Die Kapazitätsreserve darf per Gesetz keinen Strom verkaufen

„Es geht um die Kohlekraftwerke, die im Moment nur einspringen, wenn der Strom in den Dunkelflauten ohne Wind und Sonne sehr knapp ist“: So beschreibt Sepp Müller (CDU), stellvertretender Vorsitzender der CDU/CSU-Bundestagsfraktion, die Anlagen, die aus seiner Sicht wieder ständig laufen sollten. Tom-Luca Freund hat die Forderung am 28. August 2026 für DIE ZEIT gemeldet: Der Dauerbetrieb solle die Strompreise senken, teures Gas sparen und die Speicher füllen helfen. Der Halbsatz benennt eine Rechtsform: die Kapazitätsreserve nach § 13e Energiewirtschaftsgesetz.

Welches Kraftwerk einspeist, entscheidet dabei der Preis. Die Anlage mit den niedrigsten Grenzkosten kommt zuerst ans Netz, die teuerste noch gebrauchte setzt den Börsenpreis für alle; diese Rangfolge heißt Merit Order, und die Bundesnetzagentur beschreibt sie so auf ihrer Strommarkt-Plattform SMARD.

Nach der Kapazitätsreserve folgt die endgültige Stilllegung#

§ 13e des Energiewirtschaftsgesetzes sieht eine Reserve von zwei Gigawatt außerhalb des Strommarktes vor. Wer eine Anlage dort anbietet, darf deren Leistung oder Arbeit „weder ganz noch teilweise auf den Strommärkten veräußern“; einspeisen darf sie allein auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers. Danach ist der Weg vorgezeichnet: Die Anlagen „müssen endgültig stillgelegt“ werden, und diese Pflicht bindet auch Käufer und Rechtsnachfolger (§ 13e EnWG im amtlichen Volltext gesetze-im-internet.de ↗).

Das größte Los der Reserve gehört einem Gaskraftwerk in Werne#

Für den Erbringungszeitraum vom 1. Oktober 2026 bis zum 30. September 2028 haben die vier Übertragungsnetzbetreiber elf Gebote bezuschlagt, zusammen 1.314 Megawatt zu 100.000 Euro je Megawatt und Jahr (Zuschlagsliste auf netztransparenz.de¹). Das ergibt 131,4 Millionen Euro im Jahr. In der Runde davor waren es zehn Lose über 1.205 Megawatt zu 99.990 Euro je Megawatt und Jahr.

820 der 1.314 Megawatt entfallen auf RWE Generation, und zwar auf dieselben drei Anlagen wie zuvor: die Blöcke F und G und die Gasturbine K1 im Gersteinwerk bei Werne. In der Mitteilung des Betreibers heißen sie „natural gas combined cycle units F and G“ und „K1 gas turbine“ (RWE Generation, 1. März 2024 rwe.com ↗). Weitere 270 Megawatt in vier Losen hält die LEAG; für dieselbe Menge hat das Unternehmen zuvor die Gasturbinen Thyrow und Ahrensfelde benannt (LEAG, 3. März 2022²). Die Zuschlagsliste selbst weist den Brennstoff nicht aus. Für die restlichen 224 Megawatt, verteilt auf drei weitere Anbieter, liegt keine öffentliche Angabe dazu vor.

Bezahlt wird hier Bereitschaft, nicht Strom. Was ein Kapazitätsmarkt für vorgehaltene Leistung zahlt, schlägt im amerikanischen PJM-Gebiet auf den Strompreis durch³.

Die Netzreserve gegen Engpässe misst 7.407 Megawatt#

Neben der Kapazitätsreserve führt die Bundesnetzagentur eine zweite. Die Netzreserve nach § 13d Energiewirtschaftsgesetz greift, wenn Strom vorhanden ist, die Leitungen ihn aber nicht dorthin bringen, wo er gebraucht wird: Die Netzbetreiber drosseln dann Anlagen vor dem Engpass und fahren andere dahinter hoch. Für den Winter 2026/2027 beziffert die Behörde diesen Bedarf auf 7.407 Megawatt, mehr als das Fünffache der Kapazitätsreserve.

