TRANSFORMATION · 07. AUGUST 2026

Braunkohleausstieg 2030: Der Streit um drei Blöcke, die keiner mehr will

Rheinische Post, BILD und WDR berichten über das (vermeintliche) Scheitern des Braunkohleausstiegs in NRW. Tatsächlich entscheidet der Bund am 15. August über drei Kraftwerksblöcke und die Frage, ob sie in eine Reserve gehen. Betreiber RWE selbst will die Kraftwerke abschalten.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 11 Min. Lesezeit LESEN

Seit vorgestern läuft in Nordrhein-Westfalen eine Debatte, die größer klingt, als ihr Gegenstand ist. „Kohleausstieg vor dem Scheitern“ titelte die Rheinische Post auf Seite eins, BILD fragte, ob der Kohleausstieg in NRW vor dem Aus stehe, die Aktuelle Stunde des WDR begann ihren Beitrag am Abend mit den Worten „Kohleausstieg 2030“. Einen Tag später übernahm die Aachener Zeitung den Aufmacher unter der Zeile „Kohleausstieg wackelt immer mehr“.

Der Anlass ist korrekt berichtet: Das Bundeswirtschaftsministerium wird den Evaluierungsbericht nicht rechtzeitig vorlegen, auf dessen Grundlage bis zum 15. August entschieden werden muss. Das hat das Haus von Katherina Reiche bestätigt.

Nur: Der Kohleausstieg steht nicht zur Debatte. Zur Entscheidung steht, ob drei Braunkohleblöcke nach ihrem Marktende in eine Reserve überführt werden. Das ist ein Unterschied, der sich in Gigawatt, in Jahren und in Paragrafen ausdrücken lässt.

Drei Gigawatt, nicht acht

Was am 15. August geprüft wird, steht seit Dezember 2022 im Kohleverstromungsbeendigungsgesetz. Die Bundesregierung entscheidet, ob und in welchem Umfang die Anlagen Niederaußem K, Neurath F und Neurath G am 1. April 2030 in eine Reserve bis längstens 31. Dezember 2033 überführt werden. Mehr steht an diesem Tag nicht zur Entscheidung.

Block	Nettoleistung	Marktende
Niederaußem K	944 MW	31.03.2030
Neurath F (BoA 2)	rd. 1.050 MW	31.03.2030
Neurath G (BoA 3)	rd. 1.050 MW	31.03.2030

Quelle: KVBG, Anlage 2, in der Fassung des Gesetzes zur Beschleunigung des Braunkohleausstiegs im Rheinischen Revier.

Rund drei Gigawatt also. Die Zahl steht nicht nur in der Anlage zum Gesetz, sie steht auch in dessen Begründung. In der Bundestagsdrucksache 20/4300 vom November 2022 heißt es, durch das Vorziehen verblieben etwa drei Gigawatt weniger am Strommarkt als bisher im Zielniveau vorgesehen.

Die IHK Köln rechnet seit Jahren mit einer anderen Zahl. Acht Gigawatt Braunkohle gingen vom Netz, heißt es auf ihrer Website, und daraus wird der Bedarf an acht großen Gaskraftwerken abgeleitet. Die Zahl ist nicht erfunden, sie beschreibt den Bestand im Rheinischen Revier um 2020.

Nur ist der größte Teil davon längst abgeschaltet: Allein seit Ende 2020 hat RWE zwölf Braunkohleblöcke mit zusammen 4.200 Megawatt endgültig stillgelegt, dazu kam Weisweiler F zum Jahresbeginn 2025.

Weisweiler G und H mit zusammen rund 1,2 Gigawatt folgen 2028 und 2029. Sie sind nicht Gegenstand der Prüfung, ihre Termine stehen fest, und der Tagebau Inden, der sie versorgt, endet ohnehin 2029. Übrig bleiben die drei Blöcke aus der Tabelle.

Auch die Reserve ist ein vorgezogener Ausstieg

Bis Ende 2022 galt für genau diese drei Blöcke ein anderes Datum: der 31. Dezember 2038. Vorgezogen wurde es auf den 31. März 2030, per Bundesgesetz, im Anschluss an eine Verständigung zwischen Bundeswirtschaftsministerium, Land und RWE.

