Katherina Reiches Energiekurs: mehr Markt, mehr Gas, mehr Risiko?

Reiches Ausgangsdiagnose ist in wichtigen Punkten richtig: Deutschland braucht schneller ausgebaute Netze, Speicher, flexible Verbraucher, Digitalisierung und gesicherte Leistung. Erneuerbare Anlagen sollten stärker auf Markt- und Netzsignale reagieren. Redispatch und unnötige Erzeugungsspitzen kosten Geld.

Problematisch ist die Gewichtung der Instrumente. Die im Juli 2026 vom Kabinett beschlossene EEG-Novelle und das Netzpaket halten zwar am Ziel von 80 Prozent erneuerbarem Strom bis 2030 fest. Sie reduzieren aber verbindliche Zwischenziele, führen neue Erlös- und Abregelungsrisiken für Wind- und Solaranlagen ein und beenden schrittweise die feste Einspeisevergütung für neue kleine Dachanlagen. Das kann Effizienz fördern, erhöht aber zugleich Investitions- und Finanzierungskosten – besonders dort, wo das Netz langsam ausgebaut wird.

Das bereits vom Bundestag beschlossene Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz beschafft elf Gigawatt neue steuerbare Leistung. Neun Gigawatt davon müssen lange Zeit am Stück liefern können und werden über 15 Jahre für ihre Verfügbarkeit bezahlt. Formal ist das Verfahren technologieoffen; praktisch erfüllen vor allem neue Gaskraftwerke die anfänglichen Kriterien. Der Bundestagsbericht schätzt die Förderkosten für 2031 auf eine bis drei Milliarden Euro und für 2032 bis 2045 auf jährlich 0,9 bis 2,3 Milliarden Euro. Daneben ergibt sich aus dem gesetzlichen Gebotshöchstwert für neun Gigawatt eine rein rechnerische Obergrenze von 2,196 Milliarden Euro jährlich beziehungsweise 32,94 Milliarden Euro über 15 Jahre. Dieser Höchstfall ist keine Ausgabenprognose: Die Auktionen sollen niedrigere Gebote hervorbringen, und die vergütete reduzierte Leistung kann unter der Nennleistung liegen.[9]

Die wirtschaftspolitische Kritik geht über einzelne Förderregeln hinaus. Der Ökonom Maurice Höfgen warnte bereits vor Reiches Amtsantritt, dass eine unscharfe „Technologieoffenheit“ zum Deckmantel für die Verlängerung fossiler Geschäftsmodelle werden könne. In einer weiteren Analyse kritisiert er eine Finanzpolitik, die bei externen Energiepreisschocks gleichzeitig Nachfrage und staatliche Investitionen schwächt. Beides sind ökonomisch begründete Positionen, keine Primärdaten. Die inzwischen beschlossenen langfristigen Kapazitätszahlungen für überwiegend gasbasierte Optionen und die Umschichtung von 3,4 Milliarden Euro aus dem Klima- und Transformationsfonds geben dieser Kritik jedoch einen konkreten politischen Bezug.[37][38]

Correctiv hat Reiches Kurs seit Amtsbeginn nicht nur kommentiert, sondern in mehreren Recherchen systematisch dokumentiert: die frühe Priorisierung von Gas, die Verwendung von Klimafondsmitteln zur Entlastung von Gaskunden, die Öffnung für fossilen Wasserstoff, die Zusammensetzung des politischen Umfelds und zwei große Beratungsvorhaben. Diese Befunde tragen die Transparenz- und Gewichtungskritik des Berichts wesentlich. Wertende Schlussfolgerungen von Correctiv werden dabei von den jeweils dokumentierten Tatsachen getrennt.[24][31][34][36]

Der Atomkurs löst diesen Zielkonflikt nicht. Neue Kernkraftwerke sind CO₂-arm, aber kapitalintensiv, langsam und in Europa häufig von massiven Kostensteigerungen betroffen. Kleine modulare Reaktoren können technisch interessant sein, haben ihren Serien- und Kostenvorteil jedoch noch nicht kommerziell bewiesen. Für Deutschlands Versorgungslücke ab 2031 sind sie kein belastbar terminierter Ersatz für Gas, Speicher oder flexible Nachfrage.

Bei Reiches Kontakten und Berateraufträgen ist Zurückhaltung nötig. Belegt sind ihre frühere Führungstätigkeit bei der E.ON-Tochter Westenergie, eine unausgewogene Gesprächsbilanz zugunsten großer Energie- und Gasakteure, ein früherer Mitarbeiter der Denkfabrik Republik 21 in ihrer strategischen Kommunikation sowie umfangreiche Ausschreibungen für externe Beratung. Das begründet einen strengen Transparenzcheck. Es belegt weder Korruption noch eine rechtswidrige Steuerung durch Unternehmen.

