Kurzantwort
Konventionelle Kraftwerke erzeugen Strom aus Kohle, Erdgas, Öl oder Kernenergie und lassen sich unabhängig vom Wetter steuern. Nach der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur standen am 26. Juni 2026 rund 14,3 GW Braunkohle, 7,6 GW Steinkohle und 30,1 GW Erdgas am Strommarkt. 2025 erzeugten sie netto 67,2 TWh (Braunkohle), 28,2 TWh (Steinkohle) und 60,6 TWh (Erdgas), zusammen gut ein Drittel der 437,6 TWh Gesamterzeugung laut SMARD. Kernkraftwerke sind seit dem 15. April 2023 vom Netz. Kohle endet nach dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG) spätestens 2038, Erdgas bleibt als Reserve für windarme Stunden und wird neu ausgeschrieben.
Leistung und Strommenge 2025/26
Leistung (GW) und Strommenge (TWh) sind verschiedene Größen. Die folgende Tabelle stellt beide für die drei wichtigsten Energieträger nebeneinander.
| Energieträger | Leistung (GW) | Erzeugung (TWh) | Volllast (h) |
|---|---|---|---|
| Braunkohle | 14,3 | 67,2 | 4.700 |
| Steinkohle | 7,6 | 28,2 | 3.700 |
| Erdgas | 30,1 | 60,6 | 2.000 |
Leistung: am Strommarkt, Stand 26.06.2026. Erzeugung: netto 2025. Volllast: rechnerische Volllaststunden (gerundet). Die Anteile an den 437,6 TWh Gesamterzeugung betragen 15,4 % (Braunkohle), 6,4 % (Steinkohle) und 13,8 % (Erdgas). Die Leistung stammt aus der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (eigene Summen der Nettonennleistung, Status „in Betrieb“). Die Erzeugung nennt die Bundesnetzagentur auf SMARD. Anteile und Volllaststunden sind eigene Rechnungen. Von den Anlagen am Strommarkt haben 13,6 GW der Braunkohle, 6,9 GW der Steinkohle und 20,9 GW des Erdgases eine Wärmeauskopplung. Weil die Leistung vom Juni 2026 stammt, einzelne Blöcke 2025 aber noch am Markt waren, fallen die Stunden eher zu hoch aus. Hinzu kommen 2,2 GW Mineralölanlagen.
Auffällig ist der Unterschied bei der Auslastung: Braunkohle läuft rechnerisch mehr als doppelt so viele Stunden wie Erdgas. Gaskraftwerke stehen häufiger still und springen ein, wenn Wind und Sonne fehlen oder die Fernwärmenachfrage steigt. Gegenüber den erneuerbaren Energien ordnet der Artikel Wind, Sonne und Wasserkraft die Zahlen ein: Dort stehen 2025 rund 120 GW Photovoltaik und 78 GW Wind den hier genannten 52 GW Kohle und Gas am Markt gegenüber.
Welche Anlagen als konventionell gelten
„Konventionell“ grenzt nach dem Energieträger von der erneuerbaren Erzeugung ab und beschreibt keine einheitliche Bauart.
| Typ | Energiewandlung und Aufgabe |
|---|---|
| Braunkohle | Dampfkraftwerk am Tagebau; hohe Dauerleistung, höchster CO₂-Faktor (UBA: mindestens 101.658 kg CO₂/TJ) |
| Steinkohle | Dampfkraftwerk, meist an Fernwärme gekoppelt; 94.116 kg CO₂/TJ (2024) |
| Erdgas | Gasturbine oder Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk (GuD); schnell regelbar; GuD-Anlagen 56.325 kg CO₂/TJ |
| Mineralöl | 2,2 GW am Strommarkt, 0,8 GW in der Netzreserve (Kraftwerksliste) |
| Kernenergie | Kernspaltung und Dampfturbine; in Deutschland seit dem 15. April 2023 außer Betrieb (BASE) |
Die Emissionsfaktoren stammen vom Umweltbundesamt. Im GuD-Kraftwerk treibt das heiße Abgas der Gasturbine einen Abhitzedampferzeuger an, dessen Dampf eine zweite Turbine speist; das hebt den Wirkungsgrad. Bei Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) geht ein Teil der Wärme als Fernwärme oder Prozesswärme an Abnehmer. Das verbessert die Ausnutzung, bindet den Betrieb aber an die Wärmenachfrage. Wie KWK-Strom gefördert wird, erklärt KWK-Zuschlag und Vermarktung.
