I. Einleitung

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) hat den Gesetzgebungsprozess für das Gesetz zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten (StromVKG) eingeleitet, das als entscheidender Baustein der Umsetzung der Kraftwerksstrategie der Bundesregierung gilt. Nachdem zunächst ein unverbindlicher Entwurf des StromVKG vom 20. April 2026 im Rahmen der Ressortabstimmung geleakt wurde, wurde am 27. April 2026 eine neue, leicht geänderte Form des Entwurfs veröffentlicht. Diese aktualisierte Version wurde zur Anhörung an die Länder und Verbände weitergegeben.

Der Entwurf ist weiterhin Änderungen unterworfen, insbesondere während der Kabinetts-, Parlaments- und EU-Beihilfeverfahren. Die grundlegende Struktur, einschließlich Ausschreibungsvolumina, Zeitrahmen, Verpflichtungsfristen und Vergütung, wird sich jedoch voraussichtlich nicht wesentlich ändern. Das StromVKG ist als erster Baustein des allgemeinen Kapazitätsmarktes nach 2032 konzipiert.

II. Was wird ausgeschrieben – und wann

Das StromVKG sieht drei Ausschreibungssegmente mit unterschiedlichen Zeitrahmen und Zulassungsvoraussetzungen vor:

• Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten: Die erste Runde ist für den 1. September 2026 geplant, die zweite Runde für den 8. Dezember 2026. Jede Runde wird 4,5 GW reduzierte Leistung (rMW) ausschreiben, wobei die Kapazitäten aus der ersten Runde in die zweite Runde übernommen werden, falls die erste Runde unterzeichnet wird.
• Ausschreibungen für Erzeugungskapazitäten: Für den 18. Mai 2027 ist eine einzelne Ausschreibung mit 2 GW vorgesehen.
• Allgemeine Kapazitätsausschreibungen: Die erste Runde ist für den 1. Oktober 2027 geplant, die zweite Runde für den 1. Oktober 2029. Im Jahr 2027 werden 75 % des festgelegten Ausschreibungsvolumens für den jeweiligen Zeitraum ausgeschrieben, das Volumen wird im Jahr 2029 auf 100 % erhöht.

Von diesen drei Segmenten sind die Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten die wirtschaftlich bedeutendsten, weshalb sich die folgende Analyse ausschließlich auf diese Ausschreibungen konzentriert.

III. Zulassungsvoraussetzungen und Ausschreibungsprozess für Langzeitkapazitäten

Potenzielle Bieter sollten so früh wie möglich mit den Vorbereitungen beginnen, wenn sie an der bevorstehenden Auktion teilnehmen möchten. Die Anlagen müssen eine Vielzahl von Zulassungskriterien erfüllen, die nachfolgend zusammengefasst sind.

1. 1. Technische und umweltbezogene Anforderungen

Um teilnahmeberechtigt zu sein, müssen Anlagen technisch in der Lage sein, kontinuierlich mindestens zehn Stunden hintereinander Leistung zu erbringen. Energiespeichertechnologien und andere energiebegrenzte Technologien müssen diese Anforderung innerhalb von maximal einer Stunde erfüllen können.

Bieter müssen außerdem bestätigen, dass ihre Anlage nicht mehr als 550 g CO₂/kWh aus fossilen Brennstoffen emittiert. Für Gaskraftwerke, die Erdgas als Hauptbrennstoff verwenden, ist eine 100%ige H₂-Bereitschaft erforderlich. Alle zugewiesenen Anlagen müssen ab 2046 klimaneutral betrieben werden.

1. 2. Gebotsgröße, Netzanschluss und Investitionsschwelle

Es werden nur Gebote von mindestens 1 rMW berücksichtigt. Bieter müssen außerdem den Nachweis eines Netzanschlusses erbringen oder eine verbindliche Bestätigung des Netzbetreibers über die Kapazitätsverfügbarkeit für den Verpflichtungszeitraum vorlegen.

Der Verpflichtungszeitraum beträgt 15 Jahre, und es gilt eine Mindestinvestitionsschwelle von 431.000 EUR/rMW, die als Qualifikationshürde fungiert, nicht jedoch als Obergrenze.

1. 3. Resilienz- und Lieferkettenanforderungen

Eine Resilienzanforderung schreibt vor, dass das Endprodukt und mindestens 50 % der wesentlichen Komponenten innerhalb des Europäischen Wirtschaftsraums (EWR) hergestellt werden müssen. Diese Anforderung gilt jedoch nicht für Gaskraftwerke, was eine zusätzliche Marktzugangshürde für Speichertechnologien schafft.

1. 4. Standort und geografische Zulassungskriterien

Standorte, an denen in den letzten fünf Jahren Stromerzeugung aus Gas stattfand, sind grundsätzlich von den Ausschreibungen ausgeschlossen, jedoch bleibt die Zulassung für systemrelevante Stilllegungsstandorte und Standorte bestehen, an denen neue Kapazitäten keine bestehenden Kapazitäten ersetzen.

