Die Verabschiedung des Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetzes (Strom-VKG) durch den Bundestag im Juli 2026 markiert eine ökonomische Zäsur, denn damit wird ein milliardenschwerer Kapazitätsmarkt für Gaskraftwerke und Batteriespeicher eingeführt. Nüchtern betrachtet zeigt sich nun schwarz auf weiß: Wer die Stromversorgung einer Industrienation vorwiegend auf wetterabhängige Energiequellen umstellt, muss parallel eine redundante Kraftwerksstruktur als Backup vorhalten – und diese verursacht enorme Kosten. 

Zwar werden erst die kommenden Auktionsrunden die exakten Milliardenbeträge auf den Cent genau beziffern, doch die neu festgelegten Rahmenbedingungen geben schon jetzt jenen Analysten recht, die frühzeitig vor einer strukturellen und dauerhaften Überlastung der Industriestrompreise gewarnt haben. 

Die nachfolgende Analyse liefert eine Prognose der zu erwartenden ökonomischen Auswirkungen dieses energiepolitischen Pfades auf der Basis des aktuellen Informationsstands.

Was der Bundestag beschlossen hat

Um die Tragweite der neuen gesetzlichen Verankerung zu verstehen, bedarf es eines Blicks auf die physikalische Logik der Energiewende: Mit dem fortschreitenden Zubau witterungsabhängiger Wind- und Solarkapazitäten verschärft sich das Problem der sogenannten Dunkelflauten. Wenn der Wind ruht und die Sonne nicht scheint – eine Anfälligkeit, die sich auch in diesem Hitzesommer wieder als strukturelle Schwachstelle des Systems erwiesen hat – drohen kritische Netzinstabilitäten bis hin zum kontrollierten Brownout. Das neue Strom-VKG soll nun die finanzielle Basis für eine kraftwerksbasierte „Feuerwehr“ bereitstellen, die diese systemischen Versorgungslücken im Ernstfall schließt.

Hierfür ist ein Paradigmenwechsel notwendig: Bisher wurden Kraftwerke nur für den Strom bezahlt, den sie auch tatsächlich produzierten. Mit dem Strom-VKG wird ein Kapazitätsmarkt eingeführt. Das bedeutet: Betreiber werden allein für das Bereithalten von Leistung bezahlt – noch bevor auch nur eine einzige Kilowattstunde geflossen ist.

Konkret sieht das Gesetz vor, in einer ersten Welle insgesamt 11 Gigawatt (GW) auszuschreiben:

• Das 9-GW-Segment: Reserviert für Anlagen, die eine strenge Randbedingung erfüllen – sie müssen in der Lage sein, mindestens zehn Stunden am Stück verlässlich Leistung zu erbringen. Zudem müssen sie „H2-ready“ sein, also künftig auf Wasserstoff umrüstbar sein.
• Das 2-GW-Segment: Ein flexiblerer Topf ohne diese strengen Verfügbarkeitsauflagen.

Die brisanteste Zahl fand sich jedoch erst im finalen Gesetzentwurf: Um überhaupt Investoren anzulocken, sah sich das Ministerium gezwungen, die geplante maximale Kapazitätsvergütung von ohnehin schon üppigen 173.000 Euro auf 244.000 Euro pro Megawatt (MW) und Jahr anzuheben.

Warum das Modell die Kosten weiter anheizt

Geht man in die technischen und kaufmännischen Details der Ausschreibung, offenbart sich die finanzielle Tragweite dieses Gesetzes.

Das 9-GW-Segment ist de facto ein Gaskraftwerks-Förderprogramm. Die Anforderung, zehn Stunden unterbrechungsfrei Energie zu liefern, macht den Einsatz von Batteriespeichern betriebswirtschaftlich zu teuer – sie müssten dafür stark überdimensioniert werden. Da die Gaskraftwerksbetreiber wissen, dass sie langfristig nur wenige Betriebsstunden haben werden, werden sie ihre Gebote radikal auf minimale Baukosten (CAPEX) optimieren. Es ist daher davon auszugehen, dass vor allem einfache, offene Gasturbinen (OCGT) gebaut werden.

