Süd-Ziel und Redispatch verfehlt: Was die erste Kraftwerksauktion gebracht hat

Kurzfassung: Die erste Auktion für neue Kraftwerke hat ihren Preis gefunden, aber nicht ihren Ort. Zwei Drittel der Leistung sollten in den Süden, wo Leitungen fehlen und Kraftwerke heute teuer umgesteuert werden. Nach Bayern und Baden-Württemberg gehen 6 Prozent. Den Rest teilen sich LEAG und RWE, überwiegend mit Altstandorten. Das folgt direkt aus den Regeln: Sie bevorzugen alte Kohlestandorte, sperren Speicher und Biogas praktisch aus und fragen nicht, wie schnell ein Kraftwerk anspringt.

Foto: Das Kraftwerk Leipheim an der Donau. Es ist der einzige größere Zuschlag in Bayern. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Looniverse

Wer die Regeln mitgeschrieben hat

Wer mitbieten wollte, musste zehn Stunden am Stück mindestens 80 Prozent seiner Leistung liefern können. Im Januar 2026 schickte EnBW dem Wirtschaftsministerium auf dessen Bitte ein Papier mit dem Titel „Überlegungen für ergänzende Kriterien zur 10h-Regel“. Ins Lobbyregister kam es erst, nachdem der SPIEGEL im April nachgefragt hatte. EnBW ging in dieser Runde leer aus. Die Einzelheiten stehen in Gesagt und getan: Der Streit um die neuen Gaskraftwerke.

Technologieoffen nur auf dem Papier

Die EU-Kommission hat das Gesetz am 2. September 2026 genehmigt, ausdrücklich offen für Kraftwerke, Speicher und steuerbare Verbraucher. In der Ausschreibung blieb davon wenig:

• Speicher: Eine Batterie, die zehn Stunden lang liefern soll, braucht ein Vielfaches an Kapazität. Einige Speicherprojekte erfüllten die Bedingungen trotzdem, waren damit aber zu teuer. Alle elf Zuschläge gingen nach Angaben des Ministeriums an Gaskraftwerke.
• Biogas: Bestehende Standorte dürfen nur mitbieten, wenn dort fünf Jahre lang kein Gas verstromt wurde, oder wenn neue Leistung dazukommt (§ 12 StromVKG). Ein alter Braunkohleblock erfüllt das. Eine Biogasanlage, die ihre vorhandenen Motoren flexibel fahren will, erfüllt es nicht. Dazu kommen Mindestgrößen, an denen die meisten Höfe scheitern. Mehr dazu in Wetter, Wertschöpfung, Wiesen.

Bemerkenswert ist, was dieselbe Bundesnetzagentur im August 2026 an die EU gemeldet hat. In ihrer Bewertung des Flexibilitätsbedarfs steht: Die kurzfristigen Lücken der Jahre 2030 und 2035 sollen Batteriespeicher schließen. Für sie liegen Netzanschlusszusagen über 50 Gigawatt vor. In der Ausschreibung kamen Batterien nicht zum Zug.

Was die Bundesnetzagentur veröffentlicht hat

Die Bundesnetzagentur hat drei Dokumente ins Netz gestellt: die Pressemitteilung vom 3. November, die Ergebnisseite zum Gebotstermin und die Zuschlagsliste.

Das Wichtigste daraus:

• Ausgeschrieben waren 4.500 Megawatt. 41 Gebote gingen ein, zusammen rund 12.000 Megawatt.
• Elf Gebote erhielten einen Zuschlag, zusammen 5.160 Megawatt. Es sind mehr als ausgeschrieben, weil das letzte Gebot, das die Menge überschritt, ganz bezuschlagt wird.
• Die Zuschläge liegen zwischen 129.551 und 189.970 Euro je Megawatt und Jahr, im Mittel bei 155.296 Euro. Erlaubt waren bis zu 244.000 Euro. Behördenchef Klaus Müller: „Dieser Wettbewerb hat zu vergleichsweise niedrigen Zuschlagswerten geführt.“

So verteilen sich die Zuschläge auf die Bundesländer:

Was in den Dokumenten fehlt: Die Liste nennt Bieter und Bundesland, aber weder die Leistung je Kraftwerk noch den Standort noch die Technik noch den Preis je Gebot. Dass in Jänschwalde und Boxberg Braunkohleblöcke auf Gas umgerüstet werden, steht in Mitteilungen der Unternehmen und in der Presse, nicht in den Dokumenten der Behörde. Für ein Verfahren, das die Stromkunden 15 Jahre lang rund 800 Millionen Euro im Jahr kostet, ist das wenig.