Reiches energiepolitischer Kern ist nicht die Rückkehr zu einem einzelnen Energieträger. Sie will das System von einer mengengetriebenen Ausbaupolitik zu einer stärker markt-, netz- und systemorientierten Steuerung verschieben. Ihr Ministerium nennt vier Leitziele: Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit, Kostentragfähigkeit und Wettbewerbsfähigkeit. Am Ausbauziel von 80 Prozent erneuerbarem Strom bis 2030 hält die Bundesregierung fest.[1]

Grundlage war das 2025 von BET Consulting und dem Energiewirtschaftlichen Institut an der Universität zu Köln erstellte Energiewende-Monitoring. Die Metaanalyse untersuchte Stromnachfrage, Erneuerbare, Netze, Wasserstoff, Versorgungssicherheit und Digitalisierung. Für 2030 leitete Reiche aus dem Bericht eine erwartete Stromnachfrage von 600 bis 700 Terawattstunden ab; die bis dahin geltende Ausbauplanung orientierte sich an 750 Terawattstunden.[2][3][36]

Die Differenz ist politisch entscheidend. Fällt der Stromverbrauch niedriger aus, können bestimmte Leitungen, Offshore-Anbindungen und Erzeugungsmengen später oder kleiner gebaut werden. Steigt die Nachfrage durch Rechenzentren, Elektroautos, Wärmepumpen und elektrifizierte Industrie dagegen schneller, drohen zu wenig CO₂-armer Strom, höhere Großhandelspreise und mehr fossile Erzeugung. Eine vorsichtige Planung vermeidet Fehlinvestitionen; eine zu vorsichtige Planung kann den Strukturwandel selbst ausbremsen.

Das deutsche Stromsystem hat reale Koordinierungsprobleme. Windstrom entsteht überwiegend im Norden, große industrielle Verbrauchszentren liegen auch im Westen und Süden. Netzausbau, Speicher, flexible Nachfrage und intelligente Messsysteme halten mit dem Ausbau nicht überall Schritt. 2024 kosteten Redispatch-Maßnahmen nach der inzwischen aktualisierten SMARD-Auswertung 2,954 Milliarden Euro. Für 2025 weist SMARD vorläufig 3,071 Milliarden Euro aus.[4]

2025 wurden laut Bundesnetzagentur 9.379 Gigawattstunden erneuerbarer Erzeugung im Redispatch reduziert. Diese Zahl ist erheblich, sollte aber nicht so gelesen werden, als sei der überwiegende Teil des Ökostroms unbrauchbar: Mehr als 96 Prozent der möglichen erneuerbaren Erzeugung konnten transportiert und genutzt werden.[4]

Ein System, das Erzeugungsspitzen fördert, Netzengpässe sozialisiert und flexible Verbraucher nur langsam digitalisiert, ist unnötig teuer. Reiches Forderung nach besseren Standortsignalen, Speichern, Smart Metern und Flexibilität ist deshalb ökonomisch nachvollziehbar. Die entscheidende Frage ist nicht, ob diese Reform nötig ist, sondern wer künftig welches Risiko trägt.

Reiches stärkere Marktsteuerung ist ökonomisch keineswegs abwegig. ZEW-Präsident Achim Wambach argumentiert, dass der europäische Emissionshandel Investitions- und Innovationsanreize setzt, erneuerbarer Strom zunehmend ohne Subventionen auskommt und ein Kapazitätsmarkt Versorgungssicherheit marktkonform vergüten kann. Diese Position stützt den Grundgedanken, Förderung zu überprüfen und gesicherte Leistung als eigenes Gut zu bezahlen.[39]

Höfgen setzt an einem anderen Risiko an: Märkte und private Investitionen reagieren nicht nur auf Preise, sondern auch auf gesamtwirtschaftliche Nachfrage, Finanzierungskosten und staatliche Vorleistungen. Werden in einer schwachen Konjunktur Förderungen, Infrastrukturinvestitionen und Transformationsausgaben gleichzeitig begrenzt, kann die erwartete Nachfrage sinken – und damit genau der Stromverbrauch, an dessen niedriger Prognose anschließend der langsamere Ausbau begründet wird. Das ist kein Beweis für einen solchen Kreislauf, aber ein plausibler makroökonomischer Einwand gegen eine Politik, die geringere Nachfrage ausschließlich als Einsparpotenzial liest.[38]

Die Positionen widersprechen sich nur teilweise: Wambach liefert ein Argument für marktnähere Instrumente; Höfgen warnt vor einer makroökonomischen Investitionsbremse. Für Reiches Kurs folgt daraus ein klarer Prüfmaßstab: Förderung darf sinken, wenn CO₂-Preise, Netze, Finanzierung und Nachfrage zugleich verlässliche Investitionssignale setzen. Fehlen diese Voraussetzungen, wird aus Marktorientierung kein Effizienzgewinn, sondern ein zusätzliches Investitionsrisiko.

Am 29. Juli 2026 beschloss das Bundeskabinett die EEG-Novelle 2027 und ein Netzanschlusspaket. Beide Entwürfe müssen noch das parlamentarische Verfahren durchlaufen. Die Bundesregierung hält am 80-Prozent-Ziel fest und kündigt zusätzlich zwölf Gigawatt Wind an Land an. Gleichzeitig sollen neue Anlagen stärker auf Marktpreise und regionale Netzengpässe reagieren.[1]

Für bestehende Anlagen gilt grundsätzlich Bestandsschutz. Neue Dachanlagen sollen ab 2027 schrittweise aus der festen Einspeisevergütung in die Direktvermarktung wechseln. Weil der Massenmarkt dafür noch nicht vollständig bereit ist, sieht der Kabinettsentwurf eine Übergangszahlung und anschließend einen Direktvermarktungsbonus vor. Nach dem von der Bundesregierung beschriebenen Pfad soll die Übergangszahlung bis 2030 auslaufen.[5]

Neue Dachanlagen unter 100 Kilowatt sollen grundsätzlich höchstens 50 Prozent ihrer Nennleistung gleichzeitig ins öffentliche Netz einspeisen. Eigenverbrauch und Speicher werden dadurch attraktiver; ohne Speicher kann ein Teil möglicher Erzeugung verloren gehen. Balkonkraftwerke sind ausgenommen.[1][5]

Das ökonomische Argument lautet: Kleine Photovoltaikanlagen sind häufig auch ohne dauerhafte Förderung wirtschaftlich, besonders bei hohem Eigenverbrauch. Feste Vergütungen schwächen zudem das Signal negativer Strompreise. Direktvermarktung und Speicher können Erzeugung besser in wertvolle Stunden verschieben.

