Kapazitaetsmarkt statt Energy Only

Das deutsche Stromsystem befindet sich in einem grundlegenden Umbruch. Mit dem vollzogenen Kernenergieausstieg und dem schrittweisen Ende der Kohleverstromung sind die konventionellen Erzeugungsreserven nahezu aufgebraucht. Zugleich soll der Anteil erneuerbarer Energien bis 2030 auf 80 Prozent des Stromverbrauchs steigen.

Vor diesem Hintergrund hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie den Referentenentwurf für das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) erarbeitet, dessen Bearbeitungsstand auf den 20. April 2026 datiert ist und der kurz darauf öffentlich bekannt wurde. Der Entwurf überführt die Grundsatzeinigung der Bundesregierung mit der EU‑Kommission vom 15. Januar 2026 in ein operatives Regelwerk. Er befindet sich derzeit in der Ressortabstimmung; der weitere parlamentarische Prozess – Kabinettsbeschluss, Bundestags‑ und Bundesratsverfahren – steht noch bevor. Zugleich steht der gesamte Mechanismus unter einem beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt der Europäischen Kommission.

Im Kern vergütet der vorgesehene Kapazitätsmarkt nicht mehr nur tatsächlich erzeugte Kilowattstunden, sondern die Bereithaltung von Leistung in Megawatt – unabhängig davon, ob das System tatsächlich unter Knappheitsdruck steht. Der Erbringungszeitraum beginnt am 1. November 2031 und endet am 31. Oktober 2032. Klimapolitisch ist der Entwurf auf das Ziel der Klimaneutralität bis 2045 ausgerichtet: Kapazitätsverpflichtete mit 15‑jährigem Verpflichtungszeitraum sind gehalten, ihre Anlage nach dem 31. Dezember 2045 klimaneutral zu betreiben. Neue Kraftwerke, die gasförmige Brennstoffe als Hauptenergieträger einsetzen, müssen so geplant und gebaut werden, dass ein vollständiger Betrieb mit Wasserstoff erreicht werden kann.

I. Die drei Ausschreibungsstränge

Konzeptionell arbeitet der Entwurf mit drei Ausschreibungssträngen:

1. Langzeitkapazitäten adressieren Erzeugungsanlagen, die mindestens zehn Stunden unterbrechungsfrei Strom in Höhe ihrer installierten Leistung erzeugen können. Die Gebotstermine liegen am 1. September und am 8. Dezember 2026 mit jeweils 4,5 GW Ausschreibungsvolumen. Nicht vergebene Restmengen werden in einen dritten Termin übertragen.
2. Erzeugungskapazitäten haben ihren Gebotstermin am 18. Mai 2027 bei einem Volumen von 2 GW. Auch hier ist ein 15‑jähriger Verpflichtungszeitraum vorgesehen, das Langzeitkriterium der zehnstündigen Erzeugung entfällt jedoch.
3. Technologieoffene Kapazitäten stehen sowohl Erzeugungsanlagen als auch regelbaren Lasten offen. Die Gebotstermine sind der 1. Oktober 2027 (75 Prozent des Bedarfs) und der 1. Oktober 2029 (100 Prozent des Bedarfs).

Das Ausschreibungsvolumen wird von der Bundesnetzagentur (BNetzA) in der Regel auf Grundlage des jeweils jüngsten deutschen Versorgungssicherheitsmonitorings ermittelt. Vom Gesamtbedarf werden verschiedene Posten abgezogen – etwa Kapazitäten, die die CO₂‑Grenzwerte nicht einhalten, bereits anderweitig geförderte Kapazitäten und grenzüberschreitende Eintrittskapazitäten.

II. Wer darf mitmachen?

Jede gebotsgegenständliche Anlage muss mindestens eine reduzierte Leistung von einem Megawatt aufweisen. Die reduzierte Leistung ergibt sich aus der gebotenen nominalen Leistung multipliziert mit einem technologie‑ und laufzeitabhängigen Reduktionsfaktor, der den unterschiedlichen Beitrag zur Versorgungssicherheit abbildet. Für die Auktionen 2027 und 2029 ermittelt die BNetzA diese Faktoren auf Basis eines wahrscheinlichkeitsbasierten Versorgungssicherheitsmodells, das für verschiedene Technologieklassen und Szenarien berechnet, welchen Beitrag eine Anlage in Knappheitsstunden statistisch leistet. Für die Langzeitauktionen 2026 werden feste Reduktionsfaktoren unmittelbar im Gesetz vorgegeben.

