Kraftwerksstrategie StromVKG 2026: 11 GW neue Kraftwerke und was sie für Verbraucher bedeuten

Was steht im Gesetz? Kabinettsbeschluss 13. Mai 2026#

Am 13. Mai 2026 verabschiedete das Bundeskabinett den Gesetzentwurf zur Sicherung der Stromversorgung und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten, kurz StromVKG. Damit bekommt Deutschland erstmals einen umfassenden Kapazitätsmarkt. Bisher kassierten Kraftwerke ihr Geld ausschließlich über den Strompreis am Spotmarkt. Ab 2026 fließt zusätzlich eine Vergütung für die reine Bereitstellung der Leistung, egal ob das Kraftwerk produziert oder nur als Reserve bereitsteht.

Das Ziel: 11 GW neue steuerbare Erzeugungskapazität bis 2031. Treiber sind der Kohleausstieg, der Atomausstieg seit 2023 und der steigende Bedarf durch Wärmepumpen, E-Autos und die Industrie-Elektrifizierung. Wer 2031 bei einer Dunkelflaute liefern soll, braucht heute Investitionssicherheit.

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche begründete den Beschluss in der BMWE-Pressemitteilung so:

„Erneuerbare Energien brauchen eine Lebensversicherung und die heißt gesicherte Leistung. Wer den Ausbau der Erneuerbaren und den Kohleausstieg ernst nimmt, muss jetzt flexible Kraftwerke und neue Kapazitäten auf den Weg bringen."

Der Zeitplan im Parlament ist sportlich. Am 11. Juni 2026 hat der Bundestag den Entwurf (Drucksache 21/6279) in erster Lesung beraten und an den federführenden Ausschuss für Wirtschaft und Energie überwiesen; die öffentliche Anhörung ist für den 24. Juni 2026 angesetzt. Vor der Sommerpause, also Anfang bis Mitte Juli 2026, soll der Bundestag das Gesetz beschließen. Parallel läuft das EU-Beihilfeverfahren in Brüssel. Der erste Gebotstermin am 8. September 2026 gilt unter Branchenleuten als ehrgeizig. Die wichtigsten Regeln des Entwurfs in einfacher Sprache fasst unser Überblick Kapazitätsmarkt einfach erklärt zusammen. Wer tiefer in die Strommarkt-Reformen einsteigen will, liest dazu Energiewende Kosten 2026: Wer profitiert?.

11 GW Kapazitäten: Welche Kraftwerke werden gebaut?#

Die 11 GW verteilen sich auf drei Ausschreibungsrunden. Die Gebotstermine stehen direkt im Gesetzentwurf (Paragrafen 4 und 5, Drucksache 21/6279):

Die technischen Kriterien sind streng. Zugelassen sind nur H2-ready-Gaskraftwerke und Gasmotoren mit mindestens 10 Stunden Dauerleistung in den ersten beiden Runden. Diese Hürde schließt Batteriespeicher faktisch aus, weil typische Heim- und Großspeicher die 10 Stunden nicht durchhalten. Erst in der dritten Runde im Mai 2027 dürfen auch Speicher antreten.

Weitere harte Vorgaben aus dem Referentenentwurf:

• Mindesteinspeiseleistung: 1 MW, deutlich abgesenkt vom ursprünglichen 10-MW-Entwurf
• Emissionsgrenze: maximal 550 g CO2/kWh aus fossilen Brennstoffen, schließt Kohle de facto aus
• EWR-Komponenten-Quote: 50 Prozent der wesentlichen Komponenten müssen im Europäischen Wirtschaftsraum gefertigt sein
• Doppelförderverbot: Anlagen mit EEG- oder KWK-Förderung sind ausgeschlossen
• Regionalbonus: Standorte im netztechnischen Süden erhalten Vorrang; der Entwurf zählt dazu Baden-Württemberg, Bayern, Hessen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und das Saarland

Hinter dem Regionalbonus steckt ein politisches Kalkül. Seit der Abschaltung des letzten Atomkraftwerks 2023 fehlt vor allem im Süden steuerbare Leistung. Bayern und Baden-Württemberg liegen elektrisch weit weg von den Offshore-Windparks im Norden. Neue Gaskraftwerke sollen diese Lücke füllen. Wie hoch der Erneuerbaren-Anteil schon ist und warum gerade jetzt regelbare Reserven nötig sind, zeigt der Artikel Strommix Q1 2026: Erneuerbare erstmals über 53 Prozent.