Das Gegenargument betrifft die Transaktionskosten. Kleine Haushaltsanlagen können Strom nicht so einfach vermarkten wie professionelle Betreiber. Mess-, Steuerungs- und Vermarktungskosten wiegen bei kleinen Anlagen stärker. Werden Marktprozesse zu spät massentauglich, kann der Zubau einbrechen, obwohl die Technik selbst günstig ist. Die Bundesregierung hat dieses Risiko mit Übergangsregeln reduziert, aber nicht beseitigt.[5][6]

In ausgewiesenen Engpassregionen sollen Betreiber neuer Wind- und Solaranlagen künftig einen begrenzten Teil der Abregelung ohne Entschädigung tragen. Nach dem Kabinettskompromiss können bis zu 20 Prozent des möglichen Jahresertrags, in Windvorranggebieten bis zu 18 Prozent, für höchstens sechs Jahre vom Entschädigungsanspruch ausgenommen werden.[5]

Der Zweck ist verständlich: Neue Anlagen sollen nicht dort entstehen, wo das Netz ihre Leistung absehbar nicht aufnehmen kann. Der Mechanismus hat jedoch einen Preis. Ein Projektentwickler oder eine Bürgerenergiegesellschaft muss das Risiko künftiger Netzengpässe in die Finanzierung einrechnen. Banken verlangen bei unsichereren Erlösen höhere Risikoprämien; manche Projekte werden gar nicht gebaut. Damit können geringere Redispatch-Kosten teilweise durch höhere Kapitalkosten der Erzeugung erkauft werden.

Die Reform kann funktionieren, wenn Netzbetreiber verlässliche, transparente Kapazitätsdaten liefern, Genehmigungen beschleunigt werden und alternative Standorte tatsächlich verfügbar sind. Sie kann bremsen, wenn langsamer Netzausbau zur dauerhaften Begründung wird, günstige Erzeugung nicht anzuschließen. Das eigentliche Infrastrukturversäumnis würde dann vom Netzbetreiber und Staat auf den Anlageninvestor verlagert.

Eine neue Systemstudie im Auftrag von Hitachi Energy verdeutlicht das Gegenrisiko einer zu knappen Planung. Fraunhofer ISE, Fichtner IT Consulting und EY-Parthenon modellieren für 2045 je nach wirtschaftlicher Entwicklung eine Strombereitstellung von 1.153 bis 1.286 Terawattstunden. Diese Modellwerte sind wegen des anderen Zieljahrs und der anderen Bezugsgröße nicht direkt mit Reiches Korridor von 600 bis 700 Terawattstunden Bruttostromverbrauch für 2030 vergleichbar. Im Prosperitätsszenario steigen die jährlichen Stromsystemkosten in konstanten Preisen von 2024 von 93 Milliarden Euro im Jahr 2025 auf 197 Milliarden Euro im Jahr 2045; zugleich sinken die spezifischen Kosten von 171 auf 153 Euro je bereitgestellter Megawattstunde. Das Modell zeigt damit: Ein größerer Kapitalstock kann absolut teurer und je bereitgestellter Einheit zugleich kosteneffizienter sein. Die Ergebnisse sind eine auf Annahmen beruhende Modellrechnung, keine Prognose.[42]

Auch die regionale Nutzenrechnung fehlt in einer reinen Netzkostenbetrachtung. Eine vom Wirtschaftsministerium beauftragte Studie von IÖW, Berlin-Institut und IW Consult ermittelt für Wind- und Solarenergie 2023 rund zehn Milliarden Euro direkte Wertschöpfung und 51.000 Vollzeitarbeitsplätze. Bei Erreichen der Ausbauziele könnten die direkte Wertschöpfung ab 2033 auf etwa 21 Milliarden Euro und die Beschäftigung auf 101.600 Vollzeitstellen steigen; bis zu 12,4 Milliarden Euro würden jährlich in den Standortregionen verbleiben. Agrarheute hob zugleich hervor, dass das Ministerium die im Februar 2026 datierte Studie erst später und ohne eigene Pressemitteilung veröffentlichte. Belegt ist damit eine zurückhaltende Kommunikation eines positiven Befunds; die weitergehende Behauptung eines bewussten „Verschweigens“ lässt sich daraus allein nicht sicher ableiten.[40][41]

Wind und Sonne liefern nicht jederzeit Strom. Ein klimaneutrales System benötigt deshalb Speicher, europäische Verbindungen, flexible Nachfrage, steuerbare erneuerbare Erzeugung und Reservekraftwerke. Die Frage, ob Deutschland gesicherte Leistung braucht, ist nicht der Kern des Streits. Umstritten ist, welche Technologien gefördert werden und wie lange fossile Pfade offenbleiben.

