StromVKG-Entwurf: Endlich Kapazitätsmarkt, Batterien bleiben vorerst draußen
Kraftwerksstrategie
Der Referentenentwurf des Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetzes liegt vor. Er bringt Bewegung in die Kraftwerksstrategie, schließt Batteriespeicher in den ersten neun Gigawatt aber faktisch aus. Drei Paragraphen zeigen, warum.
Es ist ein Gesetz mit sperrigem Namen und großer Wirkung: Das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz, kurz StromVKG, soll endlich den deutschen Kapazitätsmarkt einführen. Am 20. April 2026 hat das Bundeswirtschaftsministerium unter Katherina Reiche den Referentenentwurf in die Ressortabstimmung geschickt. Nach langem Stillstand ist das eine echte Bewegung. Der Entwurf legt fest, wie Deutschland künftig die Bereithaltung von Kraftwerksleistung vergütet, und plant zwei Ausschreibungen für 2026 mit jeweils 4,5 Gigawatt.
Doch ein genauer Blick in den 194-seitigen Text zeigt: Die ersten neun Gigawatt sind so konstruiert, dass praktisch nur Gaskraftwerke zum Zug kommen können. Batteriespeicher bleiben draußen.
Kurz erklärt: Kapazitätsmarkt
Im normalen Strommarkt verdienen Kraftwerke nur Geld, wenn sie laufen. Backup-Kraftwerke, die nur in seltenen Engpässen anspringen sollen, können sich so nicht refinanzieren. Ein Kapazitätsmarkt vergütet die reine Bereithaltung von Leistung, also die Verfügbarkeit eines Kraftwerks unabhängig vom tatsächlichen Stromfluss. Länder wie Großbritannien, Belgien, Polen oder Irland setzen solche Mechanismen seit Jahren ein. Deutschland hatte bislang keinen.
Was das StromVKG regelt
Der Referentenentwurf schafft drei Ausschreibungstypen: Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten, für Erzeugungskapazitäten und für regelbare Lasten. Den Auftakt machen zwei Termine für Langzeitkapazitäten am 1. September und 8. Dezember 2026, jeweils mit 4,5 Gigawatt Volumen. Die erfolgreichen Bieter erhalten einen Verpflichtungszeitraum von 15 Jahren. Sie verpflichten sich, ihre Anlagen zu errichten, die zugesagte Leistung bereitzuhalten und im Bedarfsfall einzuspeisen.
Die Bundesnetzagentur führt die Ausschreibungen durch. Erst 2027 sollen weitere zwei Gigawatt für Erzeugungskapazitäten ausgeschrieben werden, bei denen auch andere Technologien zum Zuge kommen können. Ab 2032 soll dann ein vollwertiger, technologieoffener Kapazitätsmarkt folgen. Bis dahin entscheiden die ersten beiden Termine über die Struktur der deutschen Reserve auf 15 Jahre.
Kurz erklärt: Gesicherte Leistung und Dunkelflaute
Als gesicherte Leistung bezeichnet die Energiewirtschaft Kraftwerke, die zu jeder Zeit auf Abruf Strom liefern können, unabhängig von Wind, Sonne oder Tageszeit. Eine Dunkelflaute ist eine Phase, in der über Tage gleichzeitig wenig Wind und wenig Sonneneinstrahlung herrschen. Solche Phasen treten vor allem im Winter auf und können in Mitteleuropa über mehrere Tage andauern. In dieser Zeit müssen andere Erzeuger oder Speicher die Stromnachfrage decken.
Drei Paragraphen, eine Vorauswahl
Auf den ersten Blick ist der Entwurf technologieneutral formuliert. Auf den zweiten Blick stehen drei Vorgaben im Text, deren gemeinsamer Effekt darin besteht, Batteriespeicher aus den ersten neun Gigawatt herauszufiltern. Die erste steht in § 12 Absatz 5: Bewerber müssen technisch in der Lage sein, ohne Unterbrechung mindestens zehn aufeinanderfolgende Stunden Strom in Höhe der installierten Leistung einzuspeisen.
Bei energiebegrenzten Technologien, also vor allem bei Batterien, kommt eine zweite Anforderung dazu: Die Anlage muss diese Zehn-Stunden-Lieferfähigkeit jederzeit innerhalb einer Stunde wiederherstellen können.
Die Kombination ist entscheidend. Zehn Stunden Volllast ist für moderne Langzeit-Batteriespeicher zwar dimensionierbar, aber unwirtschaftlich. Die zusätzliche Auflage einer einstündigen Wiederbefüllung macht den Bau ökonomisch unmöglich, weil sie eine Anschlussleistung verlangt, die ein Vielfaches der Entladeleistung beträgt. Leonhard Gandhi vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE nennt die Regel gegenüber der WirtschaftsWoche „willkürlich gewählt, um eine Vorauswahl an Technologien festsetzen zu können“.
