Kraftwerksstrategie 2026: Warum der Speicher warten muss, während das Gaskraftwerk einen Fahrplan bekommt

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Wer zuerst ans Netz darf

Über eine Kraftwerksstrategie, die das Verlässliche plant und das Nötige warten lässt

Im Januar 2026 einigten sich Berlin und Brüssel auf einen Fahrplan, auf den die Energiebranche zwei Jahre gewartet hatte. Zwölf Gigawatt neue, steuerbare Kraftwerksleistung sollen ausgeschrieben werden, der größere Teil davon als moderne Gaskraftwerke, die spätestens 2031 ans Netz gehen. Es ist ein konkretes Versprechen mit Datum, Volumen und Beihilferahmen. Wer wissen will, was der deutsche Staat in der Stromversorgung für vordringlich hält, findet hier eine klare Antwort.

Ungefähr zur selben Zeit lag bei den Übertragungsnetzbetreibern ein Stapel Anträge, der in eine andere Richtung zeigt. Ende 2024 hatten die Netzbetreiber rund 9.700 Anschlussanfragen für Batteriespeicher ab Mittelspannung registriert, zusammen etwa 400 Gigawatt Leistung. Zugesagt wurde ein Bruchteil. Für die einen gibt es einen Staatsvertrag mit der EU-Kommission. Für die anderen eine Warteschlange.

Dieser Beitrag handelt nicht davon, dass Gaskraftwerke überflüssig wären. Sie sind es nicht. Er handelt von einer Reihenfolge — davon, welche Technik einen verbindlichen Fahrplan bekommt und welche im Wartezimmer sitzt. Und davon, dass ausgerechnet die Technik forciert wird, von der das Land eigentlich wegkommen will, während die Technik, die es unabhängiger machen könnte, gebremst wird, ohne dass jemand sie ausdrücklich bremsen müsste.

Was Gaskraftwerke können — und was sie nicht können

Beginnen wir mit dem, was für die neuen Kraftwerke spricht, denn das ist der ehrlichere Ausgangspunkt. Ein Stromsystem, das zu großen Teilen aus Wind und Sonne besteht, braucht etwas, das einspringt, wenn beide ausfallen. Eine windstille Nacht im Januar kennt keine Photovoltaik und keine Rotorbewegung. Für solche Stunden braucht es gesicherte Leistung, die sich auf Zuruf hochfahren lässt. Gaskraftwerke leisten das. Sie sind schneller regelbar als Kohle, stoßen weniger CO₂ aus und lassen sich, so das Versprechen, später auf Wasserstoff umstellen.

Die Übertragungsnetzbetreiber weisen selbst darauf hin, dass ein wachsender Anteil schwankender Erzeugung das System zunehmend in kritische Lagen bringt.[1] Das ist kein Lobbyargument, sondern die nüchterne Beschreibung eines physikalischen Problems. Insofern ist die Grundidee der Kraftwerksstrategie richtig: Wer aus Kohle und Kernkraft aussteigt, muss die gesicherte Leistung ersetzen, die dabei verloren geht.

Nur beantwortet ein Gaskraftwerk eine bestimmte Frage — die nach der Dunkelflaute, der langen Phase ohne Wind und Sonne. Es beantwortet nicht die Frage, die im deutschen Stromsystem inzwischen viel häufiger auftritt: Wohin mit dem Strom, wenn zu viel davon da ist? An einem sonnigen, windigen Mittag im Mai produzieren die Erneuerbaren mehr, als das Land verbrauchen kann. Für dieses Problem ist ein Gaskraftwerk nutzlos. Es kann Strom erzeugen, nicht aufnehmen. Hier beginnt die eigentliche Geschichte.