Wird die Reserveoption gezogen, sind die Anlagen spätestens am 31. Dezember 2033 endgültig aus. Fünf Jahre früher als nach der alten Rechtslage. Und die letzten dreieinhalb Jahre stehen sie außerhalb des Marktes, unter Verantwortung des Bundes, abrufbar bei Bedarf.

Wer das Scheitern des Braunkohleausstiegs 2030 beschreibt, misst also gegen ein Ziel, das erst 2022 ins Gesetz kam, und übersieht dabei das Ziel, das vorher darin stand. Der Braunkohleausstieg im Rheinland bleibt in beiden Varianten vorgezogen.

Ein zweiter Rechenfehler steckt schon im Wort: Die Debatte handelt vom Kohleausstieg, die Prüfung betrifft allein die Braunkohle. In Datteln steht ein Steinkohleblock mit 1.052 Megawatt, in Betrieb seit 2020, gesetzlich bis 2038. Uniper hat ihn im Januar an einen Schweizer Rohstoffhändler verkauft, der zuvor polnische Kohlekraftwerke übernommen hatte und in solchen Anlagen nach eigenen Angaben langfristigen Wert sieht. In keiner der Veröffentlichungen dieser Woche kommt Datteln 4 vor.

Betreiber RWE will raus

Die drei Blöcke gehören RWE. Bei dem Konzern sei „operativ und personell alles auf den Kohleausstieg am 31. März 2030 ausgerichtet“, heißt es in derselben Zeitung, die das Scheitern des Kohleausstiegs auf die Titelseite hob. Die Zahl der Braunkohlebeschäftigten soll bis 2030 von 6.000 auf rund 2.000 sinken.

Für den Fall einer Verlängerung nannte Konzernchef Markus Krebber bereits im Januar die Bedingungen: Der Staat müsste die CO₂-Zertifikate bezahlen, die Anlagen würden nur noch gegen Kostenerstattung im Auftrag der Regierung bereitgehalten. Aus der Rente hole man niemanden zurück, es gingen lediglich weniger Beschäftigte als geplant über das Anpassungsgeld in den Ruhestand.

Die Rechnung dahinter ist simpel. Neurath und Niederaußem stoßen zwischen 1.092 und 1.188 Gramm CO₂ je Kilowattstunde aus, der Preis für eine Tonne im europäischen Emissionshandel liegt bei knapp unter 90 Euro. Das sind rund 100 Euro je Megawattstunde, bevor eine einzige Kilowattstunde verkauft ist.

Ein Ausweg über die Abscheidung von CO₂ existiert nicht. Das seit November 2025 geltende Kohlendioxid-Speicherungs- und Transportgesetz schließt Kohlekraftwerke ausdrücklich vom Anschluss an das künftige CO₂-Leitungsnetz aus, Gaskraftwerke nicht.

Ein Brennstoffwechsel wiederum scheitert an der Menge: Deutschland produzierte 2025 rund vier Millionen Tonnen Holzpellets, ein einziger Großblock würde davon einen erheblichen Teil verfeuern. Für die Braunkohleblöcke, die an der Bandanlage aus dem Tagebau hängen, steht diese Option ohnehin nicht zur Debatte.

Die Expertenkommission der Bundesregierung zum Energiewende-Monitoring hat das im Dezember 2025 nüchtern festgehalten: Ökonomische Indikatoren sprächen mittelfristig für einen marktgetriebenen Kohleausstieg deutlich vor 2038, weil steigende CO₂-Kosten und sinkende Deckungsbeiträge die Kraftwerke bereits zu Beginn der 2030er Jahre unter Stilllegungsdruck setzten.

Bemerkenswert ist auch, was RWE zum Zeitdruck sagt. Angesichts der für dieses Jahr geplanten Ausschreibungen sei es vertretbar, wenn die Entscheidung über eine Reserve erst nach diesen Auktionen falle.

Die IHK Köln fordert seit Jahren, die Prüfung müsse unbedingt bis zum 15. August abgeschlossen sein. Das Unternehmen, um dessen Kraftwerke gestritten wird, kann warten.

Damit bleibt eine Kritik, die berechtigt ist, nur trifft sie einen anderen. Die Revisionsklausel steht seit dreieinhalb Jahren im Gesetz, der Stichtag war bekannt. Zehn Tage vorher fehlt nicht nur der Bericht, sondern auch die Regelung für das Instrument, über dessen Anwendung er entscheiden soll.