Der Bundestag beschloss am 9. Juli 2026 das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz. Zunächst sollen elf Gigawatt neue steuerbare Kapazität ausgeschrieben werden. Neun Gigawatt müssen über längere Zeit am Stück liefern können; weitere zwei Gigawatt werden 2027 technologieoffener ausgeschrieben. Die Anlagen erhalten über 15 Jahre eine Vergütung dafür, im Bedarfsfall verfügbar zu sein – auch wenn sie nur wenige Stunden tatsächlich Strom erzeugen.[7]

Die neun Gigawatt Langzeitkapazität sind formal nicht auf Erdgas beschränkt. Die Kombination aus langer kontinuierlicher Lieferfähigkeit, Bauzeit und technischer Reife richtet die ersten Ausschreibungen aber vor allem auf neue Gaskraftwerke aus. Speicher können sich an der späteren Zwei-Gigawatt-Ausschreibung beteiligen; für die Langzeitauktionen wurden ihre Hürden zwar gesenkt, bleiben aber anspruchsvoll.[7][8]

Der gesetzliche Höchstwert liegt bei 244.000 Euro je Megawatt reduzierter Leistung und Jahr. Neun Gigawatt zum Höchstpreis ergeben rechnerisch: 9.000 Megawatt × 244.000 Euro = 2,196 Milliarden Euro pro Jahr, über 15 Jahre = 32,94 Milliarden Euro.

Diese Rechnung zeigt die Größenordnung des gesetzlich zugelassenen Höchstfalls. Sie ist keine Prognose. Der Bundestagsbericht veranschlagt für 2031 eine bis drei Milliarden Euro und für 2032 bis 2045 jährlich 0,9 bis 2,3 Milliarden Euro Förderkosten. Wettbewerbliche Auktionen sollen niedrigere Preise als den Höchstwert erzeugen; außerdem kann die für Versorgungssicherheit anrechenbare reduzierte Leistung unter der installierten Nennleistung liegen. Die tatsächlichen Kosten stehen erst nach den Zuschlägen fest. Finanziert werden soll der Kapazitätsmechanismus über eine Umlage.[7][9]

Gaskraftwerke sind technisch erprobt, vergleichsweise schnell regelbar und können Dunkelflauten länger überbrücken als heutige Kurzzeitspeicher. Sie lassen sich an bestehende Gasinfrastruktur anschließen und werden von Energieunternehmen sowie Stadtwerken beherrscht. Der BDEW hält einen schnellen Start der Ausschreibungen für nötig und argumentiert, ein Kraftwerksneubau brauche mindestens fünf Jahre.[8]

Das Gesetz verlangt, dass die neuen Kraftwerke wasserstofffähig sind und spätestens 2045 klimaneutral betrieben werden. Das ist ein wichtiger Unterschied zu einem uneingeschränkt fossilen Neubau.[7]

Wasserstofffähigkeit beschreibt zunächst die technische Umrüstbarkeit. Sie garantiert weder ausreichend klimaarmen Wasserstoff noch Transportnetze, Speicher, Zertifizierung und einen tragfähigen Preis. Wenn diese Voraussetzungen fehlen, können Anlagen bis nahe 2045 mit Erdgas laufen. In der öffentlichen Anhörung kritisierten Speicher- und Erneuerbarenverbände, dass Batteriespeicher zwar formal zugelassen, durch die kumulierten Langzeitkriterien aber faktisch benachteiligt würden. Vertreter von EnBW und BDEW hielten den Kraftwerksschwerpunkt dagegen für angemessen.[8]

Die faire Einordnung lautet: Lang andauernde Dunkelflauten lassen sich nicht allein mit heutigen Vier-Stunden-Batterien absichern. Das rechtfertigt jedoch nicht automatisch, nahezu den gesamten frühen Langzeitmarkt auf neue Gaskraftwerke zuzuschneiden. Ein technologieoffener Kapazitätsmarkt müsste auch Lastmanagement, Speicherverbünde, Pumpspeicher, Biomasse und grenzüberschreitende Kapazität anhand ihres tatsächlichen Beitrags vergleichen.

Deutschland importiert den größten Teil seines Erdgases. 2025 wurden nach vorläufigen Angaben der Bundesnetzagentur 1.031 Terawattstunden eingeführt. Die größten Lieferwege waren Norwegen mit 44 Prozent, die Niederlande mit 24 Prozent und Belgien mit 21 Prozent. Deutsche LNG-Terminals deckten 10,3 Prozent der gesamten Importmenge; diese Angabe überschneidet sich mit den Lieferwegen und darf deshalb nicht einfach als weitere Herkunftsscheibe addiert werden.[10]

Die Lieferbasis ist breiter als vor dem russischen Angriff auf die Ukraine. Erdgas bleibt dennoch ein fortlaufend zu importierender Brennstoff, dessen Preis von Weltmärkten, Infrastruktur und geopolitischen Entwicklungen abhängt. Kapazitätszahlungen sichern die Existenz der Kraftwerke, nicht den künftigen Brennstoffpreis.