Der Überfluss, den niemand halten kann

Man sieht das Problem am deutlichsten an einem Preis, den es eigentlich nicht geben dürfte. An immer mehr Stunden im Jahr rutscht der Börsenstrompreis unter null: Erzeuger zahlen dafür, dass ihnen jemand den Strom abnimmt. 2023 geschah das an rund 300 Stunden, 2024 an 457, und 2025 an 573 Stunden — jeder vierzehnte Handelszeitpunkt des Jahres, ein neuer Rekord.[2] Der Tiefstwert lag im Mai 2025 bei minus 250 Euro je Megawattstunde.[3]

Ein negativer Preis ist ein Marktsignal in seiner reinsten Form. Er sagt: Hier ist etwas im Überfluss vorhanden, für das im selben Moment keine Verwendung existiert. In einem gut ausgestatteten System wäre das ein Freudensignal — billiger Strom, den man einlagert, um ihn abends teurer zu nutzen. Genau das ist die Aufgabe eines Speichers. Er verschiebt Energie von der Stunde des Überflusses in die Stunde des Mangels. Er macht aus dem Problem des Mittags die Lösung des Abends.

Doch die Speicher, die das leisten könnten, sind zu einem großen Teil noch nicht gebaut. Und so greift stattdessen ein anderer Mechanismus. Wenn zu viel Strom im Netz ist und die Leitungen ihn nicht abtransportieren können, werden Windräder und Solarparks abgeregelt — heruntergefahren, obwohl der Wind weht und die Sonne scheint. 2024 betraf das rund 3,5 Prozent der Erneuerbaren-Erzeugung.[4] Der überschüssige Strom wird nicht gespeichert. Er wird nicht erzeugt.

Eine falsche Zahl und der Fehler dahinter

An dieser Stelle lohnt ein kurzer Blick auf eine Zahl, die Wirtschaftsministerin Reiche mehrfach genannt hat. Jedes Jahr, so ihre Aussage, werde in Deutschland Strom für etwa drei Milliarden Euro „einfach weggeworfen“.[5] Die Zahl klingt eingängig, und sie ist falsch.

Die drei Milliarden Euro sind die Gesamtkosten des gesamten Netzengpassmanagements — ein Sammelposten, der zum größten Teil aus etwas ganz anderem besteht: aus den Kosten für die fossilen Ersatzkraftwerke, die im Süden hochgefahren werden, wenn im Norden abgeregelt wird, und aus dem Bereithalten von Reserven. Die tatsächliche Entschädigung für abgeregelten Ökostrom — das, was dem Bild des „weggeworfenen Stroms“ am nächsten kommt — lag 2024 bei rund 554 Millionen Euro, 2025 sogar nur bei etwa 433 Millionen.[6] Ein Fünftel der genannten Summe. Mehrere unabhängige Faktenchecks haben die Aussage als grob irreführend eingestuft.[7]

Warum das mehr ist als eine Detailkorrektur? Weil der Fehler in eine Richtung zeigt. Er stellt die Erneuerbaren als das teure Problem dar — als eine Technik, die so viel produziert, dass man ihren Strom wegwirft. Die eigentliche Ursache verschwindet dabei aus dem Bild: dass die Leitungen fehlen, um den Strom zu transportieren, und die Speicher, um ihn zu halten. Eine falsche Zahl aus einem Ministerium ist nie nur eine falsche Zahl. Sie verschiebt, worüber geredet wird.

Der Stau, den man nicht sieht

Der Investitionswille für Speicher ist da — und zwar in einem Ausmaß, das jede offizielle Zielmarke sprengt. Ende 2024 lagen den Netzbetreibern Anschlussanfragen für rund 400 Gigawatt Batterieleistung vor, mit einer Speicherkapazität von etwa 660 Gigawattstunden.[8] Um eine Vorstellung zu bekommen, was diese Kapazität bedeutet: An einem ruhigen Sonntag, wenn Fabriken und Büros weitgehend stillstehen, braucht Deutschland grob 45 Gigawatt. Ein vollgeladener Speicher dieser Größe könnte das Land an einem solchen Tag über viele Stunden tragen — nicht ewig, aber lange genug, um die dunkle Hälfte eines Tages zu überbrücken, für die sonst ein Kraftwerk anspringen müsste. Ein Jahr später meldete der Branchenverband BDEW sogar Anfragen über 720 Gigawatt.[9]