Entscheidend ist die verfügbare Leistung, nicht die Nennleistung. Mindestlast, Anfahrzeit, Wartung und Brennstoffversorgung begrenzen die Fahrweise: Ein 800-MW-Block springt nicht beliebig zwischen null und 800 MW.
Rolle im Strommarkt
Betreiber melden ihre Leistung am Großhandelsmarkt an. In der Einsatzreihenfolge (Merit-Order) kommen zuerst Anlagen mit den niedrigsten kurzfristigen Grenzkosten zum Zug. Wind und Sonne haben nahezu keine Grenzkosten, Kohle und Gas müssen Brennstoff und CO₂-Zertifikate bezahlen. Der Großhandelspreis lag 2025 im Durchschnitt bei 89,32 €/MWh (SMARD, 2024: 78,51 €/MWh).
Rechenbeispiel (vereinfacht, Annahmen frei gewählt): Ein GuD-Kraftwerk mit 55 % Wirkungsgrad kauft Gas für 35 €/MWh Brennstoff.
- Brennstoffkosten je erzeugter MWh Strom: 35 ÷ 0,55 = 63,6 €.
- CO₂ je MWh Brennstoff: 56.325 kg/TJ entsprechen rund 0,203 t/MWh. Je MWh Strom sind das 0,203 ÷ 0,55 = 0,369 t.
- Bei 70 € je Tonne CO₂ kostet das 0,369 × 70 = 25,8 €.
- Grenzkosten gesamt: 63,6 + 25,8 = 89,4 € je MWh Strom.
Das Kraftwerk läuft nur, wenn der Marktpreis diese Grenzkosten deckt. Anfahrkosten, Mindestlast und Lieferverträge verschieben die Entscheidung im Einzelfall. Fahrpläne und Bilanzkreise, über die der Einsatz gemeldet wird, beschreibt Fahrplanmanagement verstehen.
Neben dem Energiegeschäft liefern Kraftwerke Systemdienstleistungen: Regelenergie gleicht kurzfristige Abweichungen aus, Blind- und Kurzschlussleistung stützen die Spannung. Redispatch ändert die Fahrweise vor und hinter einem Netzengpass, unabhängig vom Börsenpreis. Die Abrechnung muss Marktgeschäft, Messwerte, Wärmemengen und Redispatch getrennt nachvollziehbar halten (siehe Anlage, Erzeugung, Verbrauch und Ressource).
Kohleausstieg nach dem KVBG
Das KVBG verfolgt nach § 2 Abs. 2 den Weg von je 15 GW Stein- und Braunkohle (2022) über 8 GW Steinkohle und 9 GW Braunkohle (2030) auf 0 GW spätestens bis Ende 2038. § 4 Abs. 1 legt dazu jährliche Reduktionsschritte fest, die zum 1. April 2030 insgesamt 17 GW verbleibende Nettonennleistung am Strommarkt ergeben. Die Kraftwerksliste führt Ende Juni 2026 zusammen 21,9 GW Braun- und Steinkohle am Strommarkt (eigene Summe). Bis zum Zieldatum 2030 müssen also noch rund 5 GW vom Markt.
Für Braunkohle nennt Anlage 2 KVBG Stilllegungszeitpunkte je Block:
| Stilllegung | Anlagen (Auswahl) |
|---|---|
| 31.12.2028 | Jänschwalde A bis D (LEAG) |
| 31.12.2029 | Boxberg N und P (LEAG), Niederaußem G oder H (RWE) |
| 31.03.2030 | Niederaußem K, Neurath F und G (RWE) |
| 31.12.2033/2034 | Niederaußem H oder G (RWE), Schkopau A und B |
| 31.12.2035 | Lippendorf R und S |
| 31.12.2038 | Schwarze Pumpe A und B, Boxberg Q und R (LEAG) |
Steinkohlekraftwerke werden über das Zielniveau des § 4 KVBG abgebaut. Die Kraftwerksliste führt 2,2 GW Steinkohle als Netzreserve aufgrund des KVBG und weitere 5,25 GW als Netzreserve aufgrund von § 13b EnWG; Steinkohle ist damit der Energieträger mit dem größten Reserveanteil (siehe Grafik).
