Größe und Marktanteilsanalyse des europäischen Wärmekraftmarkts – Wachstumstrends und Prognose (2026–2031)

Trends und Erkenntnisse im europäischen Wärmekraftmarkt

Ersatz alternder Kohlekraftwerke durch CCGT

Kohlekraftwerk-Stilllegungspläne beschleunigen die Nachfrage nach effizienten Ersatzkapazitäten im europäischen Wärmekraftmarkt. ENTSO-E berichtete, dass die Kapazität von Steinkohle- und Braunkohlekraftwerken zwischen 2024 und dem Winter 2025–2026 um 12 GW zurückging, während die Gaskapazität um 4 GW stieg.^{[1]Europäisches Netz der Übertragungsnetzbetreiber für Elektrizität, „Winter Outlook 2025-2026 Report”, ENTSO-E, entsoe.eu} Deutschland einigte sich im Januar 2026 mit der Europäischen Kommission auf einen Rahmen für 12 GW steuerbare, wasserstofffähige Kapazität, die bis 2031 in Betrieb gehen soll.^{[2]Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, „Grundsatzeinigung Mit Der Europäischen Kommission Über Eckpunkte Der Kraftwerksstrategie”, Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, bundeswirtschaftsministerium.de} Das Programm verschafft Entwicklern mit bestehenden Netzanschlüssen einen Vorteil, da Ersatzprojekte schneller voranschreiten können als neue Standorte. GE Vernova erhielt im November 2025 einen Auftrag von der Enea Group für zwei kombinierte 9HA.01-Gusskraftwerksblöcke in Kozienice, wobei die Dampfturbinen in Elblag, Polen, gefertigt werden sollen. Die lokale Geräteproduktion kann Beschaffungszeiten verkürzen und nationale Industrieziele bei der Kohle-zu-Gas-Umstellung unterstützen.

Steigende Stromnachfrage durch Rechenzentren und Elektrifizierung

Die Nachfrage von Rechenzentren erhöht den Wert gesicherter Kapazitäten im europäischen Wärmekraftmarkt. ENTSO-E erwartet, dass der Stromverbrauch europäischer Rechenzentren bis 2030 134 TWh übersteigen wird, verglichen mit 87 TWh im Jahr 2024. Anlagen, die eine Verfügbarkeit von 99,999 % benötigen, sind auf eine zuverlässige Stromversorgung angewiesen, wenn die erneuerbare Erzeugung gering ist. Gasbefeuerte Erzeugung kann Ausgleichsleistung bereitstellen und die Netzstabilität unter diesen Bedingungen unterstützen. Die Lastkonzentration in Dublin, Amsterdam, London und Frankfurt erhöht den Druck auf regionale Netze und begünstigt Kapazitäten in der Nähe von Nachfragezentren. Dezentrale KWK-Einheiten und Spitzenlastkraftwerke in der Nähe von Rechenzentrumsstandorten können direkte Stromlieferverträge sichern, die weniger von den Großhandels-Einspeisemustern im europäischen Wärmekraftmarkt abhängig sind.

Staatliche Unterstützung für Erdgas als Brückenkapazität

Kapazitätsmechanismen bieten Erlösunterstützung für gasbefeuerte Anlagen im europäischen Wärmekraftmarkt. Frankreich veröffentlichte im Februar 2026 die Parameter des Kapazitätsmechanismus für 2026–2027, einschließlich Wartungskostenbenchmarks für Kombikraftwerke mit Gas. Deutschlands Programm verlangt, dass neue steuerbare Anlagen wasserstofffähig sind, was CCGT-Projekten einen geplanten Weg zu emissionsärmeren Brennstoffen eröffnet. Die Europäische Kommission stellte im März 2026 auch eine Strategie für kleine modulare Reaktoren und fortschrittliche modulare Reaktoren vor, mit dem Ziel, die ersten kleinen modularen Reaktoren Anfang der 2030er Jahre in Betrieb zu nehmen.^{[3]Europäische Kommission, „Commission Unveils Strategy to Bring Europe's First SMRs Online by the Early 2030s”, Europäische Kommission, energy.ec.europa.eu} Im Vereinigten Königreich wird die Umrüstung von Kohle- auf Biomassekraftwerke weiterhin durch abschaltbare Niedrigemissionsverträge unterstützt, die Kapazitäten an bestehenden Kraftwerksstandorten erhalten können. Die Politikgestaltung wird bis 2031 ein zentraler Faktor bei Neubauvorhaben bleiben.