Die Teilnahme ist auf Anlagen beschränkt, die sich in Deutschland und unter bestimmten Bedingungen in Luxemburg befinden. Anlagen aus anderen EU-Mitgliedstaaten können nur an Ausschreibungen mit einer einjährigen Verpflichtungsdauer teilnehmen und sind daher von den Segmenten 2026 und 2027 ausgeschlossen. Darüber hinaus ist eine grenzüberschreitende Teilnahme von Anlagenpools nicht zulässig.

1. 5. Präqualifizierung, Zuschlag und Realisierungssicherheit

Bieter müssen die erforderlichen Informationen für die vorläufige Präqualifizierung vorlegen, wobei die vollständige Präqualifizierung nach dem Zuschlag erfolgt. Die Auktion erfolgt auf Pay-as-bid-Basis, wobei die Gebote von niedrig nach hoch gereiht werden, vorbehaltlich eines gesetzlichen Höchstpreises.

Ein Südbonus von 16.000 EUR/rMW/a wird auf Gebote von Anlagen im netztechnisch definierten Süden, angewendet, begrenzt auf zwei Drittel des zugeteilten Langzeitvolumens.

Nach der Vergabe muss der Gewinner innerhalb von 20 Werktagen eine Realisierungssicherheit in Höhe der maximalen Nichtrealisierungspönale (zweifacher Gebotswert × zugeteilte rMW) hinterlegen.

1. 6. Praktische Hinweise

Bieter sollten umgehend (i) den Netzanschlussnachweis aufbereiten, (ii) die Standorteignung mit Blick auf die fünfjährige Ausschlussregel prüfen, (iii) die H₂-Readiness-Definition mit ihrem EPC erörtern, (iv) die EWR-Sourcing-Anforderungen für nicht-gasbasierte Komponenten auf ihr Projekt anwenden und (v) eine detaillierte Wirtschaftlichkeitsmodellierung beginnen. Insgesamt dürften die Zulassungskriterien Gaskraftwerke gegenüber konkurrierenden Technologien begünstigen. Insbesondere die 10-Stunden-Einsatzanforderung und die Resilienzanforderung begünstigen solche Anlagen gegenüber Batteriespeichertechnologien, trotz der formal technologieneutralen Ausgestaltung.

IV. Vergütung – Was Betreiber verdienen und was sie riskieren

Eine endgültige Einschätzung zu den Potenzialen der Vergütungsmechanismen für Betreiber ist zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht möglich. Allerdings lässt sich bereits ein allgemeiner Überblick der relevanten Mechanismen zur Bestimmung der Vergütung verschaffen.

• Kapazitätsvergütung: Hierbei handelt es sich um einen jährlichen Pay-as-Bid-Anspruch gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern, berechnet als Gebotswert × zugeteilte rMW. Die Zahlung erfolgt 20 Werktage nach jedem Verpflichtungsjahr.
• Verrechnungssystem für Verfügbarkeitsfehlmengen und Verfügbarkeitsüberschussmengen: Ein komplexer Mechanismus, der auf folgenden Grundsätzen beruht: Die Verfügbarkeit wird in hochpreisigen Viertelstunden während zweiwöchiger Abrechnungszeiträume bewertet. Fehlmengen und Überschüsse fließen in einen systemweiten Abrechnungsmechanismus ein, wobei nur systemische Fehlmengen zu einer Ausgleichszahlung führen und Überschüsse eine Ausgleichsprämie einbringen können. Betreiber werden also nicht für jeden einzelnen Ausfall bestraft. Dadurch wirkt der Mechanismus bei vereinzelten Ausfällen weniger streng, schafft aber dennoch einen finanziellen Anreiz, bei angespannter Netzlage verfügbar zu sein.
• Preisspitzenausgleich: Betreiber dürfen Spot-Erlöse nur bis zum täglichen Ausübungspreis behalten. Darüber hinaus werden die Erlöse zurückgefordert. Betreiber schulden einen Betrag in Höhe von (Spotpreis − Ausübungspreis) × zugeteilte rMW, wenn die Spotpreise den täglichen Ausübungspreis übersteigen.

Die Risikoverteilung folgt unmittelbar aus dem Vergütungsmodell. Marktpreisrisiken werden nur begrenzt abgesichert: Betreiber erhalten zwar die fixe Kapazitätsvergütung, müssen Erlöse oberhalb des Ausübungspreises jedoch über den Preisspitzenausgleich abführen. Eine zusätzliche Absicherung gegen niedrige Spotpreise, wie sie ein CfD-Modell bieten würde, ist nicht vorgesehen.