Zum 1. Januar 2026 wurde die Gasspeicherumlage abgeschafft. Das entlastet Haushalte und Unternehmen kurzfristig. Das verbleibende Umlagenkonto wurde mit 3,4 Milliarden Euro aus dem Klima- und Transformationsfonds ausgeglichen.[11][12]

Die Maßnahme kann sozial- und industriepolitisch begründet werden: Energiepreise sinken und krisenbedingte Speicherlasten werden aus dem Bundeshaushalt getragen. Gleichzeitig besteht ein Opportunitätskonflikt. Geld aus dem Klimafonds, das fossile Gaskosten ausgleicht, steht nicht gleichzeitig für Gebäudesanierung, Wärmepumpen, Netze oder industrielle Dekarbonisierung zur Verfügung. Die Entlastung verändert zudem den Preisabstand zwischen Gas und elektrischen Alternativen.

Hier gewinnt Höfgens makroökonomischer Einwand Gewicht. Bei einem extern verursachten Energiepreisschock senkt eine zusätzliche Dämpfung der inländischen Nachfrage zwar unter Umständen den Preisdruck, sie behebt aber weder den knappen importierten Energieträger noch die strukturelle Abhängigkeit. Investitionen in Effizienz, Elektrifizierung und erneuerbare Erzeugung wirken langsamer, reduzieren dafür den künftigen Bedarf an importiertem Gas. Die Verwendung des Klimafonds für eine sofortige Gaspreisentlastung ist deshalb nicht nur eine Haushaltsentscheidung, sondern eine Entscheidung zwischen kurzfristiger Kaufkraftstützung und langfristiger Angebotsveränderung.[38]

Reiche hat sich für Technologieoffenheit gegenüber Kernenergie und kleinen modularen Reaktoren ausgesprochen. Die wissenschaftliche Ausgangslage ist eindeutig: Kernenergie liefert planbaren und über den Lebenszyklus CO₂-armen Strom. In Ländern mit bestehenden Anlagen, standardisierten Bauprogrammen und eingespielten Lieferketten kann sie einen relevanten Beitrag leisten.[13][14]

Für Deutschland ist jedoch nicht die Stromproduktion eines bereits abgeschriebenen Reaktors entscheidend, sondern ein neuer Einstieg. Dafür wären ein ausgewähltes Design, Standorte, Betreiber, Genehmigungen, Lieferketten, Fachkräfte, Finanzierung, Haftung und Entsorgung nötig. Ein solcher Pfad kann die Versorgungslücke, für die ab 2031 neue Kapazitäten beschafft werden, nicht verlässlich schließen.

Der Brennstoff ist nicht der größte Kostenblock. Neue Kernkraftwerke benötigen sehr hohe Investitionen lange vor der ersten Stromlieferung. Verzögerungen erzeugen Bauzeitzinsen; Änderungen an sicherheitsrelevanten Komponenten treffen komplexe Lieferketten. Die jüngsten europäischen EPR-Projekte zeigen dieses Risiko:

Fraunhofer ISE beziffert die Stromgestehungskosten neuer Kernkraftwerke in Deutschland auf 13,6 bis 49,0 Cent je Kilowattstunde. Endlager- und weitere Folgekosten sind darin nicht enthalten. Neue Windenergie an Land liegt in derselben Studie bei 4,3 bis 9,2 Cent, Wind auf See bei 5,5 bis 10,3 Cent und Photovoltaik je nach Typ bei 4,1 bis 14,4 Cent. Photovoltaik mit Batteriespeicher erreicht 6,0 bis 22,5 Cent. Neue Gas-und-Dampf-Kraftwerke liegen bei 10,9 bis 18,1 Cent, einfache Gasturbinen bei 15,4 bis 32,6 Cent.[18]

Stromgestehungskosten sind weder Haushaltsstrompreis noch vollständige Systemkosten. Wind und Solar brauchen Netze, Speicher, flexible Nachfrage und gesicherte Leistung. Kernkraftwerke benötigen ebenfalls Netze, Reserven für große ungeplante Ausfälle und eine Finanzierung ihrer Entsorgung. Der Kostenabstand zeigt trotzdem: Ein Atomneubau beginnt gegenüber neuen Wind- und Solaranlagen mit einem erheblichen Erzeugungskostennachteil.

Small Modular Reactors sollen standardisiert in Fabriken gefertigt und am Standort zusammengesetzt werden. Kleinere Einzelprojekte können leichter finanzierbar sein; passive Sicherheit und industrielle Prozesswärme sind plausible Vorteile. Der erhoffte Kostenvorteil entsteht aber erst, wenn viele nahezu identische Module tatsächlich genehmigt, gebaut und betrieben werden.

Die OECD Nuclear Energy Agency identifizierte 2025 weltweit 127 SMR-Technologien und untersuchte 74 näher. Das zeigt Forschungsdynamik, nicht 74 marktreife Produkte.[19] Das US-Projekt NuScale/UAMPS wurde 2023 trotz regulatorischer Fortschritte und staatlicher Unterstützung beendet, weil sich nicht genug Abnehmer fanden.[20]

SMR lösen auch das Abfallproblem nicht. Eine PNAS-Analyse kam für die von ihr untersuchten Designs zu teils größeren oder anspruchsvolleren Abfallströmen als bei heutigen Leichtwasserreaktoren. Das Ergebnis ist nicht auf jedes künftige Design übertragbar, widerlegt aber die pauschale Gleichung „kleiner Reaktor = weniger Atommüll“.[21]

Deutschland erwartet rund 27.000 Kubikmeter hochradioaktive Abfälle. Der Standort soll bestmögliche Sicherheit für eine Million Jahre gewährleisten. Ein Endlager ist noch nicht bestimmt; eine vom Bundesamt für die Sicherheit der nuklearen Entsorgung beauftragte Analyse hält eine Standortfestlegung erst in den 2070er-Jahren für möglich.[22][23]

Fazit zur Atomoption: Forschung und internationale Kooperation sind legitim. Als Preis- oder Versorgungslösung für Reiches aktuelle Kraftwerks- und Netzentscheidungen ist Kernenergie zeitlich und finanziell nicht belastbar hinterlegt.