Nicht alles davon wird gebaut werden. Ein Teil der Anfragen ist Projektentwicklung auf Vorrat — Vorarbeit, die auf einen späteren Verkauf oder eine Realisierung in einigen Jahren zielt, und von der sich erfahrungsgemäß nur ein Bruchteil verwirklicht. Aber dass jemand Zeit und Kapital in einen Anschlussantrag steckt, ohne ein Interesse an dessen Umsetzung, ist die unwahrscheinlichere Annahme. Selbst wenn man großzügig aussortiert, bleibt eine Nachfrage, die den heutigen Bestand um ein Vielfaches übersteigt.

Diesem Andrang steht ein kleiner Bestand gegenüber. Ende 2024 waren 921 Großspeicher am Netz, zusammen gut 2 Gigawatt; zugesagt wurden von den 400 beantragten Gigawatt etwa 25.[10] Der Rest wartet — oder blockiert im Windhundverfahren die Anschlüsse anderer. Woran es hakt, hat mit dem Netz zu tun, das den Strom transportiert, und dieses Netz hat der Blog an anderer Stelle ausführlich behandelt: den schleppenden Nord-Süd-Ausbau, das teure Gegensteuern bei Engpässen, die Frage, wem die Leitungen überhaupt gehören — und den zähen Rollout der intelligenten Zähler, für den zuletzt sogar eine abgespeckte „Light“-Variante ins Gespräch kam.

Ein Punkt aus jener Analyse aber gehört hierher, weil er erklärt, warum es der Speicher besonders schwer hat. Ein Netzbetreiber verdient an der Höhe seiner Investitionen: Seine Rendite ist ein zugesicherter Prozentsatz auf das Kapital, das er verbaut. Je teurer die Anlage, desto größer die Basis, auf die seine garantierte Verzinsung berechnet wird. Für Leitungen aus Stahl und Beton ist das ein starker Anreiz. Für einen Batteriespeicher, der Engpässe womöglich billiger auflöst als eine neue Trasse, ist es keiner — im Gegenteil, er schmälert die Investitionssumme, an der der Betreiber verdient. So entsteht eine strukturelle Schieflage, lange bevor irgendein Minister eine Prioritätenliste aufstellt: Das System belohnt das Teure, Aufwendige und übersieht nebenbei das Günstige, Flexible.

Dabei kann der Speicher etwas, das ihn gerade für das deutsche Nord-Süd-Problem interessant macht. Er lässt sich dort aufstellen, wo der Strom gebraucht wird — auch südlich der überlasteten Leitungen. Ein Speicher im Süden füllt die Abendlücke aus dem Überschuss des eigenen Mittags, statt darauf zu warten, dass Windstrom aus dem Norden durch eine verstopfte Trasse nachkommt. Er verschiebt Energie nicht durch den Raum, das kann er nicht; er verschiebt sie in der Zeit. Aber gerade dadurch verringert er, wie viel überhaupt quer durchs Land transportiert werden muss. Wo ein Speicher steht, muss eine Leitung weniger leisten. Eine neue Trasse braucht zehn Jahre und die Zustimmung aller, durch deren Landschaft sie führt. Ein Speicher braucht ein Grundstück und einen Netzanschluss — und genau an letzterem hakt es.

