StromVKG: Einführung eines Kapazitätsmarkts und Implikationen für die Erzeugungsseite
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Der Bundestag hat am 9. Juli 2026 das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) verabschiedet. Damit wird erstmals ein Kapazitätsmarkt in Deutschland eingeführt – mit weitreichenden Folgen für Kraftwerksbetreiber und Investoren.
Die Energiewende verändert das deutsche Stromsystem grundlegend: Während der Anteil erneuerbarer Energien stetig wächst und bis 2030 80 % erreichen soll, geht die gesicherte konventionelle Erzeugung infolge des Kohle und Atomausstiegs zurück. In der Folge steigt der Bedarf an zusätzlicher gesicherter Leistung. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) schätzt den zusätzlichen Bedarf bis 2035 auf zwischen 12,5 GW und 25,6 GW. Gleichzeitig zeigt sich Zurückhaltung bei Investoren, da sich kapitalintensive Anlagen bei geringeren Einsatzstunden bisher kaum wirtschaftlich betreiben lassen. Vor diesem Hintergrund sieht das Gesetz die Einführung eines Kapazitätsmarkts in Deutschland vor. Ziel ist es, Investitionen in gesicherte Leistung anzureizen und die Versorgungssicherheit langfristig zu gewährleisten.
Ausgestaltung des Kapazitätsmarkts
Der beschlossene Kapazitätsmarkt soll den bestehenden Energy Only Markt ergänzen, in dem – unabhängig vom Handel produzierter Strommengen – auch die Bereitstellung gesicherter Leistung im Rahmen von Ausschreibungen vergütet wird. Die Ausschreibungen sind zunächst auf das Zieljahr 2031 ausgerichtet, welches den Erbringungszeitraum vom 1. November 2031 bis 31. Oktober 2032 umfasst. Betreiber teilnehmender Kapazitäten können dennoch bereits im Rahmen der anstehenden Ausschreibungen – über das Zieljahr hinaus – einen Zuschlag für insgesamt bis zu 15 Jahre erhalten.
Ab 2032 soll sich ein umfassender Kapazitätsmarkt anschließen, dessen gesetzliche Ausgestaltung ab dem Jahr 2027 erfolgen soll. Erst in diesem Zusammenhang werden die umlagebasierte Finanzierung des Kapazitätsjahres 2031 geregelt.
Zentrales regulatorisches Element des Kapazitätsmarkts nach dem StromVKG ist die Bestimmung der reduzierten Leistung. Bieter können nicht die gesamte installierte (Nenn-) Leistung ihrer Anlage anbieten, sondern nur einen reduzierten Leistungswert, der aufgrund technologiespezifischer Reduktionsfaktoren ermittelt wird. Hierdurch soll der tatsächliche, planbare Beitrag der Anlage zur Versorgungssicherheit ermittelt werden und Gebote verschiedener Technologieklassen vergleichbar gemacht werden. So wird beispielsweise die höhere Verfügbarkeit eines Kraftwerks, welches abgesehen von technischen Nichtverfügbarkeiten keine zeitlichen Einsatzrestriktionen hat, gegenüber einem Batteriespeicher, der nach voller Entleerung erst wieder aufgeladen werden muss, berücksichtigt.
Kapazität wird in unterschiedlichen Ausschreibungen nachgefragt
Das Gesetz sieht mehrere Ausschreibungen vor, die sich hinsichtlich der Teilnahmevoraussetzungen und der konkreten Ausgestaltung unterscheiden. Den Auftakt bilden zwei Ausschreibungen am 8. September und am 29. Dezember 2026 für über längere Zeit einspeisefähige Kapazitäten, den Langfristkapazitäten. Das Ausschreibungsvolumen beträgt jeweils 4,5 GW. Wird das Volumen der ersten Runde nicht vollständig vergeben, erhöht sich das Volumen der zweiten Ausschreibung entsprechend. Der Verpflichtungszeitraum beträgt einheitlich 15 Jahre.
Die beiden Ausschreibungen richten sich ausschließlich an neu geschaffene Kapazitäten, die das Langzeiterfordernis erfüllen. Die Anlagen müssen in der Lage sein, während einer 10-Stunden-Periode 80 Prozent der installierten Leistung – im Fall von Anlagenpools bei einer Gesamtbetrachtung sämtlicher Anlagen – einzuspeisen und nach drei Stunden (wieder) einsatzbereit sein. Welche Anlagentypen diese Anforderungen erfüllen können, ist im Einzelfall zu prüfen.
Für Langzeitkapazitäten gelten zudem Resilienzanforderungen: Die wichtigsten Bauteile des Kraftwerks müssen aus Staaten der Europäischen Union stammen – alternativ aus Drittstaaten mit einem EU-Freihandelsabkommen bzw. einer Zollunion. Ferner sieht das StromVKG für Langzeitkapazitäten einen regionalen Steuerungsmechanismus im Zuschlagsverfahren vor, wonach Anlagen im netztechnischen Süden durch eine Absenkung des Gebotswerts um 16.000 EUR je Megawatt reduzierter Leistung pro Jahr begünstigt (Euro/rMW/a) werden. Dieser sog. Südbonus greift allerdings erst, nachdem sich Standorte im Norden bereits für ein Drittel des Ausschreibungsvolumens durchgesetzt haben.