Kohle erzeugte 2025 achtzehn Milliarden Kilowattstunden mehr als Gas#

Kohleblöcke außerhalb der Reserve sind ganz normal am Markt. Sie laufen bereits, und zwar mehr als das Gas, das sie verdrängen sollen. 2025 kamen Kohlekraftwerke in Deutschland auf 104,3 Milliarden Kilowattstunden, Erdgaskraftwerke auf 86,3. Das sind 20,5 gegen 17,0 Prozent einer Bruttostromerzeugung von 509,2 Milliarden Kilowattstunden (Statistisches Bundesamt⁴). Im ersten Quartal 2026 verschob sich das Verhältnis leicht: Kohle gab um 5,1 Prozent nach, Erdgas legte um 3,2 Prozent zu.

Aus dem dreistelligen Millionenbetrag werden zwei Zehntelcent je Kilowattstunde#

Der Vorstoß wirbt mit einer Zahl: ein dreistelliger Millionenbetrag Ersparnis pro Jahr für die deutsche Wirtschaft. Woher sie stammt und was genau sie misst, sagt die Meldung nicht. Auf die 509,2 Milliarden Kilowattstunden des Jahres 2025 verteilt, ergeben 100 Millionen Euro rund 0,02 Cent je Kilowattstunde, und selbst 999 Millionen Euro ergeben knapp 0,2 Cent. Die Kapazitätsreserve selbst kostet 131,4 Millionen Euro im Jahr und liegt damit im selben dreistelligen Bereich.

Mit dem Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz kamen ein Auslöser und ein Enddatum#

Den Vorschlag gab es schon einmal, und zwar als Gesetz. Das Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz vom 8. Juli 2022 holte Braun- und Steinkohleblöcke aus der Reserve zurück an den Markt, um die Verstromung von Erdgas „soweit wie möglich durch andere Energieträger“ zu ersetzen. Die Rückkehr galt allein, „während die Alarmstufe oder Notfallstufe des Notfallplans Gas ausgerufen ist“, und sie lief spätestens am 31. März 2024 aus (Bundesnetzagentur zum EKBG⁵). Zum selben Stichtag endete die Verordnung, die Kohlezügen bei Niedrigwasser Vorrang auf der Schiene gab⁶.

Müller nennt als Anlass die hohen Gaspreise und den Füllstand der Speicher: etwa 51 Prozent gegenüber etwa 67 Prozent zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres, während das Gesetz bis Anfang November 70 Prozent verlangt. Der Auslöser von 2022 war kein Füllstand, sondern eine ausgerufene Stufe des Notfallplans Gas.

Der Vorstoß trifft damit entweder Anlagen, denen § 13e den Verkauf verbietet, oder Anlagen, die längst am Markt sind und dort mehr Strom liefern als sämtliche Gaskraftwerke zusammen. Bei der zweiten Gruppe entscheidet die Rangfolge nach Grenzkosten über jede einzelne Stunde.

Anlass war die Meldung „Kohlekraftwerke: Unionsfraktionsvize fordert stärkere Nutzung von Kohlekraftwerken“ von Tom-Luca Freund (dpa) für DIE ZEIT vom 28. August 2026; von dort stammen die Forderung, die Speicherstände von 51 und 67 Prozent samt dem gesetzlichen Ziel von 70 Prozent und der dreistellige Millionenbetrag, den Sepp Müller in einem Interview mit der „Wirtschaftswoche“ genannt hat. Der Gesetzeswortlaut steht auf gesetze-im-internet.de, die Zuschläge für den Erbringungszeitraum 2026 bis 2028 auf netztransparenz.de, die Zahlen der vorangegangenen Runde in der Pressemitteilung der vier Übertragungsnetzbetreiber vom 1. März 2024. Die Brennstoffangabe zu den Gersteinwerk-Blöcken F, G und K1 stammt von RWE Generation (1. März 2024), die zu Thyrow und Ahrensfelde von der LEAG (3. März 2022). Die Erzeugungszahlen stehen in der Tabelle „Bruttostromerzeugung“ des Statistischen Bundesamtes (destatis.de) sowie in dessen Pressemitteilung Nr. 193 vom 9. Juni 2026, der Bedarf der Netzreserve und die Angaben zum Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz bei der Bundesnetzagentur. Die Merit Order ist nach der Darstellung auf deren Strommarkt-Plattform SMARD wiedergegeben. Die Umrechnung auf die Kilowattstunde ist eine eigene Rechnung.