Reichlich neue LNG- und Gasimportinfrastruktur

Neue LNG-Infrastruktur hat die Kraftstoffversorgungsoptionen für den europäischen Wärmekraftmarkt gestärkt. Die Europäische Kommission stellt fest, dass die EU nach 2021 im Rahmen ihrer Diversifizierungsstrategie erhebliche LNG-Importkapazitäten hinzugefügt hat. ACER berichtete, dass Europa im Jahr 2024 112 Mrd. m³ LNG importierte, was einen großen Anteil der regionalen Gasimporte ausmachte. Zusätzliche Regasifizierungskapazitäten verbessern die Fähigkeit der Küstenmärkte, Gaskraftwerke in Zeiten hoher Nachfrage zu versorgen. TotalEnergies und EPH schlossen 2026 ein 50/50-Gemeinschaftsunternehmen ab, das LNG-Kapazitäten mit mehr als 14 GW CCGT-Kapazität in 5 europäischen Ländern kombiniert. Integrierte Portfolios können Kraftstoffbeschaffung und Stromverkauf gemeinsam steuern, was die Widerstandsfähigkeit von Gaserzeugungsanlagen im europäischen Wärmekraftmarkt verbessern kann.

Steigende EU-ETS-CO₂-Preise

EU-CO₂-Preise erhöhen die Betriebskosten für fossile Kraftwerke im europäischen Wärmekraftmarkt. ESMA berichtete, dass die EU-Emissionsberechtigungspreise im Jahr 2025 durchschnittlich 74 EUR pro Tonne CO₂-Äquivalent betrugen und im Januar 2026 90 EUR pro Tonne erreichten.^{[4]Europäische Wertpapier- und Marktaufsichtsbehörde, „Market Report, EU Carbon Markets 2026”, ESMA, esma.europa.eu} Das überarbeitete EU-ETS zielt auf eine Reduzierung der erfassten Emissionen um 62 % bis 2030 gegenüber dem Stand von 2005 ab. Die Kostenbelastung ist für Kohlekraftwerke am größten, da diese eine höhere Emissionsintensität aufweisen. Gaskraftwerke emittieren weniger CO₂, aber ihre Margen können sich ebenfalls verschlechtern, wenn die Strompreise die Brennstoff- und Zertifikatskosten nicht ausgleichen. Ältere Anlagen mit offenem Kreislauf und geringer Auslastung könnten im europäischen Wärmekraftmarkt ohne formellen Stilllegungsbescheid früher geschlossen werden.

Rascher Rückgang der Stromgestehungskosten für Solar- und Windenergie

Eine höhere erneuerbare Erzeugung reduziert die Rolle der Wärmekrafterzeugung im europäischen Wärmekraftmarkt. Die IEA erwartet, dass die Kohlekrafterzeugung im Jahr 2026 unter normalen Wetterbedingungen um mehr als 20 % sinken wird, da die erneuerbare Erzeugung zunimmt. Die Gaserzeugung verlagert sich von einer Grundlastrolle hin zu Ausgleich, Reserveversorgung und Systemstabilisierung. Diese Veränderung reduziert die Auslastung von Anlagen, die auf der Erwartung einer regelmäßigeren Großhandelserzeugung finanziert wurden. Die Industrieemissionsrichtlinie trat im August 2024 in Kraft, und die Mitgliedstaaten waren verpflichtet, sie bis zum 1. Juli 2026 umzusetzen. Strengere Emissionsanforderungen, Kühlwasserbeschränkungen und Genehmigungsanforderungen an Küstenstandorten können die Kosten für ältere Anlagen erhöhen und einige Ersatzprojekte verzögern.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Nach Quellentyp: Erdgas festigt sich als dominanter Brennstoff

Erdgas hielt im Jahr 2025 einen Marktanteil von 51,9 % nach Quellentyp und soll bis 2031 mit einem CAGR von 1,1 % wachsen. Seine Position spiegelt neue Gaszubaukapazitäten in Deutschland, Polen, Griechenland und der Ukraine wider, auch wenn die gesamte installierte Basis zurückgeht. Kohle befindet sich weiterhin im strukturellen Rückgang, da Stilllegungspolitiken und CO₂-Kosten ihre Wirtschaftlichkeit schwächen. Deutschland und Polen verfügen weiterhin über große Kohleflotten, aber ihre künftigen Kapazitätspläne stützen sich zunehmend auf Ersatzerzeugung. Kernkraft bleibt innerhalb der breiteren Wärmekraftklassifizierung relevant, da sie einen Dampfkreislauf zur Stromerzeugung nutzt. Öl- und Geothermiekapazitäten machen einen kleineren Teil der regionalen Flotte aus und sind am relevantesten in Inselnetzen und abgelegenen Industriestandorten.