Reiche hat seit Amtsantritt mehrfach für einen breiteren Technologiemix bei Gebäudewärme und Wasserstoff geworben. Correctiv dokumentierte 2025 unter anderem ihre Kritik an einem vermeintlichen „Wärmepumpenzwang“, ihre Offenheit für hybride Heizungen mit Gaskessel und ihre Forderung, grünen Wasserstoff nicht dauerhaft gegenüber anderen Herstellungswegen zu bevorzugen.[24]

Die Correctiv-Recherche ist für die Bewertung besonders relevant, weil sie keine einzelne Äußerung isoliert, sondern zehn Entscheidungen und Aussagen aus Reiches ersten Amtswochen zusammenführt. Das erkennbare Muster ist eine wiederholte Erweiterung fossiler Optionen: neue Gaskraftwerke, längere Nutzung alter Öl- und Gaskessel, Entlastung von Gas aus dem Klimafonds und die Öffnung für nicht-grünen Wasserstoff. Jede Maßnahme hat eine eigene Begründung; in der Summe erhöht sie jedoch die Wahrscheinlichkeit, dass Gasinfrastruktur länger genutzt und Elektrifizierung später nachgeholt wird.[24]

Seit dem 29. Juli 2026 gilt eine neue Rechtslage. Das Gebäudemodernisierungsgesetz hat die einheitliche 65-Prozent-Vorgabe für erneuerbare Wärme aufgehoben. Neu eingebaute Gas- und Ölheizungen bleiben zulässig; Wärmepumpen, Fernwärme, Biomasse und Hybridlösungen ebenfalls. Ab 2029 soll Gas oder Öl schrittweise einen verbindlichen Bioanteil enthalten, und 2045 müssen die verwendeten Brennstoffe vollständig klimaneutral sein. Die Details einer ab 2028 vorgesehenen Grüngas- beziehungsweise Grünölquote sollen erst bis zum 1. Dezember 2026 in einem gesonderten Gesetz festgelegt werden.[44]

Damit ist die Wahlfreiheit real, die künftige Brennstoffrechnung aber noch nicht vollständig bestimmbar. Wer heute eine neue Gas- oder Ölheizung einbaut, kennt weder die genaue Quote noch Preis und Verfügbarkeit der ab 2029 benötigten erneuerbaren Brennstoffe. Eine Metaanalyse von 54 unabhängigen Studien kommt zu dem Ergebnis, dass Wasserstoff in kostenoptimalen Dekarbonisierungspfaden keine große Rolle für die Gebäudewärme spielt; Elektrifizierung und Wärmenetze schneiden in der Mehrzahl der untersuchten Studien wegen höherer Effizienz und niedrigerer Kosten besser ab. Ergänzende lokale Anwendungen sind damit nicht ausgeschlossen.[45]

Ähnlich verhält es sich mit blauem Wasserstoff aus Erdgas und CO₂-Abscheidung. Er kann Emissionen gegenüber unabgeschiedenem Erdgas senken und einen Markthochlauf unterstützen. Seine Klimabilanz hängt jedoch von Methanemissionen, Abscheiderate, Transport, Speicherung und dauerhaft dichter Lagerung ab. Er verlängert zudem internationale Gaslieferketten.

Reiche und die Bundesregierung halten am Ziel der Klimaneutralität 2045 fest. Entscheidend ist deshalb nicht das Etikett „technologieoffen“, sondern ob jede Option einen realistischen Mengen-, Infrastruktur-, Kosten- und Emissionspfad bis 2045 besitzt. Beim Gebäudemodernisierungsgesetz bleibt gerade die Mengen- und Preisfrage der grünen Brennstoffe bis zum Folgegesetz offen. Die Reform senkt deshalb heute die Technologievorgabe, verlagert aber einen Teil des Kosten- und Verfügbarkeitsrisikos in die Zukunft.[44][45]

Reiche war von 2020 bis 2025 Vorstandsvorsitzende der Westenergie AG, einer Tochter des E.ON-Konzerns. Davor führte sie den Verband kommunaler Unternehmen. Sie kennt Netze, Stadtwerke und Energiewirtschaft aus eigener Verantwortung. Das ist fachlich relevant und nicht an sich problematisch. Weil heutige Gesetze unmittelbar Geschäftsmodelle von Netz- und Gaskonzernen betreffen, erhöht diese Vorgeschichte aber die Anforderungen an ausgewogene Anhörung und Transparenz.[25][26][27]

Das Wirtschaftsministerium bestätigte im April 2026, dass Reiche seit Amtsantritt auf Ministerebene noch keine Treffen mit den abgefragten großen Umweltverbänden oder dem Verbraucherzentrale Bundesverband hatte. Zugleich waren zahlreiche Gespräche mit großen Energieunternehmen dokumentiert. Der Bundestag verzeichnete für 2025 außerdem drei Gespräche der Ministerin oder ihres Staatssekretärs mit Akteuren der Gaswirtschaft, darunter VKU, BDEW und EWE.[28][29]

Ein Ministerium muss mit Unternehmen sprechen, die Kraftwerke, Netze und Speicher bauen. Die bloße Zahl der Treffen beweist keine Bevorzugung. Wenn Betroffene mit gegenläufigen Interessen auf Leitungsebene kaum Zugang erhalten, steigt jedoch das Risiko, dass Problemdefinitionen und Regelungsoptionen einseitig werden.