Unsere Bewertung: Gemessen am Höchstpreis ist das Ergebnis günstig, und es gab deutlich mehr Angebote als Bedarf. Nur ist der Höchstpreis selbst hoch angesetzt: Nach Angaben von energate war ursprünglich ein niedrigerer Wert vorgesehen, die Branche hat ihn im Gesetzgebungsverfahren auf 244.000 Euro hochverhandelt.

Der Blick ins Ausland relativiert das Ergebnis weiter. Großbritannien kauft seit 2014 Kapazität per Auktion. Dort lagen die Preise der Vier-Jahres-Auktionen zuletzt zwischen 27 und 65 Pfund je Kilowatt und Jahr, umgerechnet etwa 31.000 bis 75.000 Euro je Megawatt. Für Belgien nennt energate rund 22.000 Euro, mit einem großen Anteil an Batteriespeichern. Ein Teil des Unterschieds liegt am Design: In Großbritannien bieten bestehende Kraftwerke, Batterien, steuerbare Verbraucher und Verbindungsleitungen ins Ausland gegeneinander. Die meisten Verträge laufen ein Jahr, nur Neubauten bekommen bis zu 15 Jahre. In Deutschland durften nur neue oder umgebaute Anlagen bieten, die zehn Stunden durchhalten, und alle bekommen 15 Jahre. Wer den Wettbewerb so eng fasst, bezahlt mehr.

Am erklärten Zweck gemessen fällt das Ergebnis durch: Die Leistung steht überwiegend dort, wo sie das Netz am wenigsten entlastet, und sie liegt fast vollständig bei zwei Konzernen. Das zeigen die folgenden Abschnitte.

Zwei Drittel für den Süden, angekommen sind 6 Prozent

Das Gesetz enthält eine Regel für den Ort. Gebote aus dem Norden kommen nur bis zu einem Drittel der ausgeschriebenen Menge ohne Weiteres zum Zug. Danach wird bei Geboten aus dem Süden für die Reihenfolge ein Abschlag von 16.000 Euro je Megawatt und Jahr abgezogen (§ 48 Abs. 5 StromVKG). Ausgezahlt wird dieser Betrag nicht. Er soll nur bewirken, dass ein etwas teureres Kraftwerk im Süden vor einem billigeren im Norden landet.

Das Ergebnis: Der Norden bekam 53 Prozent, also deutlich mehr als ein Drittel. Selbst die verbleibenden 47 Prozent „Süden“ entstehen nur, weil das Gesetz Nordrhein-Westfalen zum Süden zählt (§ 2 Nr. 29). Bayern und Baden-Württemberg, wo seit dem Atomausstieg die meiste Leistung fehlt, bekommen zusammen 314 Megawatt, gut 6 Prozent: Leipheim an der Donau und eine Anlage der Stadtwerke Karlsruhe.

Der Grund ist einfach. Die Gebote lagen bis zu 60.000 Euro auseinander. Ein umgerüsteter Kohleblock kostet nach Angabe des LEAG-Eigentümers EPH mehr als 30 Prozent weniger als ein Neubau, nach Angaben aus der Branche im energate-Podcast sogar nur ein Fünftel bis ein Viertel. Gegen diesen Vorsprung richten 16.000 Euro nichts aus.