Jede Anlage muss spätestens zu Beginn des Verpflichtungszeitraums über einen Netzanschluss mindestens in Höhe der gebotenen nominalen Leistung verfügen. Zudem dürfen Anlagen nicht mehr als 550 g CO₂/kWh emittieren. Dieser Grenzwert orientiert sich an Art. 22 Abs. 4 der Verordnung (EU) 2019/943 und schließt konventionelle Kohlekraftwerke faktisch aus, während Erdgaskraftwerke den Wert deutlich unterschreiten. Ergänzend gilt ein Doppelförderungsverbot: Anlagen mit EEG‑, KWKG‑ oder vergleichbarer Förderung sind ausgeschlossen.

III. Ein Jahr, sieben oder fünfzehn: Verpflichtungsdauern und Investitionsschwellen

Der Entwurf unterscheidet drei Verpflichtungsdauern: ein Jahr, sieben Jahre und 15 Jahre. In den Langzeit‑ und Erzeugungskapazitätsausschreibungen sind ausschließlich 15 Jahre vorgesehen, in den technologieoffenen Auktionen alle drei Varianten.

Wer sich länger als ein Jahr bindet, muss Mindestinvestitionsschwellen erfüllen: 201.000 Euro je rMW bei sieben Jahren und 431.000 Euro je rMW bei 15 Jahren. Anrechenbar sind ausschließlich einmalige, kapazitätsschaffende Investitionen in die physische Errichtung oder Erweiterung zusätzlicher Kapazitäten.

An 15‑jährige Verpflichtungen knüpfen sich weitere Anforderungen: Endprodukt und mindestens 50 Prozent der wesentlichen Bauteile müssen im Europäischen Wirtschaftsraum gefertigt werden. Für Erzeugungsanlagen, die an die Hoch‑ oder Höchstspannung angeschlossen sind oder mindestens 10 MW installierte Leistung haben, wird außerdem die Fähigkeit zur Bereitstellung von Momentanreserve vorgeschrieben. Zudem müssen Kraftwerke mit 15‑Jahres‑Verpflichtung wasserstofffähig sein.

IV. Gaskraftwerk first?

Die Kombination der Anforderungen – 15‑jähriger Verpflichtungszeitraum, Standortkriterien, Emissionsgrenzwert, Langzeitkriterium und H₂‑Readiness – führt dazu, dass der Langzeitstrang in der Praxis vor allem den Neubau von Gaskraftwerken adressiert.

Teilnahmeberechtigt sind dabei Erzeugungsanlagen, die bestimmte Standortkriterien erfüllen. Die Standortanforderungen sollen verhindern, dass die Förderung dazu genutzt wird, ein bestehendes Gaskraftwerk stillzulegen und am selben Standort unter Verwendung der Kapazitätsvergütung ein Ersatzkraftwerk zu errichten, da diesfalls lediglich bestehende Kapazität substituiert, nicht aber zusätzliche geschaffen würde. Zulässig sind daher Standorte, an denen in den fünf Jahren vor dem Gebotstermin Gas nicht Hauptenergieträger war, Standorte systemrelevanter Altanlagen mit angezeigter Stilllegung, Konstellationen mit parallelem Weiterbetrieb bestehender Anlagen sowie Erweiterungen gegenüber dem 31. Dezember 2025. Formal sind diese Vorgaben technologieneutral; in Verbindung mit dem Emissionsgrenzwert und der Pflicht zur Wasserstofffähigkeit konzentriert sich der Zubau aber faktisch auf moderne Gas‑ und Wasserstoffkraftwerke.