Was kostet das die Verbraucher? Strompreis-Impact#

Konkrete Cent-Beträge stehen noch nicht im Gesetzestext. Der Entwurf nennt bewusst keine Umlagenhöhe, weil die Auktionsergebnisse offen sind. Die Finanzierung läuft über eine neue Stromumlage, nicht über den Bundeshaushalt. Damit hat sich Reiche gegen das frühere Habeck-Modell entschieden, das auf den Klima- und Transformationsfonds setzte.

Die Größenordnung aus Branchenkreisen:

• BMWE-nahe Schätzung: „deutlich unter einem Cent pro kWh", inoffiziell aus Ministeriumsgesprächen, kein offizieller Wert
• Frühere Habeck-Schätzung: rund 2 ct/kWh für einen zentralen Kapazitätsmarkt, bezog sich aber auf ein anderes Modell
• Vzbv-Warnung: Privathaushalte zahlen in Deutschland schon jetzt die höchsten Strompreise Europas. Ohne Transparenz bei der Umlagenhöhe drohen weitere Belastungen.

Für einen Vier-Personen-Haushalt mit 4.500 kWh Jahresverbrauch ergeben sich in der Mitte dieser Schätzungen 15 bis 45 Euro Mehrkosten pro Jahr. Erste Zahlungen fließen frühestens, sobald die neuen Kraftwerke ans Netz gehen. Das ist realistisch ab 2030 bis 2033 (Bauzeit 3 bis 5 Jahre nach Zuschlag). Was sich schon heute an Netzentgelten ändert, steht im Beitrag Netzentgelte 2026.

Ein Gegeneffekt: Mit jedem weiteren EE-Ausbau sinken die Grenzkosten an der Strombörse (Merit-Order-Effekt). Günstigere Spotpreise federn die Kapazitätsumlage teilweise ab. Der Netto-Effekt auf die Haushaltsrechnung lässt sich kaum vorhersagen und hängt vom Ausbautempo der Erneuerbaren ab.

H2-Roadmap ab 2027: Erste Ausschreibungen#

Alle neuen Gaskraftwerke müssen H2-fähig konstruiert sein, also später auf Wasserstoff umstellbar. Einen verbindlichen Pflicht-Termin nennt der Kabinettsentwurf nicht. Die Industrie rechnet mit 2045 als spätestem Zeitpunkt, dem deutschen Klimaneutralitätsziel.

Statt einer Pflicht setzt die Bundesregierung auf freiwillige Umstellungs-Ausschreibungen mit Ausgleichszahlungen für die Mehrkosten:

• 2027: Ausschreibung 2 GW Umstellung auf H2-Betrieb bis 2040
• 2032 bis 2035: Ausschreibung 2 GW Umstellung auf H2-Betrieb bis 2043
• Ab 2027: Ausgleichszahlungen für frühzeitige H2-Nutzung beginnen

Den Wasserstoff-Hochlauf flankiert das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz, in Kraft seit 2. April 2026 (BGBl. I 2026 Nr. 84). Es vereinfacht Genehmigungsverfahren für Elektrolyseure, Importinfrastruktur und Pipelines. Hintergründe dazu im Artikel Energiesteuer-Senkung und Wasserstoff-Beschleunigungsgesetz.

Der Wasserstoff kommt aus zwei Quellen: Importen über das entstehende H2-Kernnetz mit Pipelines aus Norwegen, den Niederlanden und Süd-/Osteuropa, plus Inland-Elektrolyse mit Wind- und Solarstrom. 2031, wenn die ersten neuen Kraftwerke ans Netz gehen, dürfte beides noch nicht in ausreichender Menge fließen. In den Anfangsjahren laufen die neuen Anlagen daher mit Erdgas.