Die zweite Hürde steht in § 15: Bei einem 15-Jahres-Gebot müssen das Endprodukt und mindestens 50 Prozent der wesentlichen Bauteile im Europäischen Wirtschaftsraum gefertigt werden. Was als wesentliches Bauteil gilt, listet Anlage 2 des Gesetzes präzise auf. Bei Batterien sind das unter anderem Batteriezellen, Kathoden- und Anoden-Aktivmaterialien, Elektrolyte und Separatoren.
Stand 2026 stammt der überwiegende Teil dieser Komponenten aus China. Eine europäische Lieferkette in der geforderten Tiefe existiert für Batteriezellen schlicht nicht. Bernd Weber vom Klima-Thinktank Epico bewertet die Vorgabe in der WirtschaftsWoche als „seltsam“ und verweist darauf, dass sie über das Resilienzziel der EU hinausgehe.
Die dritte Schicht ist die Pool-Regel. Anlagenpools sind nur zulässig, wenn alle Anlagen derselben Technologieklasse angehören. Hybride Konzepte aus Gaskraftwerken plus Batteriespeichern, die ökonomisch besonders effizient wären, sind damit ausgeschlossen. Auch Kleinanlagenpools dürfen an den Ausschreibungen für Langzeit- und Erzeugungskapazitäten nicht teilnehmen.
Kurz erklärt: Resilienzanforderung nach § 15
Mit der Resilienzanforderung soll die Europäische Union ihre industrielle Souveränität schützen, also Abhängigkeiten von einzelnen Lieferländern reduzieren. Der EU-Net-Zero Industry Act erlaubt solche Anforderungen, gibt aber keine starre 50-Prozent-Quote vor. Deutschland geht im StromVKG-Entwurf über die EU-Vorgabe hinaus und definiert die Schwelle bei 50 Prozent der wesentlichen Bauteile, gemessen am Wert. Für Gaskraftwerke ist diese Quote im Wesentlichen unproblematisch, weil Turbinen und Kesseltechnik in Europa hergestellt werden. Für Batteriespeicher ist sie 2026 nicht erfüllbar.
Was die Logik der Hürden über das Gesetz verrät
Energiewirtschaftlich lassen sich die drei Vorgaben einzeln verteidigen. Eine echte Dunkelflaute kann mehrere Tage dauern, da reicht ein Batteriespeicher mit zwei oder vier Stunden Entladedauer nicht. Resilienz gegen Lieferkettenrisiken ist ein legitimes politisches Ziel. Und Pool-Regeln vereinfachen die Ausschreibungslogik. Was sich aber nicht verteidigen lässt, ist die Kombination der drei Vorgaben in einem einzigen Auswahlverfahren, das auf 15 Jahre festlegt, wer den deutschen Kapazitätsmarkt prägt.
Marco Wünsch, Energiemarktexperte bei Prognos, bringt es auf den Punkt: „Auch lange Dunkelflauten haben eine Struktur.“ Selbst innerhalb einer einwöchigen Mangelphase gebe es jeden Tag Morgen- und Abendspitzen, die Batterien deutlich günstiger glätten könnten als ein extra angefahrenes Gaskraftwerk.
Christoph Maurer vom Aachener Thinktank Consentec bestätigt das in der WirtschaftsWoche: „Es gibt sicher ein Überdeckungspotenzial von Batterien und Gaskraftwerken auch in der Dunkelflaute.“
Damit ist die Kostenlogik klar: Ein Kapazitätsmarkt mit Batterien wäre günstiger als einer ohne. Eine Studie von Epico kommt zum Ergebnis, dass fünf Gigawatt Gaskraftwerke ausreichen, um bis 2035 keine Versorgungslücke zu haben. Der Entwurf reserviert neun Gigawatt allein für die Langzeitausschreibung. Hinzu kommt: Für Batteriespeicher stehen private Investoren Schlange. Sie brauchen keine staatliche Subvention.
Die Förderung über den Kapazitätsmarkt fließt also in eine Technologie, die teurer ist, weniger flexibel ist und ohne Förderung nicht gebaut würde, während eine Technologie, die ohne staatliches Geld auskäme, durch Vorgaben ausgeschlossen wird.
Was bedeutet das für Verbraucher und Industrie?