LobbyControl berichtete unter Berufung auf Recherchen von Handelsblatt und Spiegel, das Ministerium habe bei RWE und EnBW Argumentationspapiere für die Ausgestaltung des Kapazitätsgesetzes angefordert; Kriterien daraus hätten sich in einem Referentenentwurf wiedergefunden. Ein Speicherbetreiber sei nicht in gleicher Weise eingebunden gewesen.[30] Diese Darstellung beruht auf journalistisch ausgewerteten, teils nicht öffentlich zugänglichen Unterlagen. Sie beweist keine rechtswidrige Einflussnahme. Sie verstärkt aber die Forderung, eingeholte Papiere, Teilnehmerkreise und Folgenabschätzungen offen zu dokumentieren.

Correctiv berichtete im Juni 2026 nach eigenen Anfragen beim Ministerium und bei Republik 21, dass Nils Hesse seit Anfang Mai kommissarisch das Referat für „Reden und strategische Kommunikation“ in Reiches Leitungsabteilung führt. Hesse gehört dem Ministerium bereits seit 2008 an und hatte zuvor als freier Mitarbeiter für die konservative Denkfabrik Republik 21 gearbeitet. Nach Angaben von Hesse und R21 endete diese Tätigkeit mit seiner neuen Funktion; beide bestreiten eine Doppelrolle. Correctiv dokumentiert zugleich frühere energiepolitische Texte Hesses, in denen er die Energiewende scharf kritisierte.[31]

Die Personalie zeigt eine politische und kommunikative Nähe, aber keine externe Steuerung des Ministeriums. Ein Redenschreiber entscheidet nicht allein über Gesetze. Für die Einordnung ist relevant, welche Stimmen die strategische Kommunikation prägen und ob wissenschaftlich unterschiedliche Positionen in Vorlagen und Anhörungen sichtbar bleiben.

Am 31. März 2026 schrieb das BMWE eine Rahmenvereinbarung für strategische Top-Management-Beratung aus. Sie umfasst Organisationsgestaltung, Prozesssteuerung, Ressourcenallokation sowie wirtschaftspolitische Vorhabenplanung und -umsetzung. Die Bundesregierung nennt maximal 9.000 Personenstunden pro Jahr und 36.000 Stunden bis 2030. Die Beratung soll ab 1. Juli 2026 laufen.[32][33]

Im Juli 2026 berichtete Correctiv auf Grundlage der Ausschreibungsunterlagen über eine weitere Rahmenvereinbarung für kurzfristige ökonomische Expertise in der Industriepolitik. Die Unterlagen veranschlagen 6.800 Arbeitsstunden in den ersten zwei Jahren. Ein veröffentlichter Auftragswert fehlt. Correctiv errechnet mit einem angenommenen Stundensatz von 180 Euro mindestens 1,2 Millionen Euro. Die Größenordnung ist anhand der offengelegten Annahme nachvollziehbar, bleibt aber eine journalistische Kalkulation und kein vom Ministerium bestätigter Vertragspreis.[34]

Das Ministerium begründet externe Beratung mit kurzfristig benötigtem Spezialwissen, das intern nicht vorhanden sei. Aus dem Haus und von Opposition sowie LobbyControl kommt der Einwand, die Aufgaben berührten ministerielle Kernbereiche und die Koalition habe eine Reduzierung externer Beratung versprochen.[32][34][35]

Externe Expertise ist in komplexer Energie- und Industriepolitik normal und kann sinnvoll sein. Problematisch wird sie, wenn Auftragnehmer Interessen weiterer Kunden vertreten, Auswahl und Arbeitsergebnisse intransparent bleiben oder interne Fachkompetenz dauerhaft ersetzt wird. Der Umfang der Rahmenverträge macht deshalb Veröffentlichungspflichten, Interessenkonfliktregeln und nachvollziehbare Wirtschaftlichkeitsprüfungen besonders wichtig.

Die dokumentierten Kontakte, Karrierewechsel, Personalien und Vergaben belegen keine Korruption, persönliche Bereicherung oder rechtswidrige Weisung durch frühere Arbeitgeber. Die Correctiv-Recherchen haben als journalistisch erarbeitete Tatsachenquellen erhebliches Gewicht: Sie benennen Dokumente, Gesprächspartner, Anfragen und Antworten und machen zentrale Rechenschritte transparent. Wo Primärunterlagen verfügbar sind, werden sie zusätzlich gegengeprüft. LobbyControl und Lobbypedia werden wegen ihres ausdrücklich lobbykritischen Auftrags als Interessenquellen eingeordnet; auch ihre belegbaren Tatsachenangaben bleiben verwendbar.