Das Verfügbarkeitsrisiko wird demgegenüber teilweise abgefedert. Der Ausgleichsmechanismus, der Einwand höherer Gewalt und die Maximalzahlung begrenzen die Belastung bei ungeplanten Ausfällen. Wirtschaftlich besonders relevant werden Ausfälle daher vor allem dann, wenn sie in Hochpreisviertelstunden auftreten und zugleich im System insgesamt Verfügbarkeitsfehlmengen bestehen.

Darüber hinaus werden Pönalen für die Nichtrealisierung von Projekten oder die Nichteinhaltung wichtiger Fristen verhängt. Die Nichtrealisierungspönale entspricht bei 15-jährigen Verpflichtungszeiträumen der gebotenen Leistung multipliziert mit dem Zweifachen des Gebotswerts und wird durch eine Realisierungssicherheit abgesichert. Diese Pönalen sollen unerwartete Kostensteigerungen (typischerweise zwischen 30 und 60%) während der Projektdurchführung abdecken, die durch unvorhergesehene Preiserhöhungen oder Bauverzögerungen entstehen können.

V. Im Fokus: Erzeugungskapazitätsauktion (Mai 2027)

Die 2 GW Erzeugungskapazitätsauktion vom 18. Mai 2027 verdient besondere Beachtung. Die Teilnahmeberechtigung ist auf Erzeugungsanlagen beschränkt, wobei ein Pooling nur für Anlagen innerhalb derselben Technologieklasse zulässig ist. Wesentliche Anforderungen wie der 15-jährige Verpflichtungszeitraum, EWR-Sourcing für gelistete Technologien (z. B. BESS), H₂-Fähigkeit für Gaskraftwerke und Klimaneutralität ab 2046 gelten parallel.

Im Gegensatz zum Langzeit-Segment wird auf die 10-Stunden-Dispatch-Anforderung und die 1-Stunden-Regel für energiebegrenzte Technologien verzichtet, was sie theoretisch zum ersten Einstiegspunkt für Großspeicher unter dem StromVKG macht. In der Praxis könnte jedoch die Resilienzanforderung diese Möglichkeit erheblich einschränken, da die ≥ 50 % EWR-Sourcing-Schwelle für Speicherendprodukte angesichts globaler Lieferkettenengpässe schwer zu erreichen sein dürfte.

VI. Reaktionen aus der Verbändeanhörung

Das Echo aus der Anhörung fällt geteilt aus. Der BDEW und der Übertragungsnetzbetreiber Transnet BW unterstützen den Entwurf; letzterer unterstützt ausdrücklich den Südbonus angesichts des parallel laufenden Kohleausstiegs. Der DGB trägt das Paket insgesamt mit, kritisiert den Südbonus aber als Benachteiligung strukturschwacher ost- und norddeutscher Regionen, eine Kritik, die der ostdeutsche Betreiber LEAG teilt.

Die kritischen Stimmen überwiegen. Das Bundeskartellamt warnt vor einer weiteren Verfestigung der Marktkonzentration im Erzeugungssektor. Der VKU kritisiert den Ausschluss bestehender Gaskraftwerksstandorte sowie die Nichtberücksichtigung von Gasmotoren als Diskriminierung dezentraler und kommunaler Projekte. Der BNE lehnt den zentralen Kapazitätsmechanismus insgesamt ab, plädiert für eine Absicherungspflicht als marktnähere Alternative und weist auf vergleichsweise niedrige Derating-Faktoren für Speicher hin (58 % für 10-Stunden-Speicher in Deutschland gegenüber u. a. 77 % in Belgien). Auf EU-Ebene haben DUH, ClientEarth, Octopus Energy, Green Planet Energy und 1KOMMA5° formell Beschwerde bei der Europäischen Kommission eingelegt und machen u. a. einen Verstoß gegen den Beihilferahmen sowie die Verdrängung dezentraler Flexibilitäten geltend.

Anpassungen bei den technischen Teilnahmevoraussetzungen, beim Südbonus und bei den Derating-Faktoren für Speicher erscheinen im weiteren Gesetzgebungsverfahren realistisch; entscheidende Bühne wird jedoch das beihilferechtliche Genehmigungsverfahren der Europäischen Kommission sein.

VII. Ausblick

Die Annahme des StromVKG im Kabinett soll unmittelbar bevorstehen. Das StromVKG dürfte auf weniger Konflikte in der Koalition stoßen als die laufenden EEG- und Netzpaket-Reformen, wobei die dargestellten Reaktionen aus der Verbändeanhörung erhebliche Anpassungen im weiteren Gesetzgebungsverfahren und im beihilferechtlichen Genehmigungsverfahren möglich erscheinen lassen.

Wir danken Tammo Eilts und Fabio Knipper für ihre wertvolle Unterstützung bei der Vorbereitung dieses Beitrags.