Wie ein Reservebetrieb ausgestaltet wird, wer die Blöcke ab 2030 fährt, wer zahlt, wie abgerufen wird: All das müsste laut NRW-Wirtschaftsministerium 2026 bundesgesetzlich geregelt werden und ist bis heute offen. Dazu kämen Verhandlungen mit RWE über Kostenerstattung und Zertifikate und mit hoher Wahrscheinlichkeit ein Beihilfeverfahren in Brüssel. Bei den Gaskraftwerken steht die EU-Genehmigung noch immer aus.

Genau diese Verzögerung liefert nun das Argument für die Verlängerung. Weil es beim Ersatz klemme, müsse die Kohle länger laufen. Auf diesen Widerspruch weist in der Debatte niemand hin. Hinzu kommt, dass die Rechnung von 2022 mit einem Instrumentenkasten arbeitete, den es so nicht mehr gibt. Großspeicher spielten damals kaum eine Rolle.

Im ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2037/2045 vom Dezember 2025 summieren die Übertragungsnetzbetreiber die Leistung von Klein- und Großbatteriespeichern auf 88 bis 175 Gigawatt, und der Bundesverband Neue Energiewirtschaft hält selbst das für zu niedrig angesetzt. Im ersten Quartal 2026 gingen 2,2 Gigawattstunden neu ans Netz, der stärkste jemals gemessene Quartalszubau.

Im neuen Kapazitätsgesetz sind für Speicher zwei Gigawatt im Mai 2027 vorgesehen, während die ersten neun Gigawatt über ein Langzeitkriterium für Gaskraftwerke reserviert sind.

Eine zweite Flexibilitätsreserve steht bereits im Land und kommt in der Debatte überhaupt nicht vor. Die 948 Biogasanlagen in Nordrhein-Westfalen haben eine installierte elektrische Leistung von 666 Megawatt bei einer Bemessungsleistung von 274 Megawatt. Sie sind damit 2,4-fach überbaut, können also in nachfragestarken Stunden mit der 2,4-fachen Leistung einspeisen.

Der Fachverband Biogas hält gemeinsam mit dem Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik eine mindestens sechsfache Überbauung für die ideale Ergänzung zu Wind und Sonne. Rechnerisch wären das rund 1.640 Megawatt statt der heutigen 666. Knapp ein Gigawatt zusätzliche steuerbare Leistung an Standorten, die längst am Netz hängen, ohne Genehmigungsverfahren für einen neuen Kraftwerksstandort.

Das ist ein Drittel dessen, worüber gerade gestritten wird. Der Landesverband Erneuerbare Energien NRW kritisiert, dass das im EEG vorgesehene Ausschreibungsvolumen von 500 Megawatt pro Jahr für eine Flexibilisierung des deutschen Anlagenparks bei weitem nicht ausreiche. Je mehr Speicher, steuerbare Industrielasten und flexible Biogasanlagen im System sind, desto seltener müssen die neuen Gaskraftwerke laufen. Und desto günstiger wird der Strom.

Der Bürgermeister redet über Leitungen

In der Debatte über Deindustrialisierung und Arbeitsplätze geht ein Befund unter, der von einem unmittelbar Betroffenen stammt. Die Kraftwerksreserve „sollte bis 2033 konsequent genutzt werden“, sagt Martin Mertens, Bürgermeister von Rommerskirchen, der Nachbargemeinde des Kraftwerksstandorts Neurath. Er fordert damit genau das Instrument, das seit 2022 im Gesetz steht.

Interessanter ist, was ihn seit Monaten umtreibt. Im Mai schlug er Alarm, weil dem geplanten Kraftpark Rommerskirchen trotz vorliegendem Planungsrecht die Stromanbindung fehlt. Unter einem ähnlichen Problem leidet nach demselben Bericht die Ansiedlung eines Hyperscale-Rechenzentrums in der Nachbarschaft.

Im Juli beschloss sein Rat, Landesregierung, RWE Power und die Netzbetreiber nach der Sommerpause in eine Sitzung zu laden, um über den Stand des Netzausbaus zu berichten. Neue Unternehmen und moderne Industriearbeitsplätze siedelten sich nur dort an, wo leistungsfähige Stromnetze vorhanden seien, sagte Mertens dazu.