EU-Beihilfeverfahren: Welche Hürden noch?#

Kapazitätsmärkte sind beihilferechtlich heikel, weil sie staatliche Zahlungen an Kraftwerksbetreiber erlauben. Das EU-Beihilferecht verlangt Technologieneutralität, wettbewerbliche Ausschreibung und Verhältnismäßigkeit. Die Bundesregierung geht das Verfahren in zwei Schritten an.

Schritt 1, Januar 2026: Grundsatzeinigung mit der EU-Kommission über die Eckpunkte der Kraftwerksstrategie am 15. Januar 2026. Es war eine politische Verständigung, kein formaler Beihilfebescheid. Vorlage ist das belgische Kapazitätsmarkt-Modell, das die Kommission als Referenzdesign anerkennt.

Schritt 2, noch ausstehend: Formale Notifizierung des Gesetzes nach der Bundestags-Verabschiedung. Erst mit EU-Genehmigung darf die erste Auktion starten. Der erste Gebotstermin am 8. September 2026 funktioniert nur, wenn Bundestag und EU-Verfahren parallel zügig laufen.

Vergleichsfälle in der EU:

• Vereinigtes Königreich: Kapazitätsmarkt seit 2014, Vorlage für die EU-Beihilfeleitlinien. Genehmigung und Anlauf dauerten 2 bis 3 Jahre, bis erste Zahlungen flossen.
• Belgien: Modell-Referenz für Deutschland
• Polen und Frankreich: Betreiben ebenfalls EU-genehmigte Kapazitätsmärkte

Das Risiko: Verzögert sich die EU-Genehmigung, rutscht die erste Ausschreibung nach hinten. Damit wäre auch der Zeitplan 2031 in Gefahr, weil typische Bauzeiten 3 bis 4 Jahre umfassen. In vergleichbaren Verfahren brauchte die EU-Kommission 6 bis 18 Monate für die Notifizierung.

Was bedeutet das für Hausbesitzer und Eigenversorgung?#

Die neue Kapazitätsumlage trifft alle Haushalte über den Strompreis. Wer eine PV-Anlage hat, zahlt sie nur auf den Netzbezug. Je höher der Eigenverbrauch, desto kleiner die Bemessungsgrundlage für jede neue Umlage.

Rechenbeispiel für einen Vier-Personen-Haushalt:

• Ohne PV: 4.500 kWh Netzbezug × 0,5 ct/kWh Umlage (Mittelwert) = 22,50 Euro pro Jahr Kapazitätsumlage
• Mit PV+Speicher (70 % Eigenverbrauch): 1.350 kWh Netzbezug × 0,5 ct/kWh = 6,75 Euro pro Jahr
• Mit PV+Speicher+Wärmepumpe+E-Auto: kombinierte HEMS-Steuerung erreicht oft 60 bis 65 % Eigenverbrauch trotz höherem Verbrauch, Umlagebelastung steigt weniger als der Verbrauch

Der Sparbetrag pro Jahr klingt überschaubar. Aber die Kapazitätsumlage kommt nicht allein. Parallel steigen die Netzentgelte (siehe Netzentgelte 2026), die CO2-Kosten klettern Jahr für Jahr und 2027 könnten neue Marktreformen die Direktvermarktung verpflichtend machen. In der Summe wird Eigenverbrauchs-Maximierung zum echten Hebel.

Wer steuerbare Geräte wie Wärmepumpe oder Wallbox betreibt, kassiert zusätzlich den 14a-Netzentgelt-Rabatt zwischen 110 und 190 Euro pro Jahr. Die Mechanik und Modulwahl erklärt der Artikel § 14a EnWG: Netzentgelt-Rabatt für Wärmepumpe und Wallbox. Konkrete Hebel für mehr als 70 Prozent Eigenverbrauch stehen im Beitrag Eigenverbrauch maximieren: 70 Prozent Solarstrom selbst nutzen.

Wer 2026 eine PV-Anlage plant, sollte den Speicher von Anfang an mitdenken, die Wallbox anbinden und eine HEMS-Steuerung gleich mitbestellen. Die Kapazitätsumlage trifft dann kaum noch, der Schutz gegen künftige Netzkosten-Steigerungen ist hoch. Wie viel Eigenverbrauch Ihr Dach hergibt, zeigt der PV-Rechner.