Das Signal an die Investoren

Hier wird es aufschlussreich. Seit 2018 sind Stromspeicher von den Netzentgelten befreit — für zwanzig Jahre, sofern sie bis August 2029 ans Netz gehen. Auf dieser Zusage beruhen zahllose Geschäftsmodelle, Finanzierungen, Standortentscheidungen. Im Januar 2026 stellte die Bundesnetzagentur in einem Orientierungspapier in Aussicht, von dieser Vollbefreiung abzurücken — womöglich auch für Anlagen, die im Vertrauen auf die alte Regel bereits gebaut wurden.[11]

Man muss die Position der Netzagentur nicht für unbegründet halten, um zu sehen, was ein solches Papier bewirkt. Eine europarechtlich sauber begründete Reform der Speicherentgelte ist ein legitimes Ziel; eine vollständige Befreiung war womöglich nie auf Dauer haltbar. Der Bundesverband Energiespeicher und mehrere Juristen halten eine rückwirkende Abschaffung allerdings für verfassungsrechtlich bedenklich, weil sie den Vertrauensschutz aushöhle.[12] Für den Investor ist die juristische Feinheit zweitrangig. Für ihn zählt, dass die Rendite seines Projekts plötzlich von einer offenen regulatorischen Frage abhängt. Unsicherheit ist für Kapital kein neutraler Zustand. Sie ist ein Kostenfaktor, und ein hoher.

So entsteht ein bemerkenswerter Kontrast. Dem Gaskraftwerk stellt der Staat einen Kapazitätsmarkt in Aussicht — einen Mechanismus, der dem Betreiber eine Vergütung schon dafür zahlt, dass er Leistung bereithält, unabhängig davon, ob er Strom verkauft. Dem Speicher, der dieselbe gesicherte Funktion auf andere Weise erbringen könnte, stellt er eine offene Frage nach den künftigen Kosten. Die eine Technik bekommt Planungssicherheit per Staatsvertrag. Die andere bekommt ein Orientierungspapier.

Zwei Gigawatt in einem Nebensatz

Man könnte einwenden, die Kraftwerksstrategie denke die Speicher ja mit. Und tatsächlich: Von den zwölf ausgeschriebenen Gigawatt sind zwei für „steuerbare Leistung“ vorgesehen, ausdrücklich auch für Batteriespeicher.[13] Das ist nicht nichts. Aber es lohnt, die Proportion zu betrachten. Zehn Gigawatt sind für Anlagen mit Langfristkriterium reserviert — in der Praxis Gaskraftwerke, die mindestens zehn Stunden am Stück durchlaufen können. Zwei Gigawatt bleiben für alles andere.

Die Gewichtung ist die Botschaft. Das Verlässliche, langfristig Laufende steht im Zentrum und bekommt den größten Teil; die Flexibilität ist der Zusatz. Dabei wäre die umgekehrte Betonung mindestens diskutabel — ein System mit sehr viel schwankender Erzeugung braucht vor allem eines im Überfluss: die Fähigkeit, Energie zeitlich zu verschieben. Genau diese Fähigkeit erscheint hier als Anhängsel eines Programms, dessen Hauptzweck woanders liegt.

Wer plant, entscheidet über die Reihenfolge

An dieser Stelle ist Vorsicht geboten, denn hier verläuft die Grenze zwischen dem, was sich belegen lässt, und dem, was sich nur vermuten ließe. Belegbar ist der Werdegang der Ministerin. Katherina Reiche war von 2020 bis zu ihrer Ernennung Vorstandsvorsitzende der Westenergie AG, der größten Tochter des E.ON-Konzerns und einer der großen Netzbetreiber des Landes, mit einem Gasnetz von rund 37.000 Kilometern.[14] Zuvor führte sie den Verband kommunaler Unternehmen, dessen Mitglieder zu großen Teilen im Gasgeschäft tätig sind, und leitete den Nationalen Wasserstoffrat.[15]

Belegbar ist auch eine Aussage, die stutzig macht. Auf den Vorwurf, sie vertrete Interessen der Gaswirtschaft, entgegnete Reiche im Frühjahr 2026, das Geschäftsfeld der Westenergie umfasse „kein Gasgeschäft“.[16] Das trifft so nicht zu: Die hundertprozentige Tochter Westnetz betreibt ein ausgedehntes Gasverteilnetz. Man muss daraus keine Absicht ableiten, um festzuhalten, dass die Grenze zwischen Herkunft und Amt hier unscharf gezogen wurde.

