Konventionelle Kraftwerke im Stromsystem

Kurzantwort

Konventionelle Kraftwerke erzeugen Strom aus nicht erneuerbaren oder technisch steuerbaren Energieträgern. Im deutschen Sprachgebrauch sind damit vor allem Kohle- und Gaskraftwerke gemeint; historisch zählten auch Kernkraftwerke und Ölkraftwerke dazu. Sie unterscheiden sich von Wind- und Solaranlagen dadurch, dass ihr Einsatz nicht unmittelbar vom Wetter abhängt. Betreiber können ihre Leistung – innerhalb technischer Grenzen und mit Brennstoffvorrat – gezielt anfordern und vermarkten.

Ihre Rolle verändert sich: Kohlekraftwerke werden im Rahmen des Kohleausstiegs zurückgebaut, Kernkraftwerke erzeugen seit April 2023 keinen Strom mehr. Gaskraftwerke bleiben wegen ihrer vergleichsweise schnellen Regelbarkeit, der Kraft-Wärme-Kopplung und ihrer gesicherten Leistung wichtig. Sie sind jedoch keine automatisch klimaneutrale Lösung. Für die Klimaziele muss auch die verbleibende fossile Stromerzeugung sinken oder auf klimaverträgliche Brennstoffe umgestellt werden.

Welche Anlagen als konventionell gelten

„Konventionell“ ist keine einheitliche technische Bauart, sondern eine Abgrenzung zur erneuerbaren Erzeugung. Ein Kohlekraftwerk ist konventionell, weil es einen endlichen Brennstoff verbrennt. Ein Gaskraftwerk ebenso. Kernkraftwerke werden in Statistiken meist als konventionelle beziehungsweise nicht erneuerbare Erzeugung geführt, obwohl dort keine Verbrennung stattfindet. Wasserkraft ist dagegen erneuerbar, kann aber ebenfalls steuerbar sein.

Die wichtigsten Typen sind:

Bei einem GuD-Kraftwerk treibt das heiße Abgas der Gasturbine zusätzlich einen Abhitzedampferzeuger an. Der Dampf speist eine zweite Turbine. So steigt der elektrische Wirkungsgrad. Bei Kraft-Wärme-Kopplung wird ein Teil der Wärme nicht an die Umgebung abgegeben, sondern als Fernwärme oder Prozesswärme genutzt. Das verbessert die Gesamtausnutzung, bindet den Betrieb aber teilweise an die Wärmenachfrage.

Vom Brennstoff zur Netzeinspeisung

Im thermischen Kraftwerk wird die Energie des Brennstoffs zunächst in Wärme umgewandelt. Bei Kohle erhitzt der Kessel Wasser zu Dampf. Der Dampf expandiert in einer Turbine; deren Welle treibt den Generator. Im Gaskraftwerk expandieren die Verbrennungsgase direkt in einer Gasturbine. Ein Transformator hebt die Generatorspannung auf die passende Netzebene.

Entscheidend für das Stromsystem ist nicht nur die Nennleistung, sondern die tatsächlich verfügbare Leistung. Wartung, Brennstoffversorgung, technische Mindestlast, Anfahrzeit und Netzanschluss begrenzen, wie flexibel ein Block eingesetzt werden kann. Ein 800-MW-Block kann daher nicht beliebig zwischen null und 800 MW springen. Mindestlast und Rampengeschwindigkeit werden in der Einsatzplanung berücksichtigt.

Die Bundesnetzagentur erfasst in ihrer Kraftwerksliste unter anderem Energieträger, Standort, Leistung, Netzbetreiber und Spannungsebene. Diese Daten helfen bei Monitoring und Netzentwicklungsplanung. Für die Versorgungssicherheit zählt außerdem, ob ein Kraftwerk am Strommarkt aktiv ist, in Reserve steht oder endgültig stillgelegt wurde.