Russland verankert einen großen Anteil der gasbefeuerten Kapazität und verleiht dem Quellentyp eine andere Rolle als in Westeuropa. Gazprom gibt an, dass seine Erzeugungsanlagen über Tochtergesellschaften wie Mosenergo große elektrische und thermische Kapazitäten umfassen. In Russland bleibt Gas eine wichtige Quelle für die reguläre Strom- und Wärmeversorgung. In weiten Teilen der EU wird Gas zunehmend für Flexibilität eingesetzt, da die variable erneuerbare Kapazität wächst. Dieser Unterschied bedeutet, dass der europäische Wärmekraftmarkt sowohl grundlastorientierte Gasflotten als auch flexible Gasanlagen umfasst, die rund um die erneuerbare Erzeugung betrieben werden. Das Ergebnis ist ein Quellenmix, in dem Erdgas der Kernbrennstoff bleibt, seine Betriebsmuster jedoch von Land zu Land erheblich variieren.

Nach Technologie: CCGT führt bei Effizienz und politischer Ausrichtung

CCGT hielt 2025 einen Marktanteil von 33,2 % und ist die am schnellsten wachsende Technologie, wobei die Marktgröße für CCGT im europäischen Wärmekraftwerksmarkt bis 2031 voraussichtlich mit einem CAGR von 2,6 % wachsen wird. Kombikraftwerke bieten eine höhere Effizienz als ältere Dampfkraftwerkseinheiten und sind besser für wasserstofffähige Designanforderungen geeignet. Dampfturbinenanlagen verfügen weiterhin über eine große installierte Basis, insbesondere dort, wo Kohleverstromung und ältere zentrale Kraftwerke konzentriert sind. ICE-Anlagen dienen der dezentralen Stromerzeugung und Inselnetzen, bei denen kleinere Maßstäbe und modulare Installation wichtig sind. KWK-Systeme bleiben in Industriebetrieben und Fernwärmenetzen in Skandinavien, dem Baltikum und Mitteleuropa relevant.

Deutschlands Rahmen für neue steuerbare Kapazitäten unterstützt Investitionen in wasserstofffähige CCGT-Anlagen. Uniper erhielt im April 2026 eine vorläufige Genehmigung für eine 890-MW-wasserstofffähige Einheit in Staudinger. Larissa Thermoelectric wählte im August 2026 AVAX für ein 794-MW-CCGT-Projekt in Griechenland aus, das Mitsubishi Power-Technologie einsetzen wird. DTEK treibt ein 650-MW-CCGT-Projekt in Burshtyn mit GE Vernova voran. Diese Projekte zeigen, dass die europäische Wärmekraftwerksbranche ihre Entwicklungsaktivitäten auf Kombikraftwerkskapazitäten statt auf veraltete Dampftechnologie ausrichtet.

Nach Kapazität: Große Anlagen sichern die Versorgung, kleine Anlagen gewinnen strategischen Wert

Anlagen über 1.000 MW hielten im Jahr 2025 einen Marktanteil von 35,6 % am europäischen Wärmekraftmarkt. Zu diesen Anlagen gehören große Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, kernkraftnahe Gaskapazitäten und die verbleibenden großen Kohlekraftwerke. Der Bereich 500–1.000 MW ist wichtig für aktuelle CCGT-Projekte in Polen, Deutschland und Griechenland. Anlagen im Bereich 100–500 MW umfassen industrielle KWK und mittellastige Gasanlagen. Unter 100 MW ist das am schnellsten wachsende Kapazitätssegment mit einem prognostizierten CAGR von 2,1 % bis 2031. Sein Wachstum spiegelt den Bedarf an Eigenversorgung wider, wenn Netzanschlüsse verzögert oder eingeschränkt sind.

Rechenzentren, Logistikstandorte und Industrieparks erwägen kleinere Erzeugungseinheiten, wenn Anschlusswartelisten sich über Jahre erstrecken. Diese Projekte können Gaserzeugung mit KWK kombinieren, um Strom und Nutzwärme zu liefern. Centrica schloss 2026 die Übernahme des 850-MW-Kombikraftwerks Severn ab, was den anhaltenden Wert großer, effizienter Anlagen für etablierte Versorgungsunternehmen verdeutlicht. Große Anlagen können um Systemdienstleistungs- und Kapazitätserlöse konkurrieren, während kleinere Anlagen standortspezifische Versorgungsverträge anstreben können. Der europäische Wärmekraftmarkt unterstützt beide Ansätze, da die Zuverlässigkeitsanforderungen nationaler Netze und einzelner Nutzer nicht identisch sind. Der Kapazitätsmix des europäischen Wärmekraftmarkts wird daher vielfältiger, auch wenn die Gesamtkapazität sinkt.