Wer einen Kapazitätsmarkt finanziert, zahlt die Kosten am Ende über die Strompreise. Die Bundesregierung plant ab 2031 eine entsprechende Umlage. Höhere Backup-Kosten als nötig bedeuten höhere Strompreise als nötig. Eine Größenordnung lässt sich aus der Differenz zwischen Gaskraftwerksbau und Batteriespeicherbau abschätzen In der konkreten Anwendung als Reserve hängt der Vergleich von der gewünschten Bereitstellungsdauer ab. Für die häufigen kürzeren Engpässe sind Batterien deutlich günstiger.
Für die deutsche Industrie ist die Botschaft zweifach. Erstens: Die heimischen Hersteller von Großbatteriespeichern, die aktuell mit Milliardeninvestitionen einen Markt aufbauen, finden in den ersten neun Gigawatt keinen Absatzkanal. Christoph Ostermann von Green Flexibility hat angekündigt, eine Milliarde Euro in deutsche Batteriespeicher zu investieren. Solche Vorhaben rechnen sich, wenn ein staatlicher Kapazitätsmarkt das Geschäftsmodell stabilisiert, nicht wenn er es ausschließt.
Zweitens: Die etablierten Energieversorger mit Gaskraftwerks-Pipeline, EnBW, RWE und Uniper, finden im Entwurf einen Investitionsrahmen, der ihre bestehenden Geschäftsmodelle absichert.
Was am 1. September wirklich entschieden wird
Der erste Gebotstermin am 1. September 2026 ist nicht nur der Auftakt eines neuen Marktes. Er ist eine Weichenstellung für die nächsten 15 Jahre. Was dort vergeben wird, prägt die deutsche Reservestruktur bis 2041. Die zwei zusätzlichen Gigawatt für 2027, bei denen auch Speicher zum Zug kommen sollen, ändern an der Grundstruktur wenig. Der Anteil der Batterien an den ersten elf Gigawatt liegt im einstelligen Prozentbereich.
Bernd Weber von Epico verweist auf Belgien als Vorbild: Im selben Zeitraum, in dem Deutschland noch über die Ausschreibungen verhandelt, hat das Nachbarland einen technologieneutralen Kapazitätsmarkt aufgebaut. Auch in Großbritannien, Polen oder Irland sind Batteriespeicher Teil der Kapazitätsmärkte. Sie liefern dort genau das, was sie liefern können: schnelle, günstige, modulare Reserve.
Die Verbände-Anhörung zum StromVKG-Entwurf läuft. Bis zur Kabinettsentscheidung kann sich am Text noch einiges ändern. Bundesnetzagentur, Bundesverband Energiespeicher Systeme und die Solarbranche haben bereits angekündigt, die drei kritischen Paragraphen anzugreifen. Ob ihre Argumente Gehör finden, entscheidet darüber, ob der Kapazitätsmarkt zu Beginn als breite Plattform für Versorgungssicherheit funktioniert oder als Förderprogramm für eine einzige Technologie startet.
StromVKG zwischen Versorgungssicherheit und Marktzugang
Der Referentenentwurf des Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetzes löst ein echtes Problem. Deutschland braucht regelbare Reserve für lange Mangelphasen, und ohne Investitionsrahmen wird sie nicht gebaut. Insofern ist das Gesetz überfällig und ein Fortschritt gegenüber dem jahrelangen Schwebezustand. Gleichzeitig zeigt der Text, wie stark die Hand der Gaskraftwerksbetreiber das Design geprägt hat. Drei Paragraphen sortieren in der ersten Runde fast alle Alternativen aus.
Im weiteren Verfahren wird sich zeigen, ob aus dem Entwurf ein Gesetz wird, das Versorgungssicherheit zu möglichst geringen Kosten sichert, oder eines, das Versorgungssicherheit zum Schutz bestehender Geschäftsmodelle umwidmet. Beides ist möglich. Die technische Diskussion um die Zehn-Stunden-Regel, die Resilienzanforderung und die Pool-Vorgaben ist eröffnet. Sie lohnt sich, weil sie über mehr als 15 Jahre nachwirkt.
Martin Ulrich Jendrischik, Jahrgang 1977, beschäftigt sich seit 20 Jahren als Journalist und Kommunikationsberater mit sauberen Technologien. 2009 gründete er Cleanthinking.de – Sauber in die Zukunft. Im Zentrum steht die Frage, wie Cleantech dazu beitragen kann, das Klimaproblem zu lösen. Die oft als sozial-ökologische Wandelprozesse beschriebenen Veränderungen begleitet der Autor und Diplom-Kaufmann Jendrischik intensiv. Als „Clean Planet Advocat“ bringt sich der gebürtige Heidelberger nicht nur in sozialen Netzwerken wie Linkedin und Facebook über die Cleanthinking-Kanäle ein.