Die Rolle im Strommarkt

Kraftwerksbetreiber bieten ihre erwartbare Leistung am Großhandelsmarkt an. In der Einsatzreihenfolge (Merit-Order) werden zunächst die Anlagen mit den niedrigsten kurzfristigen Grenzkosten berücksichtigt. Wind und Sonne haben bei verfügbarer Erzeugung sehr niedrige Grenzkosten. Kohle und Gas müssen dagegen Brennstoff- und CO₂-Kosten einbeziehen. Welche Anlage tatsächlich läuft, hängt zusätzlich von Wirkungsgrad, Mindestlast, Anfahrkosten, Lieferverträgen und Netzengpässen ab.

Der Börsenpreis entsteht aus dem Schnittpunkt von Angebot und Nachfrage. Ein Gaskraftwerk kann trotz höherer Grenzkosten benötigt werden, wenn Nachfrage hoch ist, erneuerbare Erzeugung fehlt oder andere Kraftwerke nicht verfügbar sind. Umgekehrt kann ein Kraftwerk technisch verfügbar sein, aber wegen niedriger Preise nicht laufen. „Installierte Leistung“ und „erzeugte Arbeit“ sind daher verschiedene Größen: Leistung wird in MW, die über einen Zeitraum erzeugte Energie in MWh oder TWh angegeben.

Zusätzlich zum Energiehandel können Kraftwerke Systemdienstleistungen erbringen. Regelenergie hilft, kurzfristige Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch auszugleichen. Spannungshaltung, Blindleistung und Kurzschlussleistung sind netztechnische Beiträge. Redispatch kann die Fahrweise eines Kraftwerks verändern, wenn ein konkreter Netzengpass droht. Der Abruf erfolgt dann wegen des Netzes und nicht einfach wegen des günstigsten Börsenangebots.

Versorgungssicherheit und Reserven

Konventionelle Kraftwerke liefern dargebotsunabhängige Leistung: Ihr Einsatz hängt nicht direkt von Wind oder Sonneneinstrahlung ab. Das macht sie für Zeiten wichtig, in denen die erneuerbare Einspeisung gering ist. Versorgungssicherheit bedeutet aber nicht, dass jedes Kraftwerk ständig laufen muss. Entscheidend ist eine ausreichende Kombination aus Erzeugung, Speichern, Netzen, Importen, Lastflexibilität und gesicherter Leistung.

Ein Kraftwerk kann außerhalb des normalen Strommarkts als Reserve vorgehalten werden. Die Netzreserve umfasst unter anderem systemrelevante Anlagen, deren Stilllegung untersagt oder deren Weiterbetrieb für den sicheren Netzbetrieb erforderlich ist. Die Kapazitätsreserve wird in außergewöhnlichen, nicht vorhersehbaren Situationen eingesetzt. Solche Anlagen werden nicht wie reguläre Marktleistung eingesetzt, sondern nur nach den jeweils geltenden Regeln und auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber.

Nach § 13b EnWG müssen Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung ab 10 MW eine geplante Stilllegung grundsätzlich mindestens zwölf Monate vorher anzeigen. Der Übertragungsnetzbetreiber prüft, ob die Anlage systemrelevant ist. Eine Systemrelevanz bedeutet nicht, dass das Kraftwerk wirtschaftlich rentabel oder energiepolitisch erwünscht ist; sie beschreibt eine notwendige Funktion für die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems.

Umwelt, Wirkungsgrad und Wandel

Bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe entstehen CO₂ und – abhängig von Brennstoff und Abgasreinigung – weitere Schadstoffe. Das Umweltbundesamt weist für Braunkohle einen besonders hohen spezifischen CO₂-Emissionsfaktor aus; Erdgas liegt bei der direkten Verbrennung niedriger als Kohle. Daraus folgt ein relativer Vorteil von Gas, aber keine Emissionsfreiheit. Zusätzlich zählen vorgelagerte Emissionen, etwa aus Förderung und Transport, sowie Methanverluste.