An den Langzeitausschreibungen können ausschließlich Erzeugungsanlagen – also Kraftwerke und Stromspeicher – teilnehmen, nicht jedoch regelbare Lasten. Für Anlagen energiebegrenzter Technologieklassen, also insbesondere Stromspeicher, gilt die zehnstündige Einspeiseanforderung in verschärfter Form: Diese Anlagen müssen die volle Einspeisefähigkeit über zehn Stunden jederzeit nach spätestens einer Stunde Regeneration erneut herstellen können. Konkret bedeutet das: Ein Speicher müsste nach nur einer Stunde Nachladen wieder für zehn Stunden volle Leistung liefern – er müsste also seinen gesamten Energieinhalt in nur einer Stunde wieder aufladen können. Für stationäre Großspeicher ist ein solches Verhältnis zwischen Lade‑ und Entladedauer technisch wie wirtschaftlich kaum realisierbar. Realistischer erscheinen Speichereinsätze daher in der Erzeugungskapazitätsauktion 2027, in der das Langzeitkriterium nicht gilt, und in den technologieoffenen Auktionen ab 2027.

V. Pay-as-bid, Südbonus und Gebotsmechanik

Für die technologieoffenen Ausschreibungen errichten die Übertragungsnetzbetreiber bis zum 1. März 2027 eine gemeinsame Plattform. Bieter, die an diesen Ausschreibungen teilnehmen möchten, müssen vorab ein Präqualifikationsverfahren durchlaufen, in dem wesentliche Informationen zum Bieter sowie zu den technischen Eigenschaften der Anlagen erfasst und verifiziert werden. Die Präqualifikation bestätigt, dass ein Anbieter grundsätzlich die Voraussetzungen für die Teilnahme und die spätere Leistungserbringung erfüllt. New‑Build‑Projekte können mit einer vorläufigen Präqualifikation starten und die endgültigen Nachweise bis zum Beginn des Verpflichtungszeitraums nachreichen. Für Langzeit‑ und Erzeugungskapazitäten entfällt eine Präqualifikation vor Gebotsabgabe – stattdessen muss das Gebot selbst die erforderlichen Angaben und Eigenerklärungen enthalten.

Die Zuschlagserteilung folgt dem bekannten Prinzip pay‑as‑bid: Jeder erfolgreiche Bieter erhält als Vergütung den individuellen Preis, den er geboten hat. Die BNetzA sortiert die zulässigen Gebote aufsteigend nach dem Gebotswert und erteilt Zuschläge in dieser Reihenfolge, bis das Ausschreibungsvolumen ausgeschöpft oder erstmals überschritten ist. Bei gleichem Gebotswert erhalten Gebote mit kleinerer reduzierter Leistung den Vorzug – eine Regelung, die kleine und mittlere Unternehmen begünstigt. Gebote oberhalb der Zuschlagsgrenze gehen leer aus; der individuelle Gebotswert bestimmt zugleich die spätere Kapazitätsvergütung. Die Anfechtung eines Zuschlags durch Dritte ist ausdrücklich ausgeschlossen. Beschwerden gegen Zuschlagsentscheidungen sind nur begründet, wenn der gerügte Rechtsfehler kausal für den fehlenden Zuschlag war.

Innerhalb des Gebotsverfahrens für Langzeitkapazitäten sieht der Entwurf einen besonderen Anreiz für Standorte im „netztechnischen Süden“ vor, der Baden‑Württemberg, Bayern, Hessen, Nordrhein‑Westfalen, Rheinland‑Pfalz und Saarland umfasst. Für Kraftwerke an diesen Standorten wird bei der Gebotsreihung ein Abzug von 16.000 Euro/rMW/a vom Gebotswert vorgenommen, wodurch ihre Gebote im Wettbewerb rechnerisch günstiger gestellt werden. Dieser Abzug gilt im ersten Gebotstermin für bis zu zwei Drittel des Ausschreibungsvolumens und wird im zweiten Termin unter Berücksichtigung der bereits bezuschlagten Südkapazitäten fortgeführt. Die Vergütung selbst wird dadurch nicht beeinflusst – es handelt sich um ein reines Reihungsinstrument.