Foto: Höchstspannungsleitung vor dem Umspannwerk Pfungstadt in Hessen. Kraftwerke im Norden brauchen solche Leitungen, um den Süden zu versorgen. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 / Kreuzschnabel

Warum das den Redispatch nicht senkt

Redispatch heißt: Weil eine Leitung voll ist, wird ein Kraftwerk im Norden heruntergefahren und eines im Süden hochgefahren. Das kostet jedes Jahr Milliarden, und die Ministerin nennt diese Kosten als Grund für neue Kraftwerke. Helfen kann dabei nur ein Kraftwerk hinter dem Engpass, also im Süden. Ein Kraftwerk in der Lausitz steht vor dem Engpass. Wenn dort viel Wind weht, muss es ohnehin stillstehen.

Auch die Netzbetreiber im Süden sehen das so. Werner Götz, Chef von TransnetBW, sagte nach Angaben von energate, die jetzige Verteilung sei „nicht im Sinne des Erfinders“. Bleibe es beim Übergewicht im Norden und Osten, müsse zusätzlich Geld für Leitungen und technische Anlagen im Netz ausgegeben werden.

Im Gesetz steht der Redispatch übrigens nicht. Als Ziel nennt § 1 nur „ausreichend gesicherte elektrische Leistung“ ab 2031. Dieses Ziel ist auf dem Papier erfüllt. Das Ziel, mit dem die Ministerin für die Kraftwerke wirbt, ist verfehlt.

Zehn Stunden durchhalten, aber kein Wort zum Anspringen

Das Gesetz verlangt, dass ein Kraftwerk zehn Stunden durchhält. Wie schnell es anspringen muss, regelt es nicht.

Für die umgerüsteten Braunkohleblöcke, in Jänschwalde mit Generatoren sowjetischer Bauart, ist das entscheidend. Sie behalten Kessel, Dampfturbine und Generator, nur die Brenner werden für Gas getauscht. Solche Anlagen brauchen lange, bis sie aus dem kalten Zustand Strom liefern: Im energate-Podcast ist von fünf bis zehn Stunden die Rede, die FAZ berichtet von zwei bis drei Tagen Vorlauf. Beides sind keine amtlichen Werte, und die LEAG hat ihr Umbaukonzept noch nicht veröffentlicht.

Für eine Dunkelflaute, die der Wetterbericht Tage vorher ankündigt, mag das reichen. Für einen kurzfristigen Ausfall, eine plötzlich fehlende Leitung oder einen schlecht vorhergesagten Wintertag reicht es nicht. Bezahlt wird die Bereitschaft trotzdem, 15 Jahre lang.

Was nicht im Preis steht

Die Auktion vergleicht nur den Preis je Megawatt. Zwei große Kostenposten tauchen darin nicht auf:

• Die Gasleitung. Die Lausitzer Blöcke haben heute keinen Gasanschluss. Der Ferngasnetzbetreiber ONTRAS plant dafür eine Übergabestation an der EUGAL-Leitung bei Lauchhammer. Laut amtlicher Bekanntmachung sind rund 60 Prozent der zusätzlichen Gasmengen für drei LEAG-Kraftwerke bestimmt. Was sie kostet und wer sie bezahlt, steht in keinem veröffentlichten Dokument.
• Die Stromleitung. Jedes Megawatt im Nordosten, das im Süden gebraucht wird, braucht Platz in den Leitungen nach Süden. Genau diese Leitungen sind heute der Engpass. Wie soll eine Altanlage im Osten die Industriezentren im Süden zuverlässig versorgen, wenn die Leitung dorthin schon voll ist?

Ein Kraftwerk, das in der Auktion günstig aussieht, kann für das Gesamtsystem teurer sein als ein Kraftwerk im Süden mit höherem Gebot.

Zwei Konzerne

RWE erhält drei Zuschläge in Nordrhein-Westfalen, die LEAG sechs in Brandenburg und Sachsen. Zählt man Leipheim zur LEAG, wie es die Nachrichtenagentur dpa tut, kommen beide zusammen auf über 99 Prozent der Leistung, sonst auf 94 Prozent. Für alle anderen bleibt eine Anlage der Stadtwerke Karlsruhe mit 45 Megawatt.

