Laie an Gaskraftwerke denkt, stellt sich Anlagen vor, die kontinuierlich Gas verbrennen, um Strom zu erzeugen, und bei denen der Einkaufspreis des Brennstoffs den größten Kostenblock darstellt. Bei dieser Vorstellung würde ein günstigerer Gaspreis tatsächlich unmittelbar auf die Stromkosten durchschlagen. Das Problem: Diese Vorstellung passt nicht zu den Kraftwerken, die ab September 2026 tatsächlich ausgeschrieben werden sollen.

Warum ein Kraftwerk, das kaum läuft, die Gaspreis-Logik aushebelt

Ab September 2026 schreibt die Bundesregierung neue Spitzenlast-Gaskraftwerke aus, die im Rahmen eines neu geschaffenen Kapazitätsmarkts entstehen sollen. Der erste Gebotstermin für diesen Kapazitätsmarkt ist der 8. September 2026, wie aus dem Newsletter des Bundeswirtschaftsministeriums hervorgeht. Grundlage ist das Gesetz zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten, kurz StromVKG, das am 9. Juli 2026 vom Bundestag verabschiedet wurde. Die Aufgabe dieser Anlagen ist klar definiert: Sie sollen einspringen, wenn Solarenergie, Windkraft, Batteriespeicher und Pumpspeicherkraftwerke nicht ausreichen, um den Strombedarf zu decken.

Die geplante Einsatzzeit dieser Kraftwerke liegt bei etwa 15 Prozent des Jahres, was bedeutet, dass die Anlagen rund 85 Prozent der Zeit stillstehen. Diese geringe Auslastung hat eine entscheidende ökonomische Konsequenz: Bei einem Kraftwerk, das die meiste Zeit nicht in Betrieb ist, dominieren die fixen Investitionskosten für Bau und Bereithaltung der Anlage, während der Brennstoffpreis für Gas zur Nebensache wird. Der Physiker und Transformations-Experte Mario Buchinger hat genau diesen Punkt in seiner Einordnung des Interviews herausgearbeitet: Die wesentlichen Kosten dieser sogenannten Residuallastkraftwerke fallen unabhängig von der tatsächlichen Betriebsstundenzahl an, weil es sich um Investitionskosten handelt, die fixiert sind, während die laufenden Betriebskosten, zu denen auch der Gaspreis zählt, bei einer Einsatzzeit von nur 15 Prozent im Jahr eine untergeordnete Rolle spielen.

Das Bezahlmodell nach dem Prinzip der Feuerwehr

Um zu verstehen, warum der Gaspreis für die Wirtschaftlichkeit dieser Kraftwerke fast irrelevant ist, lohnt sich ein Blick auf das Vergütungsmodell. Bezahlt wird nicht primär die tatsächlich erzeugte Strommenge, sondern die Bereitschaft, im Bedarfsfall liefern zu können, vergleichbar mit dem Prinzip einer Feuerwehr, die auch dann bezahlt wird, wenn kein Brand ausbricht. Diese Vergütungsform läuft über einen sogenannten Kapazitätsmechanismus beziehungsweise Kapazitätsmarkt.

Der rechtliche Rahmen dazu wurde bereits im Detail ausgearbeitet. Nach dem StromVKG erhalten Betreiber eine Vergütung dafür, dass sie Kapazitäten wie Kraftwerke, Speicher oder flexible Lasten betriebsbereit halten, unabhängig davon, ob diese Kapazität am Ende tatsächlich abgerufen wird. Konkret sollen zu Beginn zwei Ausschreibungsrunden mit jeweils 4,5 Gigawatt, insgesamt also neun Gigawatt, stattfinden, was ungefähr 20 Kraftwerken entspricht. Eine weitere Auktion über zwei Gigawatt ist für Mai 2027 vorgesehen. Insgesamt plant die Bundesregierung mittelfristig deutlich größere Kapazitäten: In einem internen Papier von Bundesregierung und EU-Kommission ist von zusätzlichen 21 bis 26 Gigawatt im Jahr 2027 die Rede, gefolgt von einer weiteren Ausschreibung von drei bis acht Gigawatt im Jahr 2029. Zusammengenommen sprechen Beobachter von einer Größenordnung von über 40 Gigawatt an neuer Gaskraftkapazität, die durch die Grundsatzeinigung mit der Europäischen Kommission abgesegnet wurde.