VI. Bereitstehen oder zahlen: Verfügbarkeitsverpflichtung und internes Verrechnungssystem

Kapazitätsverpflichtete müssen ihre gebotene nominale Leistung während des gesamten Verpflichtungszeitraums verfügbar halten. Die Überprüfung erfolgt anhand sogenannter Hochpreisviertelstunden: Das sind Viertelstunden, in denen der Day‑Ahead‑Spotmarktpreis den tagesaktuell nach Anlage 7 des Entwurfs (Formel zur Berechnung des Ausübungspreises für den Preisspitzenausgleich) berechneten Ausübungspreis zuzüglich eines gesetzlich festgelegten Abstandswerts übersteigt. Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen täglich bis 14 Uhr für den Folgetag, welche Viertelstunden als Hochpreisviertelstunden gelten. Für jede zweiwöchige Abrechnungsperiode wird ein Verfügbarkeitsindikator ermittelt, der die tatsächlich erbrachte Energiemenge ins Verhältnis zur geschuldeten Sollenergiemenge setzt.

Fehlmengen und Überschussmengen werden intern verrechnet – das System funktioniert als impliziter Sekundärmarkt: Kapazitätsverpflichtete mit Fehlmengen leisten Ausgleichszahlungen, Anbieter mit Überschussmengen erhalten Ausgleichsprämien. Dabei wird für jede Abrechnungsperiode ein Verrechnungspreis bestimmt, der bei ausreichender Gesamtsumme an Überschussmengen null beträgt und nur dann positiv ist, wenn die Summe der Verfügbarkeitsfehlmengen die Summe der Überschussmengen übersteigt; in diesem Fall begrenzt ein „Stop‑Loss“ die maximale Jahresbelastung im Verhältnis zur Kapazitätsvergütung. Zusätzlich muss jede Anlage einmal jährlich einen Funktionsnachweis erbringen. Wird dieser nicht erbracht, gilt die nachgewiesene reduzierte Leistung als null.

VII. Erlösabschöpfung als Systemanker

Alle Kapazitätsverpflichteten müssen in jeder Viertelstunde, in der der Spotmarktpreis den Ausübungspreis übersteigt, die Differenz multipliziert mit ihrer reduzierten Leistung an den Übertragungsnetzbetreiber zahlen – unabhängig davon, ob sie tatsächlich Strom erzeugen. Der Ausübungspreis basiert auf den variablen Kosten einer offenen Gasturbine (OCGT) und wird tagesaktuell nach Anlage 7 des Entwurfs berechnet. Der Preisspitzenausgleich erfüllt mehrere Funktionen: Er dient erstens der beihilferechtlich vorgesehenen Erlösabschöpfung in Zeiten unerwartet hoher Strompreise. Zweitens setzt er zusätzliche finanzielle Anreize, bezuschlagte Anlagen stets betriebsbereit zu halten, da Kapazitätsverpflichtete die Zahlungspflicht nur durch eigene Stromvermarktung kompensieren können. Drittens begrenzt er Marktmachtpotenziale, weil eine gezielte Kapazitätszurückhaltung oberhalb des Ausübungspreises keine Monopolerlöse mehr abwirft. Viertens entlastet er indirekt die Stromkunden, da die abgeführten Erlöse dem System zugutekommen.

Für Speicher, deren Geschäftsmodell auf der Arbitrage von Preisunterschieden beruht, stellt sich die Lage anders dar als für Kraftwerke: Eine OCGT‑basierte Parametrisierung kann dazu führen, dass Erlöse abgeschöpft werden, die Speicher in dieser Form gar nicht erzielen.

VIII. Umlage, Reduktionsfaktoren, Kapazitätsmarkt 2032: Was noch offen ist

Einige zentrale Aspekte werden vom vorliegenden Referentenentwurf bewusst noch nicht abschließend geregelt. Das betrifft insbesondere drei Bereiche:

• Erstens das Umlageverfahren, über das die Kosten des Kapazitätsmarktes finanziert werden sollen. Der Entwurf sieht vor, dass das für 2027 geplante Gesetz zum Kapazitätsmarkt ab 2032 die Einführung einer Umlage regelt, die dann auch den Kapazitätsmarkt für 2031 mitfinanzieren wird – die Rahmenbedingungen müssen allerdings noch mit der Europäischen Kommission festgelegt werden.
• Zweitens das umfassende Kapazitätsmarktmodell ab 2032, das sich an den hier geregelten Mechanismus für das Zieljahr 2031 anschließen und 2027 gesetzlich geregelt werden soll.
• Drittens stehen die konkreten Reduktionsfaktoren für die Langzeitausschreibungen noch nicht fest – in Anlage 4 des Entwurfs sind die Werte bislang als Platzhalter ausgewiesen, da die für die reguläre Berechnung nach Anlage 3 erforderlichen Versorgungssicherheitsmodelle noch nicht in der notwendigen Form ausgestaltet sind. Diese offenen Punkte werden den politischen und regulatorischen Prozess in den kommenden Monaten maßgeblich prägen.