Nach Angaben von energate hatte das Bundeskartellamt angeregt, einem einzelnen Bieter höchstens 10 Prozent der Menge zuzugestehen. Im Gesetz steht keine solche Grenze. Für RWE vermutete das Kartellamt schon im Marktmachtbericht 2023/24 eine marktbeherrschende Stellung, gemessen an den Stunden, in denen ohne RWE-Kraftwerke die Nachfrage nicht gedeckt werden kann. Genau in diesen knappen Stunden sollen die neuen Kraftwerke laufen. Wie das Amt rechnet und was das für die Preise heißt: Warum die Kilowattstunde manchmal 80 Cent kostet.

Foto: Das Braunkohlekraftwerk Weisweiler im Juni 2023. RWE baut am Standort ein neues Gaskraftwerk und hat dafür einen Zuschlag erhalten. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / Choinowski

Braucht Europa diese Kraftwerke?

Begründet werden die Kraftwerke mit einer Warnung der europäischen Übertragungsnetzbetreiber: Mitte der 2030er Jahre drohe in Europa zu wenig Leistung. Was die Berichte dazu sagen:

• Der Europäische Bericht zur Versorgungssicherheit (ERAA 2025) sieht ein Risiko, weil bis 2035 viele alte Kraftwerke aus wirtschaftlichen Gründen schließen könnten. Er nennt zugleich ungenutzte Möglichkeiten bei Speichern und bei Verbrauchern, die ihren Bedarf verschieben. Die Lücke ist eine Rechnung für den Fall, dass niemand investiert. Eine Vorhersage ist sie nicht.
• Das Versorgungssicherheitsmonitoring der Bundesnetzagentur vom September 2025 sagt: Die Versorgung ist gesichert, wenn bis 2035 je nach Szenario 22 bis 36 Gigawatt steuerbare Leistung dazukommen. Steuerbar heißt nicht zwingend Gas. Flexible Wärmepumpen, Elektroautos und Speicher senken den Bedarf ausdrücklich. Kritiker merken an, dass das Zielszenario nur 0,8 Gigawatt Großspeicher annimmt.
• Der Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045 übersieht den größten Speicher. Er rechnet im mittleren Szenario für 2045 mit 44,5 Millionen Elektrofahrzeugen. Zusammen haben deren Akkus rund 3.000 Gigawattstunden, so viel, wie Deutschland 2045 laut demselben Plan an einem ganzen Tag verbraucht. Schon ein Fünftel davon würde rund fünf Stunden decken. Im Plan kommen die Autos aber nur als Verbraucher vor. Die Wörter „bidirektional“ und „V2G“ stehen darin kein einziges Mal.

Die EU-Kommission hat lange gezögert. Nach einem SPIEGEL-Bericht vom Oktober 2025 hielt sie die von der Ministerin geplanten 20 Gigawatt für überzogen und blieb bei rund 12 Gigawatt. Eine offizielle Begründung hat sie nicht veröffentlicht. Der Maßstab ist aber bekannt: Eine staatliche Beihilfe ist nach EU-Recht nur erlaubt, wenn sie ein echtes Marktversagen behebt, technologieoffen und verhältnismäßig ist und den Wettbewerb nicht mehr als nötig verzerrt. Genau daran setzten die Beschwerden der Deutschen Umwelthilfe, von 1KOMMA5° und anderen an: Es sei nicht gezeigt, dass nur Gaskraftwerke den Bedarf decken können, Speicher und Flexibilität seien nicht ausreichend geprüft worden. Im Januar 2026 kam eine Grundsatzeinigung, im September 2026 die Genehmigung, ohne vertieftes Prüfverfahren.

Warum nicht die alten Kohlekraftwerke in Reserve halten?

Die naheliegende Frage: Wenn es um Bereitschaft für wenige Wochen im Jahr geht, warum nicht vorhandene Kohlekraftwerke länger in Reserve halten?