Das ist ein Netzproblem, kein Erzeugungsproblem. Ein Braunkohleblock in Reserve löst es nicht, keine einzige Leitung wird davon gebaut. Und ausgerechnet die Rechenzentren, mit denen die IHK Köln den zusätzlichen Kraftwerksbedarf begründet, hängen an derselben Frage.

IHK-Präsidentin Nicole Grünewald fordert eine Verlängerung über 2033 hinaus. „Sonst geht die Deindustrialisierung in Deutschland rasant weiter“, schreibt sie. Für diese Forderung fehlen drei Voraussetzungen zugleich.

Der Brennstoff: Die Tagebaue Inden und Hambach enden 2029, die Kohlemenge in Garzweiler wurde auf 280 Millionen Tonnen halbiert, die Reserveoption für Garzweiler reicht bis 2033. Das Personal: RWE fährt die Braunkohlebelegschaft auf rund 2.000 herunter und holt niemanden zurück. Die Ökonomie: Bei knapp 90 Euro je Tonne CO₂ und ohne Abscheidungsoption rechnen sich diese Blöcke am Markt nicht mehr.

Die Sorge um die Industrie in Nordrhein-Westfalen ist berechtigt. Nur entscheidet sie sich nicht an drei Kraftwerksblöcken. Sie entscheidet sich an drei anderen Terminen, die alle im nächsten halben Jahr liegen.

Am 8. September ist Gebotstermin für die erste Ausschreibung neuer Kraftwerkskapazität, die Zuschlagsfrist läuft bis zum 3. November. Danach weiß man, wie viel Ersatz tatsächlich kommt, und erst danach lässt sich seriös beurteilen, ob eine Reserve gebraucht wird. RWE selbst plant drei wasserstofffähige Gaskraftwerke mit rund drei Gigawatt an eigenen Standorten in NRW.

Anfang 2027 startet die zweite Förderphase der Strukturhilfe. Für das Rheinische Revier stehen bis 2038 bis zu 14,8 Milliarden Euro bereit, ein erheblicher Teil davon ist noch nicht vergeben.

Eine Untersuchung zur ersten Phase kam zu dem Ergebnis, dass die Projektauswahl von Wissenseinrichtungen dominiert wird, während kleine und mittlere Unternehmen sowie Kommunen es durch die Rahmenbedingungen schwerer haben. Das ist die Klientel der Kammern.

Und im Herbst sitzt in Rommerskirchen ein Gemeinderat mit Landesregierung, RWE und Netzbetreibern zusammen und fragt, wann die Leitungen kommen.

Die Braunkohleverstromung im Rheinland endet. Der genaue Termin ist eine Verwaltungsfrage mit zwei möglichen Antworten, 2030 oder 2033, und beide liegen vor dem Datum, das bis 2022 galt.

Was im Revier in derselben Zeit entsteht, ist die offene Frage. Sie wird an Netzanschlüssen, an Auktionsergebnissen und an Förderbescheiden beantwortet. Über keinen dieser drei Punkte wurde diese Woche gestritten.

Häufige Fragen zum Braunkohleausstieg 2030

Welche Kraftwerksblöcke sind von der Entscheidung am 15. August betroffen?

Zur Prüfung stehen drei RWE-Blöcke: Niederaußem K mit 944 Megawatt sowie Neurath F und G mit je rund 1.050 Megawatt. Ihr Marktende am 31. März 2030 ist gesetzlich festgelegt, zusammen kommen sie auf rund drei Gigawatt Nettoleistung.

Was bedeutet die Kraftwerksreserve bis 2033?

Die Blöcke würden ab dem 1. April 2030 nicht mehr am Strommarkt teilnehmen, sondern gegen Kostenerstattung für Notfälle bereitstehen. Spätestens am 31. Dezember 2033 werden sie endgültig stillgelegt, fünf Jahre früher als nach der bis 2022 geltenden Rechtslage.

Warum verzögert sich die Entscheidung über die Reserve?

Das Bundeswirtschaftsministerium hat den Evaluierungsbericht nicht fertiggestellt, auf dessen Grundlage laut Kohleverstromungsbeendigungsgesetz bis zum 15. August 2026 entschieden werden muss. Zudem fehlt bislang die bundesgesetzliche Regelung, wie ein Reservebetrieb ausgestaltet würde.

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