Nach Anwendung: Versorgungsmaßstab sichert das Volumen, dezentrales Segment gewinnt an Bedeutung

Kraftwerke im Versorgungsmaßstab hielten im Jahr 2025 einen Marktanteil von 69,2 % nach Anwendung. Zu diesen Anlagen gehören zentrale Kraftwerke und größere Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die die breite Netznachfrage bedienen. Dezentrale Wärmekraftanlagen sollen bis 2031 mit einem CAGR von 2,8 % wachsen, der höchsten Rate auf Anwendungsebene. Industrielle Eigenversorgungsanlagen liefern Strom- und Wärmesicherheit für energieintensive Sektoren wie Chemie, Papier und Zement. Spitzenlastkraftwerke laufen weniger Stunden als zentrale Kraftwerke, können aber Einnahmen aus Kapazitätsmechanismen und Systemdienstleistungen erzielen.

Das Wachstum dezentraler Wärmekraftkapazitäten folgt Bedenken hinsichtlich Energiesicherheit und Verzögerungen bei Netzanschlüssen. Eurelectric erwartet, dass die Rechenzentrumskapazität in EMEA von 21 GW auf 34 GW bis 2030 steigen wird. Gasbefeuerte Einheiten in der Nähe großer Lasten können feste Versorgungsvereinbarungen anbieten, wenn ein Netzausbau nicht schnell realisiert werden kann. Das Europäische Parlament hat erklärt, dass abschaltbare Erzeugung weiterhin wichtig ist, um Systeme mit hohen Anteilen variabler erneuerbarer Energie zu stabilisieren. Dies macht die europäische Wärmekraftbranche für eine kleinere Gruppe von Nutzern relevant, die einen hohen Wert auf Verfügbarkeit und direkte Kontrolle der Versorgung legen. Der Anwendungsmix wird weiterhin große Netzanlagen, industrielle Eigenversorgung, dezentrale Erzeugung und spezialisierte Spitzenlastkraftwerke umfassen.

Geografische Analyse

Russland hielt im Jahr 2025 einen Marktanteil von 29,3 %. Seine große zentrale Strom- und KWK-Flotte dient der Strom- und Fernwärmenachfrage, was den Spielraum für einen raschen Ersatz einschränkt. Russlands Gasflotte bleibt wichtig für die reguläre Erzeugung und nicht nur für den erneuerbaren Ausgleich. Diese Betriebsstruktur unterstützt die führende regionale Kapazitätsposition des Landes.

Deutschland, das Vereinigte Königreich und Frankreich sind die wichtigsten Märkte innerhalb des europäischen Wärmekraftmarkts. Deutschlands Kohleerzeugung fiel 2025 auf ein Rekordtief, während sein Politikrahmen für 2026 neue wasserstofffähige Kapazitäten vorsah. Der Kapazitätsmarkt des Vereinigten Königreichs unterstützt weiterhin effiziente CCGT-Anlagen, einschließlich des Severn-Kraftwerks, das Centrica 2026 erwarb. Frankreich nutzt Gaserzeugung hauptsächlich als flexible Quelle, wenn die Wasserkrafterzeugung geringer oder der Stromexport höher ist. NaTran berichtete, dass der französische CCGT-Verbrauch im Jahr 2025 um 6,8 % stieg, da das Land auf die Schließung oder Umrüstung seiner verbleibenden Kohlekraftwerke zusteuerte.

Der Rest Europas soll bis 2031 mit einem CAGR von 1,9 % wachsen und ist damit das am schnellsten wachsende geografische Segment des europäischen Wärmekraftmarkts. Polen entwickelt CCGT-Kapazitäten in Danzig und ersetzt Kohlekapazitäten in Kozienice. Griechenlands Larissa-Projekt würde Südosteuropa fortschrittliche Kombikraftwerkskapazitäten hinzufügen. Die Ukraine entwickelt Projekte in Burshtyn und Poltawa im Rahmen des Wiederaufbaus des Stromsystems. Kohleausstiege, Netzanforderungen und die Verfügbarkeit von Entwicklungsfinanzierungen fördern Investitionen in Mittel-, Ost- und Südosteuropa.