Ein höherer Wirkungsgrad senkt den Brennstoffbedarf je Kilowattstunde. Er beseitigt aber nicht die absoluten Emissionen, wenn die Anlage weiterhin fossiles Gas oder Kohle verbrennt. Der politische und technische Wandel setzt deshalb auf weniger Kohleverstromung, mehr erneuerbare Erzeugung, Netzausbau, Speicher und flexible Nachfrage. Neue steuerbare Kraftwerke werden häufig mit einer späteren Umrüstung auf Wasserstoff oder andere klimaverträgliche Brennstoffe diskutiert; ob und wann das technisch, wirtschaftlich und regulatorisch möglich ist, hängt vom Einzelfall ab.

Für Energieversorger und SAP IS-U ist die physische Anlage nicht dasselbe wie ein Abrechnungsobjekt. Ein Kraftwerksstandort, ein Block, ein Netzanschlusspunkt und eine Messlokation können unterschiedliche Identitäten und Verantwortlichkeiten haben. Erzeugungsmengen aus geeichten Messungen fließen in Fahrplan-, Bilanzierungs- oder Abrechnungsprozesse. Deshalb müssen Anlagenstammdaten, Marktrollen, Messkonzept und Zeitreihen sauber getrennt und verknüpft werden.

Praxisbeispiel: Gas-und-Dampf-Kraftwerk mit Fernwärme

An einem kalten Winterabend fällt die Windleistung niedrig aus und die Nachfrage nach Strom und Wärme steigt. Ein GuD-Kraftwerk erhöht seine Leistung, soweit Brennstoff, Mindestlast, Fahrplan und Netzsituation dies erlauben. Die Gasturbine erzeugt Strom; die Abwärme produziert Dampf für die Dampfturbine und Fernwärme. Das Kraftwerk verkauft elektrische Arbeit am Markt und liefert Wärme über das Fernwärmenetz.

Liegt der Standort hinter einem belasteten Netzelement, kann der Übertragungsnetzbetreiber zusätzlich ein anderes Kraftwerk anweisen, seine Leistung zu reduzieren oder zu erhöhen. Diese Redispatch-Anweisung ist eine netzbezogene Korrektur der geplanten Fahrweise. In der Abrechnung müssen daher Marktgeschäft, Messwerte, Wärme- und Redispatchmengen getrennt nachvollziehbar bleiben.

Typische Missverständnisse

„Konventionell bedeutet immer Kohle.“ Nein. Auch Gas, Öl und historisch Kernenergie werden der nicht erneuerbaren Erzeugung zugerechnet.

„Ein Kraftwerk mit 500 MW erzeugt dauerhaft 500 MW.“ Nein. Nennleistung ist eine technische Obergrenze. Verfügbarkeit, Marktpreis, Mindestlast, Wartung und Netzrestriktionen bestimmen den realen Einsatz.

„Gaskraftwerke sind klimaneutral.“ Nein. Erdgas verursacht bei der Verbrennung CO₂; zusätzlich können Vorketten- und Methanemissionen relevant sein.

„Reservekraftwerke laufen ständig im Hintergrund.“ Nein. Netz- und Kapazitätsreserven werden nur nach den vorgesehenen Regeln und bei Bedarf abgerufen.

„Mehr installierte Leistung löst jeden Engpass.“ Nein. Leistung am falschen Netzstandort kann einen Engpass sogar verschärfen. Erzeugung und Netz müssen gemeinsam geplant werden.

Quellen und Pflegehinweis

Dieser Artikel wurde am 8. September 2026 geprüft. Kraftwerkslisten, Erzeugungsdaten, Rechtsgrundlagen und Reservebedingungen werden fortgeschrieben. Für konkrete Betriebs-, Melde- oder Abrechnungsfragen sind immer die aktuelle Fassung des EnWG, die Veröffentlichungen der Bundesnetzagentur, die Vorgaben der Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber sowie die vertraglichen Mess- und Bilanzierungsregeln maßgeblich.

• Umweltbundesamt: Kraftwerke – konventionelle und erneuerbare Energieträger
• Umweltbundesamt: Erneuerbare und konventionelle Stromerzeugung
• Bundesnetzagentur: Kraftwerksliste
• Gesetze im Internet: EnWG §§ 13 und 13b
• Bundesnetzagentur: Systemrelevante Kraftwerke