Versorgungssicherheit und Reserven
Wer ein Kraftwerk ab 10 MW stilllegen will, muss das dem Übertragungsnetzbetreiber und der Bundesnetzagentur nach § 13b EnWG mindestens zwölf Monate vorher anzeigen. Der Übertragungsnetzbetreiber prüft unverzüglich, ob die Anlage systemrelevant ist. Ist sie es, ist die Stilllegung auch nach Fristablauf verboten, solange ein Weiterbetrieb technisch und rechtlich möglich ist: bei vorläufigen Stilllegungen für jeweils 24 Monate (Verlängerung möglich), bei endgültigen Stilllegungen ab 50 MW nach Genehmigung der Ausweisung durch die Bundesnetzagentur (§ 13b Abs. 4 und 5). Systemrelevanz sagt nichts über Wirtschaftlichkeit; sie beschreibt eine notwendige Funktion für den sicheren Netzbetrieb.
Zwei Reserven halten Leistung außerhalb des Marktes vor:
- Netzreserve (§ 13d EnWG): stillgelegte oder systemrelevante Anlagen im In- und Ausland, die die Übertragungsnetzbetreiber auf Anweisung einsetzen, vor allem für Redispatch. Die Bundesnetzagentur bestätigte einen Bedarf von 6.493 MW für den Winter 2025/26 und von 7.407 MW für 2026/27, davon 4.742 MW im Inland und 2.665 MW im Ausland. Für den Winter 2028/29 erwartet sie 8.274 MW. Die Kosten tragen die Netznutzer über die Netzentgelte.
- Kapazitätsreserve (§ 13e EnWG): auf 2 GW angelegt, die ausschließlich auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber einspeisen, wenn Angebot und Nachfrage am Markt nicht zusammenfinden. Die Anlagen dürfen nicht am Markt teilnehmen; die Kraftwerksliste führt 1,4 GW Erdgasanlagen als Kapazitätsreserve.
Die Bundesnetzagentur begründet die Netzreserve damit, dass Reservekraftwerke gebraucht werden, bis die Netze besser ausgebaut sind. Wie Netzebenen und Übertragungsnetz zusammenhängen, steht in Stromsystem und Netzebenen.
Neue Gaskraftwerke: StromVKG
Mit dem Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) schafft der Bund einen Weg für neue steuerbare Kapazitäten. Die Bundesnetzagentur hat am 21. Juli 2026 die Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten gestartet. Der erste Gebotstermin war der 8. September 2026 mit 4.500 MW; die Zuschläge teilt sie bis zum 3. November 2026 mit. Zuschlagsempfänger verpflichten sich laut Bundesnetzagentur für 15 Jahre, gesicherte Leistung vorzuhalten.
Neue Gaskraftwerke verbrennen CO₂-haltiges Gas; Vorketten- und Methanemissionen kommen hinzu.
Typische Missverständnisse
„Konventionell bedeutet immer Kohle.“ Nein. Erdgas (30,1 GW am Markt) ist die größte konventionelle Gruppe nach Leistung.
„Ein Kraftwerk mit 500 MW erzeugt dauerhaft 500 MW.“ Nein. Rechnerisch laufen deutsche Gaskraftwerke etwa 2.000 Stunden bei Volllast, Braunkohleblöcke etwa 4.700.
„Gaskraftwerke sind klimaneutral.“ Nein. Erdgas-GuD verursachen 56.325 kg CO₂/TJ, Vorketten- und Methanemissionen kommen hinzu.
„Reservekraftwerke laufen ständig im Hintergrund.“ Nein. Netz- und Kapazitätsreserve speisen nur auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber ein.
„Mehr installierte Leistung löst jeden Engpass.“ Nein. Leistung am falschen Netzstandort kann Engpässe verschärfen.
Quellen und Pflegehinweis
Geprüft am 4. Oktober 2026. Leistungsangaben: Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur, Datenstand 26. Juni 2026. Erzeugung: SMARD, Datenjahr 2025. Rechtsgrundlagen: KVBG, EnWG §§ 13b, 13d, 13e. Zu prüfen bleiben bei der nächsten Pflege der Ausgang der StromVKG-Gebotstermine (Zuschläge, zweiter Gebotstermin), die Netzreserve-Feststellung für den Winter 2027/28, der Stand der Kraftwerksliste und die Stilllegungsdaten der Braunkohleblöcke.