Ein weiteres Detail verschärft die Diskrepanz zwischen Ankündigung und ökonomischer Wirkung: Für zehn Gigawatt der ersten Ausschreibungsrunde gilt ein Langfristkriterium, wonach die bezuschlagten Anlagen mindestens zehn Stunden ununterbrochen mit voller Leistung liefern können müssen, unabhängig davon, ob dies in der Praxis tatsächlich abgerufen wird. Die Kapazitäten müssen über einen Zeitraum von 15 Jahren verfügbar gehalten werden und bis 2031 betriebsbereit sein. Wer in dieses Segment investiert, kalkuliert also primär mit einer 15-jährigen Zahlungssicherheit für Bereitstellung, nicht mit dem täglichen Handelsgeschäft am Gasmarkt.

Wer am Ende die Rechnung bezahlt

Die Kosten dieses neuen Systems werden nicht abstrakt irgendwo im Staatshaushalt versickern, sondern direkt auf der Stromrechnung der privaten und gewerblichen Verbraucher landen. Bis 2032 springt die Bundesregierung zunächst mit Steuergeldern ein, um den Aufbau der Kraftwerke über ein Darlehen zu finanzieren, das nach Einführung des vollständigen Kapazitätsmechanismus zurückgezahlt werden muss. Ab 2032 tragen dann die Stromverbraucherinnen und -verbraucher, sowohl im Haushalt als auch in der Industrie, die vorgehaltenen Kapazitäten zusätzlich zum eigentlichen Strompreis. Ab 2032 soll sich zudem ein umfassender Kapazitätsmarkt anschließen, der ab diesem Zeitpunkt dauerhaft sicherstellen soll, dass ausreichend steuerbare Kapazitäten im System verfügbar sind.

Aus juristischer Perspektive ist bemerkenswert, wie granular das Abrechnungssystem ausgestaltet wird. Alle Kapazitätsverpflichteten müssen in jeder Viertelstunde, in der der Spotmarktpreis den vereinbarten Ausübungspreis übersteigt, die Differenz multipliziert mit ihrer reduzierten Leistung an den Übertragungsnetzbetreiber zahlen, unabhängig davon, ob tatsächlich Strom erzeugt wird. Wer sich langfristig bindet, muss außerdem Mindestinvestitionsschwellen erfüllen, etwa 201.000 Euro je vorgehaltenem Megawatt bei einer siebenjährigen Bindung und 431.000 Euro je Megawatt bei einer 15-jährigen Bindung. Diese Zahlen verdeutlichen, dass es sich hierbei um ein kapitalintensives, langfristig verpflichtendes Fördersystem handelt, dessen Kosten weit über die reine Brennstoffbeschaffung hinausgehen.

Die folgende Übersicht fasst die zentralen Eckpunkte des Kapazitätsmarkts zusammen:

Die Erzählung von den Erneuerbaren als Preistreiber

Ein wiederkehrendes Muster in der öffentlichen Kommunikation der Bundeswirtschaftsministerin besteht darin, erneuerbare Energien implizit als Kostenfaktor und Preistreiber im Strommarkt darzustellen, während die Auswirkungen fossiler Krisen auf die Energiepreise kaum thematisiert werden. Dabei wird gerade der Ausstieg aus der Verbrennung fossiler Energieträger von vielen Fachleuten als Chance gesehen, sich von künftigen geopolitischen und marktbedingten Preisschocks unabhängiger zu machen. Bemerkenswert ist zudem, dass im Interview als Errungenschaft der eigenen Amtszeit genannt wird, dass Verbraucherinnen und Verbraucher weiterhin Gas- und Ölheizungen einbauen dürfen, was die grundsätzliche energiepolitische Ausrichtung des Ministeriums verdeutlicht.

Gleichzeitig existiert bereits eine gesetzliche Regelung, die genau in die entgegengesetzte Richtung wirkt: Das seit Februar 2025 geltende Solarspitzengesetz beendet die Vergütung abgeregelter Kilowattstunden aus Photovoltaikanlagen bei negativen Strompreisen. Wer den Erneuerbaren also einerseits diesen bereits reduzierten Vergütungsmechanismus vorhält, gleichzeitig aber einen umfassenden, hochsubventionierten Kapazitätsmechanismus für fossile Reservekraftwerke plant, der für reine Bereitstellung bezahlt, wendet an zwei vergleichbare Marktphänomene unterschiedliche Maßstäbe an. Diese Asymmetrie in der energiepolitischen Regulierung wirft die Frage auf, nach welchen Kriterien Subventionswürdigkeit im deutschen Energiesystem eigentlich bemessen wird.