Rechnet man mit typischen Anlagekosten von 650.000 Euro pro MW, bedeutet der neue Höchstbetrag von 244.000 Euro, dass Investoren ihre Anlagekosten bereits nach knapp drei Jahren vollständig eingespielt haben könnten, sofern dieser Wert aufgerufen wird. Selbst bei verhaltenem Wettbewerb und Geboten von 200.000 bis 220.000 Euro pro MW führt dieses 9-GW-Paket zu einer Gesamtbelastung von rund 2 Milliarden Euro pro Jahr.

Beim 2-GW-Segment ohne Verfügbarkeitsauflagen werden vorwiegend Batterieanbieter Gebote abgeben, da die strenge Zehn-Stunden-Hürde entfällt. Gehen wir aufgrund größerer Konkurrenz von Zuschlägen um die 150.000 Euro pro MW aus, kommen weitere rund 300 Millionen Euro hinzu.

In Summe ist davon auszugehen, dass die Volkswirtschaft künftig etwa 2,0 bis 2,3 Milliarden Euro pro Jahr zahlt, ohne dass auch nur eine einzige nutzbare Kilowattstunde Strom geliefert wurde. Bei einem deutschen Nettostromverbrauch von rund 450 Terawattstunden (TWh) steigen die Strompreise allein durch diese erste Welle um rund einen halben Cent pro kWh – für die Industrie eine signifikante Größenordnung.

Das ist jedoch erst der Anfang einer beispiellosen Kostenspirale. 

Die aktuell verabschiedeten 11 GW sind lediglich der Auftakt. Die Bundesnetzagentur hat in ihrem jüngsten Versorgungssicherheitsbericht dargelegt, dass dieser Zubau bei Weitem nicht ausreichen wird. Die Behörde beziffert den tatsächlichen Gesamtbedarf an neuen, steuerbaren Reservekapazitäten bis 2035 auf bis zu 35,5 Gigawatt.

Das ist mehr als das Dreifache der jetzt ausgeschriebenen Menge. Überträgt man die aktuellen Kostenstrukturen auf dieses Szenario, sprechen wir in der Endausbaustufe von Kapazitätsvergütungen in Höhe von hochgerechnet 6 bis 7 Milliarden Euro pro Jahr. Dies würde den ohnehin schon unter Druck stehenden Industriestrompreis um ca. 1,5 ct/kWh verteuern. Für den Industriestandort Deutschland ist das eine kritische Belastung. Sie reiht sich nahtlos in die Prognose von McKinsey ein, auf die auch Katharina Reiche in ihrem Essay in der FAZ verwiesen hat: Die Summe aller Systemkosten der Energiewende droht bis 2035 auf 90 Milliarden Euro pro Jahr anzuwachsen.

Macht das Gesetz den Strom wenigstens günstiger? 

Wer nun hofft, dass die teuer erkaufte Infrastruktur wenigstens den Strompreis senkt, wird von der Merit-Order-Logik eines Besseren belehrt.

Der Trugschluss der Gaskraftwerke: Da die OCGT-Anlagen rein auf CAPEX-Minimierung getrimmt sind, haben sie bescheidene Wirkungsgrade. Stromkostenminimierung ist eben nicht das Ziel der Übung. Als minimale variable Kosten lassen sich inkl. CO₂-Abgabe ca. 18 ct/kWh errechnen, womit sie eher selten laufen werden – geschätzt 500 bis höchstens 1.000 Stunden im Jahr.

Doch genau hier offenbart sich das Dilemma des politisch forcierten Kohleausstiegs: Die neuen Gaspeaker lösen Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke ab, deren variable Kosten auch inkl. CO₂-Preis bei lediglich 10 bis 12 ct/kWh liegen. Wenn der Staat die Kohle vom Netz zwingt und der Wind abflaut, springt der Börsenstrompreis über den Merit-Order-Effekt sofort von diesen 10 bis 12 Cent auf das teure Niveau der neuen Gaspeaker. Wir schalten die betriebswirtschaftlich günstigeren Anlagen ab und erkaufen uns die Versorgungssicherheit mit einem garantierten Preissprung.