IX. Stimmen aus der Branche: Zwischen Aufbruchssignal und Fundamentalkritik

Der Referentenentwurf hat unmittelbar nach Bekanntwerden ein breites und kontrastreiches Echo ausgelöst.

Grundsätzliche Zustimmung kommt aus dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae bezeichnete den Entwurf als „wichtiges Signal für den Wirtschaftsstandort Deutschland" und begrüßte die zeitnahen Ausschreibungen für H₂-ready-Gaskraftwerke. Der BDEW kritisiert allerdings, dass die Kriterien für den späteren Wasserstoffumstieg erst nach den ersten beiden Auktionen konkretisiert werden sollen; dies verzögere „den Neustart eines Wasserstoffmarktes in Deutschland".

Deutlich kritischer fällt die Bewertung bei Stadtwerken und neuen Marktteilnehmern aus. VKU-Hauptgeschäftsführer Ingbert Liebing warnte, die Warnungen des Bundeskartellamts vor übermäßiger Marktkonzentration blieben „offensichtlich unberücksichtigt"; der Ausschluss bestehender Standorte und von Gasmotoren diskriminiere dezentrale und kommunale Projekte „massiv". Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE) monierte, das StromVKG habe „mit einem wettbewerblichen Marktdesign wenig zu tun" – statt Technologieoffenheit gebe es „194 detaillierte staatliche Vorgaben".

Der Bundesverband Energiespeicher (BVES) ordnet den Mechanismus als „Fördermodell für Gaskraftwerke" ein, nicht als technologieoffenen Kapazitätsmarkt, und hält den OCGT-basierten Abschöpfungsmechanismus für Speicher für „vollkommen ungeeignet". Umweltverbände kritisieren den Entwurf als „massives fossiles Subventionsprogramm" und fordern eine grundlegende Überarbeitung. Der ostdeutsche Kraftwerksbetreiber Leag bemängelt zudem die regionale Schieflage durch den Südbonus. Unterstützung kommt dagegen aus Bayern: Wirtschaftsminister Aiwanger begrüßt die Ausschreibungen als Beitrag zur Versorgungssicherheit industrieller Regionen.

X. Strategische Optionen für Marktteilnehmer

Der StromVKG‑Entwurf ergänzt das bestehende Energy‑Only‑Marktdesign um einen Kapazitätsmechanismus, der Investitionen in steuerbare Leistung über langfristige Vergütungszusagen absichert. Für Gas‑ und H₂‑fähige Kraftwerke eröffnen die Langzeitauktionen 2026 Refinanzierungsmöglichkeiten. Für Speicher und andere energiebegrenzte Technologien verlagert sich die Perspektive auf die technologieoffenen Auktionen ab 2027.

Unternehmen, die eine Teilnahme erwägen, sollten frühzeitig die Weichen stellen. Im Vordergrund steht die Sicherung geeigneter Standorte – insbesondere im netztechnischen Süden, wo das Gebotsverfahren einen rechnerischen Vorteil vorsieht. Parallel empfiehlt sich die Vorbereitung von Netzanschlüssen, da eine verbindliche Anschlusszusage bereits bei Gebotsabgabe vorliegen muss. Ebenso sollten Präqualifikationsunterlagen konsolidiert und die technischen Spezifikationen um H₂‑Readiness, Resilienzanforderungen sowie die Fähigkeit zur Bereitstellung von Momentanreserve ergänzt werden. Schließlich lohnt eine frühzeitige regulatorische Begleitung des Prozesses, da sich die Anforderungen an Eigenerklärungen, Investitionsnachweise und Standortkriterien je nach Ausschreibungsstrang erheblich unterscheiden. Taylor Wessing begleitet diesen Prozess rechtlich von Anfang an – von der strategischen Standortwahl über die Präqualifikation bis zur laufenden Compliance im Kapazitätsmarkt.