Was sich nicht belegen lässt, ist ein Motiv. Ob die Prioritäten der Kraftwerksstrategie aus einer inneren Nähe zur fossilen Erzeugung folgen oder aus einer sachlichen Überzeugung, dass gesicherte Leistung Vorrang haben müsse, lässt sich von außen nicht entscheiden — und wer es behauptet, überschreitet, was die Fakten hergeben. Interessengeleitete Kampagnen haben die Ministerin früh mit Etiketten versehen; solche Etiketten erklären nichts, sie ersetzen die Analyse nur durch ein Urteil.

Der Befund, der bleibt, ist struktureller Natur und darum belastbarer als jede Motivzuschreibung. Wer aus der Welt der großen Erzeuger und Gasnetze kommt, denkt das System plausibel von der Erzeugung her — von Kraftwerken, Netzen, gesicherter Leistung. Die dezentrale, marktgetriebene Speicherlandschaft, die aus tausenden privaten Projekten entsteht, ist in dieser Denkweise nicht der natürliche Ausgangspunkt. Das ist keine Verschwörung. Es ist eine Perspektive. Und Perspektiven entscheiden, wer zuerst an die Reihe kommt.

Ein zweiter Speicher, dieselbe Blindstelle

Ein Randbild, das die Denkweise beleuchtet, liefert der Gasspeicher — der andere Speicher, über den in diesem Winter geredet wird. Anfang August 2026 waren die deutschen Gasspeicher zu knapp der Hälfte gefüllt, deutlich weniger als im Vorjahr und so niedrig wie zu dieser Jahreszeit selten.[17] Zugleich fällt seit der Sperrung der Straße von Hormus ein erheblicher Teil des katarischen Flüssiggases am Weltmarkt aus, und der deutsche Import hängt zu rund neun Zehnteln an einem einzigen Lieferanten: den USA[18] — einem Partner, dessen Verlässlichkeit sich zuletzt schwerer einschätzen ließ als früher. Das ist kein akuter Notstand, und die Bundesnetzagentur verweist zu Recht darauf, dass sich die Mengen bislang über den Weltmarkt beschaffen lassen.[19] Aber es ist dieselbe Grundfigur: Ein System, das auf den fossilen Brennstoff setzt, macht sich abhängig von Lieferwegen, über die es nicht verfügt. Jede Kilowattstunde aus heimischem Wind, im eigenen Speicher gehalten, ist eine, für die niemand eine Meerenge offenhalten muss.

Die Frage, die bleibt

Am Ende steht kein Vorwurf, sondern eine Beobachtung über Reihenfolgen. Der deutsche Staat hat sich für die Absicherung seines Stromsystems einen konkreten, terminierten, mit Brüssel abgestimmten Plan gegeben — und dieser Plan setzt zuerst auf die Technik, aus der das Land eigentlich aussteigen will. Die Technik, die es unabhängiger machen könnte, bekommt keinen vergleichbaren Plan, sondern eine Warteschlange und eine offene Frage nach den Kosten.

Vielleicht ist das die richtige Reihenfolge. Gesicherte Leistung zuerst, Flexibilität danach — das lässt sich vertreten. Vielleicht ist es aber auch die vertraute Reihenfolge: die, in der man das schon Bekannte plant und das Neue geschehen lässt. Der Unterschied zwischen beidem ist nicht akademisch. Er entscheidet darüber, ob in zehn Jahren an sonnigen Mittagen noch Windräder stillstehen, während der Strom im Süden aus Gas kommt — oder ob er dann dort liegt, wo man ihn braucht: gespeichert, im eigenen Land, für den Abend.

Wer entscheidet eigentlich, welche Technik einen Fahrplan verdient und welche sich hinten anstellt? Und woran erkennt man, ob diese Entscheidung dem System dient — oder nur dem, was man ohnehin schon kennt?