Im Jahr 2027 folgt eine Ausschreibung für Erzeugungskapazitäten in einem Umfang von 2 GW und ebenfalls 15 jährigem Verpflichtungszeitraum. Ergänzend sind für 2027 und 2029 technologieoffene Ausschreibungen für Kapazitäten geplant, die Erzeugungsanlagen und regelbare Lasten umfassen und deren Ausschreibungsvolumen sich nach dem Gesamtbedarf an Kapazitäten richtet. Es können Gebote für die Verpflichtungszeiträume von einem, sieben und 15 Jahren abgegeben werden. Für längere Verpflichtungszeiträume gelten dabei Mindestinvestitionsschwellen: Ab einer Laufzeit von sieben Jahren müssen Investitionen von mindestens 201.000 Euro/rMW nachgewiesen werden, bei einer Laufzeit von 15 Jahren mindestens 431.000 Euro/rMW.
Teilnahmevoraussetzungen
Die Teilnahme an den Ausschreibungen setzt u.a. eine Mindestleistung von 1 MW, einen gesicherten Netzanschluss, die Einhaltung des Emissionsgrenzwerts von 550 g CO₂/kWh voraus. Des Weiteren ist eine Präqualifizierung vorgesehen, in deren Rahmen wesentliche Angaben zum Bieter sowie zu den technischen Eigenschaften der Anlagen erfasst und verifiziert werden. Die Übertragungsnetzbetreiber richten für die Durchführung der Präqualifizierung 2027 eine gemeinsame Internetplattform ein. In bestimmten Fällen ist eine vorläufige Präqualifizierung möglich, bei welcher Angaben und Eigenerklärungen im Rahmen der Gebotsabgabe ausreichend sind.
Eine parallele Förderung nach dem StromVKG zusammen mit dem EEG oder dem KWKG ist nicht möglich. Kraftwerksstandorte, an denen fünf Jahre vor dem Gebotstermin Stromerzeugungsanlagen mit gasförmigen Brennstoffen betrieben wurden, können u.U. von der Teilnahme an den Ausschreibungen für Langfristkapazitäten und Erzeugungskapazitäten ausgeschlossen sein.
Der Zuschlag in den Ausschreibungen erfolgt nach dem Prinzip Pay as bid, so dass erfolgreiche Bieter jeweils (nur) die von ihnen gebotene Vergütung erhalten und kein Clearing-Preis bestimmt wird. In ihrem Gebot müssen die Bieter die reduzierte Leistung angeben. Diese berechnet sich aus der nominalen Leistung multipliziert mit einem technologiespezifischen Reduktionsfaktor. Für Langzeit und Erzeugungskapazitäten liegt der gesetzliche Höchstwert bei 244.000 Euro je MWrL und Jahr.
Betrieb der bezuschlagten Anlagen
Das Gesetz enthält Anforderungen an die Verfügbarkeit der Anlagen in Knappheitssituationen nebst jährlichen Funktionsnachweisen. Es gelten verschiedene Pönalen bei Nichterfüllung der Vorgaben. Außerdem muss der Bieter Sicherheitsleistungen entrichten. Hinzu kommt ein Preisspitzenausgleich, durch den Erlöse in Hochpreisphasen teilweise abgeschöpft werden. Zudem gilt für neue gasbasierte Anlagen die Verpflichtung zur Wasserstofffähigkeit sowie eine Dekarbonisierungsvorgabe mit klimaneutralem Betrieb ab 2045. Ergänzend sind Anreize zur Umstellung von Gaskraftwerken bereits vor 2045 auf Wasserstoff geplant.
Ferner kann unter bestimmten Voraussetzungen auch eine grenzüberschreitende Teilnahme erfolgen. Das Gesetz ermöglicht außerdem die Bündelung mehrerer Anlagen in Anlagenpools. Diese müssen u. a. derselben Regelzone angehören, an das Netz der allgemeinen Versorgung angeschlossen sein und einheitlich durch einen Bieter als Aggregator vertreten werden.
Strategische Implikationen und Ausblick
Die beihilferechtliche Genehmigung durch die Europäische Kommission steht noch aus. Gleichwohl empfiehlt sich eine frühzeitige Auseinandersetzung mit den Rahmenbedingungen gerade für potentielle Investoren und Bieter. Diese sollten bereits jetzt prüfen, welche Ausschreibungssegmente in Betracht kommen und ob die technischen und regulatorischen Voraussetzungen erfüllt werden können.
Das Gesetz wirft aber auch für die Betreiber von Bestandskraftwerken vielfältige rechtliche und wirtschaftliche Fragen auf. Ausschreibungsdesign, Förderregime und wirtschaftliche Auswirkungen sind im Einzelfall zu analysieren. Welches Förderregime kann in Zukunft in Anspruch genommen werden? Wie wirken sich geplante Anlagenmodernisierungen aus? Welche Auswirkungen hat der Kapazitätsmarkt auf die Strompreise und die Ertragssituation? Welche Konsequenzen ergeben sich für langfristige Stromlieferverträge (z. B. PPAs), auch im Hinblick auf die Erlöse bzw. Umlagefinanzierung des Kapazitätsmarkts? Hierbei sollten auch alternative Förderungen z.B. durch das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, sofern eine Verlängerung erfolgt, bewertet werden.
Für einen Austausch zu diesen und den weiteren sich aus dem StromVKG ergebenden Fragestellungen stehen wir Ihnen gerne zur Verfügung.
Ansprechpartner
Matthias Stephan