Was internationale Beispiele über Kosten und Marktverdrängung zeigen

Ein zentrales Gegenargument zur offiziellen Erzählung liefert der internationale Vergleich. In Kalifornien und Spanien lässt sich bereits heute beobachten, wie die Kombination aus erneuerbaren Energien und Batteriespeichern zunehmend Gaskraftwerke aus dem Markt verdrängt, weil diese Kombination in vielen Betriebssituationen schlicht günstiger ist. Diese Marktdynamik widerspricht der Grundannahme, dass günstigeres importiertes Gas der entscheidende Hebel für niedrigere Strompreise sei. Vielmehr deutet die internationale Erfahrung darauf hin, dass der beschleunigte Ausbau von Solarenergie, Windkraft und Speichertechnologien der wirksamere und langfristig kostengünstigere Weg wäre.

Für den deutschen Kontext liefert die Fraunhofer-Gesellschaft für Solare Energiesysteme, kurz Fraunhofer ISE, eine detaillierte wissenschaftliche Grundlage. In einer im Juni 2026 veröffentlichten Studie zur kostenoptimalen Transformation des deutschen Energiesystems bis 2045 haben die Autorinnen und Autoren durchgerechnet, wie ein Energiesystem aussehen müsste, das gleichzeitig eine durchgehende Versorgungssicherheit, eine hohe Resilienz gegenüber Störungen und transparente, nachvollziehbare Kosten gewährleistet. In diesem Modell übernehmen nicht in erster Linie neue Gaskraftwerke die Rolle der Reservekapazität, sondern eine Kombination aus Biogasanlagen, Kraft-Wärme-Kopplung und verschiedenen Speichertechnologien, die als Rückgrat der Residuallastdeckung fungieren. Eine begleitende Einordnung dieser Fraunhofer-Forschung fasst die Kernaussage pointiert zusammen: Ein Systemwechsel im Zuge der Energiewende sei technisch-ökonomisch längst machbar, entscheidend sei allein der politische Wille, ihn auch umzusetzen.

Die Kraftwerksstrategie als politisches Langzeitprojekt

Die Entstehungsgeschichte der aktuellen Ausschreibungsrunde reicht deutlich weiter zurück als das jüngste Interview der Ministerin. Bereits vor der Amtszeit von Katherina Reiche hatte die Bundesregierung Eckpunkte einer sogenannten Kraftwerksstrategie beschlossen, die den Neubau wasserstofffähiger Gaskraftwerke sowie anderer Technologien zur steuerbaren Stromerzeugung anreizen sollte. Ursprünglich sollten neue, regelbare Kapazitäten von zehn Gigawatt ausgeschrieben werden, ergänzt um zusätzliche Anreize für den Umstieg auf Wasserstoff in Höhe von zwei Gigawatt bis 2040 und weiteren zwei Gigawatt bis 2043. Für alle im Rahmen dieser Strategie entstehenden Kraftwerke gilt eine verbindliche Frist: Bis spätestens 2045 müssen sie vollständig dekarbonisiert, also klimaneutral betrieben werden.

Der Zeitplan verzögerte sich in der praktischen Umsetzung mehrfach. Während die Ministerin ursprünglich noch im Jahr 2025 mit ersten Ausschreibungen beginnen wollte, hielten Fachpolitiker aus den eigenen Reihen der Union diesen Zeitpunkt für unrealistisch und peilten stattdessen das erste Quartal oder erste Halbjahr 2026 an. Die Bundesnetzagentur wiederum wies darauf hin, dass zwischen der Verabschiedung des zugrundeliegenden Gesetzes und der ersten tatsächlichen Ausschreibung ohnehin mehrere Monate liegen können. Erst im Januar 2026 kam es zu einer Grundsatzeinigung mit der Europäischen Kommission über die beihilferechtliche Zulässigkeit des Vorhabens, wobei das förmliche Beihilfeverfahren zu diesem Zeitpunkt noch nicht abgeschlossen war. Zugelassen für die erste Ausschreibungsrunde sind ausschließlich neu zu errichtende Gaskraftwerke, bestehende Anlagen können an dieser ersten Auktion nicht teilnehmen, wobei einzig die Kraftwerksart Kohle grundsätzlich ausgeschlossen bleibt, während die Ausschreibung formal technologieoffen gestaltet ist.