Quellen und Anmerkungen

  1. Aussage Reiches im Wirtschafts- und Energieausschuss unter Verweis auf die Übertragungsnetzbetreiber, Dez. 2025 (zfk.de). [journalistisch] ↩
  2. Bundesnetzagentur/SMARD, Day-Ahead-Markt; Auswertung FfE und BHKW-Infozentrum: 2023 ~301, 2024 457, 2025 573 Stunden. [verifiziert, amtlich] ↩
  3. FfE, Strompreisanalyse EPEX Spot 2025, Tiefstwert −250 €/MWh am 11.5.2025. [verifiziert] ↩
  4. Bundesnetzagentur, Netzengpassmanagement 2024: Abregelung ~3,5 % der EE-Erzeugung. [verifiziert, amtlich] ↩
  5. Aussage Reiches, mehrfach öffentlich; wiedergegeben u. a. bei web.de/dpa und cleanthinking. [journalistisch] ↩
  6. Bundesnetzagentur, aufgeschlüsselte Kosten Netzengpassmanagement: EE-Entschädigung 2024 ~554 Mio. €, 2025 ~433 Mio. €; Gesamtkosten 2024 ~2,8 Mrd. €, 2025 ~3,1 Mrd. €. [verifiziert, amtlich] ↩
  7. Faktenchecks cleanthinking.de und web.de/dpa (März–Mai 2026); der BWE-Faktencheck bestätigt die Zahlen, ist als Branchenquelle aber interessengeleitet. [journalistisch / interessengeleitet] ↩
  8. Bundesnetzagentur, Anschlussanfragen Batteriespeicher 2024: ~400 GW / 661 GWh, 9.710 Anfragen. [verifiziert, amtlich] ↩
  9. BDEW-Umfrage Nov. 2025: ~720 GW Anschlussanfragen. [interessengeleitet] ↩
  10. Bundesnetzagentur/MaStR, Bestand Ende 2024: 921 Großspeicher, ~2,3 GW; Zusagen 2024 ~25 GW / 46 GWh. [verifiziert, amtlich] ↩
  11. Bundesnetzagentur, Orientierungspapier Speichernetzentgelte v. 16.1.2026; §118 Abs. 6 EnWG (Befreiung bis 4.8.2029, 20 Jahre). [verifiziert, amtlich] ↩
  12. Bundesverband Energiespeicher (BVES) und Kanzlei Raue, Stellungnahmen zum Vertrauensschutz, Jan.–März 2026. [interessengeleitet / juristische Einschätzung] ↩
  13. BMWE, Grundsatzeinigung Kraftwerksstrategie v. 15.1.2026: 12 GW, davon 10 GW Langfristkriterium, 2 GW steuerbare Leistung (u. a. Speicher). [verifiziert, amtlich] ↩
  14. Werdegang Reiche: Vorstandsvorsitz Westenergie AG 2020–2025; Gasnetz ~37.000 km (Wikipedia; Quadriga-Hochschule; Handelsblatt). [verifiziert] ↩
  15. VKU-Hauptgeschäftsführung 2015–2019; Vorsitz Nationaler Wasserstoffrat ab 2020. [verifiziert] ↩
  16. Reiches Aussage „kein Gasgeschäft“ (Frühjahrsprognose 2026) und Richtigstellung zur Gastochter Westnetz (Wikipedia mit Belegen). [verifiziert] ↩
  17. INES / Gas Infrastructure Europe via Bloomberg; Füllstand D 4.8.2026: 48,5 % (Vorjahr 62,1 %). [verifiziert] ↩
  18. BDEW: USA-Anteil an dt. LNG-Importen 2025 ~96 %; IEEFA: Q1 2026 ~89 %. Hormus-Sperrung seit Ende Feb. 2026 (EIA/ACER). [verifiziert / journalistisch] ↩
  19. Bundesnetzagentur, Lagebericht Gasversorgung 2026: geringe direkte Golf-Abhängigkeit, Kompensation über Weltmarkt möglich; inländische LNG-Terminals decken ~10 % der Winter-Spitzenlast (FNB Gas). [verifiziert, amtlich] ↩
Stand: August 2026
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