Doch diese 18 Cent für Erdgas sind lediglich ein laues ökonomisches Vorspiel für das, was der Industrie im nächsten Jahrzehnt droht.

Die Wasserstofffalle der 2030er Jahre: Die ultimative Kostenfalle schnappt in den 2030er Jahren zu, wenn die neuen Kraftwerke zwingend auf 100 Prozent klimaneutralen Wasserstoff umgestellt werden müssen. Der genaue Termin steht noch nicht fest, die physikalischen Konsequenzen jedoch schon. Wie ruinös dieses Szenario ist, belegt eine aktuelle Studie des Fraunhofer IEG. Sie entlarvt das strukturelle Problem dieser Backup-Kraftwerke: Das Nachfrageprofil ist exakt antizyklisch. Die Turbinen laufen genau dann, wenn witterungsbedingt kein grüner Wasserstoff aus Wind und Sonne produziert wird. Der Brennstoff muss also aufwendig und vollständig aus Speichern bedient werden.

Die Fraunhofer-Forscher beziffern die realen Bezugskosten für solche ans Netz angeschlossenen Kraftwerke im Jahre 2035 auf 8,77 bis 15,16 Euro je Kilogramm Wasserstoff – rund die Hälfte davon allein für die Transport- und Speicher-Infrastruktur. Zum Vergleich: Für Industrieunternehmen mit kontinuierlicher Abnahme kalkulieren die Forscher lediglich mit 4,41 bis 8,43 Euro je Kilogramm.

Rechnet man nun den mäßigen Wirkungsgrad der OCGT-Anlagen von rund 40 Prozent hinzu, katapultieren sich die reinen Grenzkosten für die Stromerzeugung in Regionen von 650 bis 1.150 €/MWh. Da das Merit-Order-Prinzip den Börsenpreis in Dunkelflauten genau auf das Niveau des teuersten noch benötigten Kraftwerks hebt, drohen der deutschen Industrie in diesen Phasen unkalkulierbare Preisschocks und Strom wird zum unbezahlbaren Luxusgut. Aus heutiger Perspektive ist eine solche Bestimmung eine absolute Katastrophe für den Industriestandort Deutschland.

Fazit: Der Sonderweg in die Sackgasse

Alle Befürchtungen hinsichtlich weiter steigender Kosten für den deutschen Stromkunden werden durch das Strom-VKG schwarz auf weiß bestätigt. Das Gesetz beweist eine oft verdrängte physikalische und ökonomische Grundwahrheit: Eine Stromversorgung, die durch den massiven Zubau von Solar- und Windkraft auf eine 100-Prozent-Erneuerbaren-Welt zusteuert, erfordert zwingend eine redundante Backup-Infrastruktur. Wir bauen und bezahlen faktisch zwei komplette Energiesysteme – eines für das richtige Wetter und ein Schattennetz für die Dunkelflauten. Je weiter der Ausbau der wetterabhängigen Energien voranschreitet, desto größer und teurer wird das notwendige Sicherheitsnetz, das im Hintergrund vorgehalten werden muss.

Man schaltet günstige Erzeuger politisch erzwungen ab und kauft sich die dringend benötigte Ausfallsicherheit durch teure Reserveanlagen wieder ein. Dieser deutsche Sonderweg verursacht systemisch hohe Kosten, die zu einem strukturellen Wettbewerbsnachteil führen. Gegenüber Ländern mit einer stabilen, wetterunabhängigen Grundlastabdeckung – wie Frankreich mit seiner Kernkraft oder Norwegen, Schweden und Finnland mit ihrem Mix aus Wasserkraft und Kernenergie – wird sich die Strompreisschere weiter zu unseren Ungunsten öffnen. Diese Volkswirtschaften müssen kein Kapazitäts-Schattennetz in dieser Dimension finanzieren.

Die Zahlen lügen nicht: Deutschland geht einen Weg, der absehbar zu teuer wird. Sollte uns in den kommenden Jahren nicht ein unvorhergesehenes Wunder bei den Wasserstoff- und Systemkosten retten, muss dieser Kurs zwingend neu justiert werden, bevor die deutsche Industrie ihre internationale Wettbewerbsfähigkeit verliert und hierzulande endgültig das Licht ausmacht.