• Das EU-Recht setzt enge Grenzen. Seit Juli 2025 dürfen bestehende Kraftwerke mit mehr als 550 Gramm CO₂ je Kilowattstunde nur noch an Kapazitätsmechanismen teilnehmen, wenn sie im Jahr kaum laufen: unter 350 Kilogramm CO₂ je Kilowatt Leistung, also wenige hundert Stunden (Art. 22 der Verordnung (EU) 2019/943). Für eine reine Reserve wäre das zu schaffen. Das deutsche Kohleausstiegsgesetz legt aber feste Stilllegungstermine fest.
• Es gibt sie schon, außerhalb des Marktes. In der Netzreserve stehen für diesen Winter 7,4 Gigawatt bereit, nach Angaben des BDEW 6,6 Gigawatt davon Steinkohle. Diese Anlagen dürfen erst laufen, wenn der Markt nichts mehr hergibt. Manche sind bis zu 60 Jahre alt, und der BDEW bezweifelt, dass sich alle über die Mitte der 2030er Jahre hinaus betreiben lassen. Es stehen aber nicht nur Altanlagen dort: In Mannheim etwa sind drei Kohleblöcke des Großkraftwerks als systemrelevant in der Reserve, Block 6 bis 2031. Und die hocheffizienten Gaskraftwerke Irsching 4 und 5 mit rund 60 Prozent Wirkungsgrad standen bis 2020 in der Netzreserve, bevor sie an den Markt zurückkehrten.
• Was es kostet: Die bestehende Kapazitätsreserve mit Gaskraftwerken kostet laut ZfK rund 100.000 Euro je Megawatt und Jahr, die neuen Zuschläge im Mittel 155.000 Euro. Auf 5.160 Megawatt gerechnet ist das ein Unterschied von knapp 300 Millionen Euro im Jahr. Das ist der Aufpreis gegenüber dem, was Reserve heute kostet. Als Ersparnis lässt er sich nicht ausweisen, weil die Altanlagen nicht 15 Jahre halten.

Das Ergebnis der Auktion ist in der Sache trotzdem eine verlängerte Kohlereserve. Die Blöcke in Jänschwalde und Boxberg sollten 2028 und 2029 vom Netz gehen. Jetzt bekommen sie neue Brenner und bis 2046 Geld fürs Bereitstehen, mit Gas statt Braunkohle.

Was gefehlt hat: Flexibilität

Die Auktion kauft Kraftwerksleistung, und nur Kraftwerksleistung. Was den Bedarf an solchen Kraftwerken senken würde, kommt darin nicht vor:

• Intelligente Stromzähler sind die Voraussetzung, damit Wärmepumpen, Speicher und Elektroautos auf Preise reagieren. Im Juni 2026 hatten 5,9 Prozent aller Messstellen in Deutschland einen. Die Bundesnetzagentur nennt den schleppenden Einbau selbst als Hindernis.
• Bidirektionales Laden ist gesetzlich von doppelten Netzentgelten befreit. Umgesetzt wird das mit der neuen Netzentgeltsystematik AgNes, die erst ab 2029 gilt. Bei der Stromsteuer ist die Doppelbelastung weiter ungelöst.
• Nicht-fossile Flexibilität: Nach dem EU-Strommarktdesign muss Deutschland bis etwa Januar 2027 ein nationales Ziel für Flexibilität ohne fossile Brennstoffe festlegen. Ein solches Ziel gibt es noch nicht.

Allein die Elektroautos, mit denen der Netzentwicklungsplan für 2037 rechnet, hätten Akkus mit 2.000 bis 2.600 Gigawattstunden. Was das für die Dunkelflaute bedeutet: Das Auto als Speicher.

Die zweite Runde

Am 10. November gibt die Bundesnetzagentur die Bedingungen der zweiten Runde bekannt. Die Gebote sind nach Presseberichten bis zum 29. Dezember fällig. Da die Regeln im Gesetz stehen, ist eine Änderung kaum zu erwarten. Der Norden hat sein Drittel bereits überschritten, ab jetzt gilt für Gebote aus dem Süden fast durchgehend der Abschlag von 16.000 Euro. Gegen umgerüstete Altanlagen hilft er so wenig wie in der ersten Runde. Die LEAG hat in Boxberg weitere Blöcke.