Reiches Energiepolitik ist kein vollständiger Ausstieg aus der Energiewende. Das 80-Prozent-Ziel bleibt bestehen, Wind an Land soll zusätzlich ausgeschrieben, Bioenergie flexibilisiert, Netze digitalisiert und Solarstrom stärker mit Speichern und Eigenverbrauch verbunden werden. Wer den Kurs nur als Rückkehr zur fossilen Vergangenheit beschreibt, lässt diese Elemente aus.[1]

Ebenso falsch wäre es, die Reform als reine Effizienzkorrektur ohne Richtungswirkung darzustellen. Die Kombination der Instrumente verändert Investitionsanreize:

Direktvermarktung und regionale Netzsignale können Fehlanreize reduzieren. Gleichzeitig tragen neue Anlagen mehr Preis-, Vermarktungs- und Abregelungsrisiko. Das kann Kapitalkosten erhöhen und kleinere Akteure stärker treffen als große Projektentwickler.

Die Kosten eines langsameren Ausbaus bestehen nicht nur aus entgangenem Klimaschutz. Die vom BMWE beauftragte Regionalstudie beziffert auch entgangene lokale Wertschöpfung, Beschäftigung und kommunale Einnahmen. Wird der Ausbau wegen Netzrisiken verzögert, muss dieser volkswirtschaftliche Verlust gegen vermiedene Netzkosten gerechnet werden.[41]

Neun Gigawatt Langzeitkapazität werden 15 Jahre bezahlt. Selbst wenn die Anlagen selten laufen, entstehen Kapazitätskosten. Wenn Wasserstoff nicht rechtzeitig verfügbar und bezahlbar ist, bleibt Erdgas der realistische Brennstoff – mit Import-, CO₂- und Preisrisiken.

Neue Kernkraftwerke oder eine SMR-Flotte können weder die ersten Ausschreibungen 2026 noch den Versorgungsbedarf 2031 verlässlich ersetzen. Wird die Atomoption politisch stark betont, ohne einen finanzierten Projektpfad vorzulegen, bindet sie Aufmerksamkeit, löst aber kein kurzfristiges Systemproblem.

Die Abschaffung der Gasspeicherumlage und der Bundeszuschuss zu Netzentgelten entlasten Haushalte und Unternehmen. Werden solche Ausgaben aus dem Klima- und Transformationsfonds finanziert, sinkt der Spielraum für Investitionen, die den fossilen Energiebedarf dauerhaft reduzieren.

Je stärker neue Regeln bestimmte Geschäftsmodelle begünstigen oder belasten, desto wichtiger wird eine ausgewogene Beteiligung. Reiches berufliche Herkunft ist kein Beweis gegen ihre Politik. Zusammen mit der Gesprächsbilanz, industrienahen Papieren und großen Beraterrahmen entsteht aber ein nachvollziehbares Transparenzproblem.

Katherina Reiche stellt berechtigte Fragen. Wie viel Strom wird 2030 tatsächlich gebraucht? Wo lohnt sich eine neue Anlage für das Gesamtsystem? Wer trägt Netz- und Flexibilitätskosten? Wie wird Leistung in Dunkelflauten bezahlt? Diese Fragen wurden in der deutschen Energiedebatte häufig zu spät oder zu getrennt behandelt.

Die bisherige Antwort ist jedoch nicht konsistent durchgerechnet. Die Reform setzt auf mehr Markt bei Wind und Solar, schafft aber gleichzeitig einen staatlich organisierten Langzeitmarkt für gesicherte Kapazität. Sie will Technologieoffenheit, gestaltet die ersten Ausschreibungen aber so, dass vor allem Gaskraftwerke sie erfüllen. Sie hält am Klimaziel fest, lässt den fossilen Betrieb neuer Anlagen aber bis 2045 offen. Sie spricht über Kernenergie, ohne einen Reaktortyp, Standort, Zeitplan, Finanzierungs- und Entsorgungspfad vorzulegen.

Aus Höfgens Analysen ergibt sich ein größerer wirtschaftspolitischer Einwand: Transformationsausgaben werden vor allem als Kosten behandelt, obwohl sie zugleich Nachfrage, Produktivität und künftige Energieunabhängigkeit beeinflussen. Diese Sicht ist makroökonomisch begründet und erklärt, warum kurzfristige Einsparungen einen späteren höheren Investitionsbedarf erzeugen können. Sie ist nicht alternativlos – das ZEW hält weniger Einzelförderung und stärkere CO₂-Preissignale ebenfalls für ökonomisch plausibel. Reiches Problem ist daher nicht „zu viel Markt“, sondern dass Marktöffnung, Netze, CO₂-Preis, soziale Kompensation und Investitionspfad zeitlich nicht verlässlich zusammengesetzt sind.[37][38][39]

Die Fakten sprechen daher weder für ein pauschales Scheitern noch für den angekündigten kostensenkenden Paradigmenwechsel. Reiches Kurs kann einzelne Systemkosten reduzieren. Er droht zugleich, die Kapitalkosten der günstigsten neuen Stromerzeugung zu erhöhen und einen teuren fossilen Übergang zu verstetigen.

Das zentrale Risiko ist nicht eine einzelne falsche Technologie. Es ist die zeitliche Reihenfolge: verfügbare Erneuerbare werden stärker begrenzt und ins Risiko gestellt, während Gas langfristig vergütet und Kernenergie als spätere Option offengehalten wird. Ob daraus ein effizienteres System oder ein kostspieliger Umweg entsteht, entscheidet sich an drei bisher offenen Punkten: den tatsächlichen Auktionsergebnissen, dem Tempo von Netzen und Flexibilität sowie einem glaubwürdigen Pfad vom Erdgas zu klimaneutralen Brennstoffen.