Auffällig ist außerdem die geplante regionale Verteilung der neuen Anlagen. Ein Drittel der Kraftwerke soll im norddeutschen, netztechnisch als Norden bezeichneten Raum entstehen, zwei Drittel im Süden Deutschlands, wofür ein sogenannter Netzbonus als Steuerungsinstrument dient. Dieser regionale Schwerpunkt Süddeutschland dürfte nicht zuletzt damit zusammenhängen, dass in Nordrhein-Westfalen und anderen westlichen Bundesländern in den 2030er-Jahren mit dem endgültigen Ausstieg der bestehenden Kohlekraftwerke aus dem Markt zu rechnen ist, sobald ausreichend neue Spitzenlastkapazität zur Verfügung steht.

Das Framing als politische Strategie und seine Grenzen

Die Kommunikationsstrategie der Bundeswirtschaftsministerin lässt ein wiederkehrendes Muster erkennen: Sie positioniert sich als diejenige Amtsträgerin, die erstmals eine stärkere Marktintegration erneuerbarer Energien vorantreibe, blendet dabei aber bereits existierende Regelungen wie das Solarspitzengesetz weitgehend aus der öffentlichen Darstellung aus. Kritische Beobachter, etwa die Fachredaktion von top agrar, haben die Behauptung einer Strompreis-Entlastung durch günstigeres Gas bereits in ihrer Berichterstattung ausdrücklich als irreführend eingeordnet. Auch die Vermutung liegt nahe, dass ein Teil der Rechtfertigung für langfristige Gaslieferverträge, wie sie beispielsweise der Energiekonzern Uniper zeitnah zum Interview abgeschlossen hat, in erster Linie kommerziellen und geopolitischen Absicherungsinteressen dient und weniger einer nachvollziehbaren verbraucherorientierten Preisrechnung folgt.

Der entscheidende methodische Einwand gegen die Argumentation der Ministerin liegt jedoch nicht in der politischen Motivlage, sondern in der schlichten betriebswirtschaftlichen Struktur der betroffenen Kraftwerke. Eine Anlage, die zu 85 Prozent der Zeit stillsteht und deren Vergütung überwiegend über eine fixe Bereitstellungsprämie erfolgt, kann ihre Wirtschaftlichkeit kaum über einen niedrigeren Brennstoffeinkaufspreis verbessern, weil der Brennstoff in der Gesamtkalkulation eine untergeordnete Position einnimmt. Langfristige Gasverträge mit Lieferländern wie Katar oder Kanada mögen aus Gründen der Versorgungssicherheit und der geopolitischen Diversifizierung durchaus sinnvoll sein. Als Argument für eine spürbare Entlastung der Stromrechnung deutscher Haushalte in den kommenden Jahren hält diese Begründung jedoch der eigenen betriebswirtschaftlichen Logik des geplanten Kapazitätsmarkts nicht stand.

Was das für die Debatte um bezahlbare Energie in Deutschland bedeutet

Die eigentliche Frage, die sich aus dieser Analyse ergibt, betrifft weniger die Frage, ob Deutschland in den kommenden Jahren neue steuerbare Kraftwerkskapazitäten braucht, sondern welche Technologie diese Reserverolle am kosteneffizientesten übernehmen sollte. Die Fraunhofer-ISE-Studie legt nahe, dass ein Mix aus Biogas, Kraft-Wärme-Kopplung und verschiedenen Speicherformen in einem kostenoptimalen Gesamtsystem eine deutlich größere Rolle spielen könnte, als es der aktuelle politische Fokus auf neue Gaskraftwerke vermuten lässt. Für Investoren, Netzbetreiber und letztlich auch für private Verbraucherinnen und Verbraucher wäre eine transparente, technologieoffene Kosten-Nutzen-Abwägung hilfreicher als eine öffentliche Kommunikation, die vorrangig auf den Gaspreis als Erklärungsmuster für künftige Strompreisentwicklungen setzt.

Bis zum vollständigen Anlaufen des Kapazitätsmarkts im Jahr 2032 und darüber hinaus werden die Kosten für den Aufbau dieser neuen Reservekapazitäten schrittweise auf die Stromrechnung der Verbraucherinnen und Verbraucher umgelegt. Ob und in welchem Umfang parallel dazu tatsächlich sinkende Gaseinkaufspreise eine spürbare Entlastung bewirken können, bleibt angesichts der beschriebenen Kostenstruktur mit überwiegend fixen Bereitstellungskosten und geringer Betriebsstundenzahl fraglich. Wer eine belastbare Aussage über künftige Strompreise treffen will, sollte daher weniger auf einzelne Interviewaussagen achten als auf die tatsächliche Ausgestaltung der Ausschreibungsbedingungen, die Höhe der Kapazitätsprämien und das Tempo, mit dem kostengünstigere Alternativen wie Erneuerbare, Speicher und Kraft-Wärme-Kopplung in das System integriert werden.