Warum die neuen Kraftwerke zusätzlich zur Bereitschaftszahlung am Markt verdienen: Doppelt bezahlt. Wer an der Ausschreibung verdient, von den Turbinenherstellern bis zum Gaslieferanten: Wer an der Ausschreibung verdient. Wie ein Branchenmedium die Auktion bilanziert: „Deutlich am Ziel vorbeigeschossen“.

Quellen

• Bundesnetzagentur, Pressemitteilung „Ergebnisse der ersten Ausschreibung nach dem StromVKG“, 03.11.2026 — bundesnetzagentur.de
• Bundesnetzagentur, Ergebnisseite Gebotstermin September 2026 — bundesnetzagentur.de · Zuschlagsliste (PDF) — bundesnetzagentur.de
• Stromversorgungskapazitätengesetz (StromVKG), §§ 1, 2, 12, 38, 48, 65, 81 — gesetze-im-internet.de
• Bundesnetzagentur, „Bewertung des Flexibilitätsbedarfs“, August 2026 — bundesnetzagentur.de (PDF)
• Bundesnetzagentur, Versorgungssicherheitsmonitoring, 03.09.2025 — bundesnetzagentur.de
• ENTSO-E, European Resource Adequacy Assessment 2025 — entsoe.eu
• energate, Podcast „Irgendwas mit Energie“, Folge 245, 06.11.2026 — podigee.io
• SPIEGEL, „Katherina Reiches Ministerium bat EnBW um Argumente für Gaskraftwerke“, April 2026 — spiegel.de · EnBW-Papier im Lobbyregister — lobbyregister.bundestag.de (PDF)
• pv magazine, „EU-Kommission genehmigt bis zu 35,2 Milliarden Euro für deutschen Kapazitätsmechanismus“, 02.09.2026 — pv-magazine.de
• Übertragungsnetzbetreiber, Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045 (2025), 2. Entwurf, Tabelle Szenariokennzahlen (Elektromobilität 2045: 36,8 / 44,5 / 44,9 Mio.; Nettostromverbrauch 2045: 868,7 / 1.101,8 / 1.195,1 TWh) — netzentwicklungsplan.de (PDF)
• Timera Energy, GB T-4 2029/30 bei 27 £/kW — timera-energy.com · EnAppSys, T-4 2026/27 bei 63 £/kW — enappsys.com · Ofgem, Jahresbericht Kapazitätsmarkt 2025/26 — ofgem.gov.uk (PDF)
• Recht energisch, „Scheitert Reiches Kraftwerksstrategie?“, 17.10.2025 — recht-energisch.de · Deutsche Umwelthilfe zur Einigung mit der Kommission — duh.de
• Grosskraftwerk Mannheim, Block 6 in der Netzreserve — gkm.de · Kraftwerk Irsching — wikipedia.org
• topagrar, „EU-Kommission dampft Reiches Gaskraftwerk-Pläne ein“, 21.10.2025 — topagrar.com
• cleanthinking, Zuschläge, Umrüstung, Wirkungsgrad und Anfahrzeit (mit FAZ, EPH, Agora Energiewende), 03.11.2026 — cleanthinking.de
• dpa/Volksstimme, „LEAG gewinnt Zuschlag für sieben Gaskraftwerks-Projekte“, 03.11.2026 — volksstimme.de
• ONTRAS, Gasdruckregel- und Messanlage Lauchhammer II, UVP-Bekanntmachung Brandenburg — uvp-verbund.de (PDF)
• Bundesnetzagentur, Netzreserve für den Winter 2026/27, 22.05.2026 — bundesnetzagentur.de · BDEW, Diskussionspapier Netzreserve, 10.07.2026 — bdew.de (PDF)
• ZfK, Kapazitätsreserve und Zuschlagswert — zfk.de
• Verordnung (EU) 2019/943, Art. 22 (CO₂-Grenzwert für Kapazitätsmechanismen) — eur-lex.europa.eu
• ZfK, Smart-Meter-Einbau im ersten Halbjahr 2026 — zfk.de
• Bundesnetzagentur, AgNes, 06.08.2026 — bundesnetzagentur.de

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