StromVKG 2026: Was der Kapazitätsmarkt für die Industrie bedeutet

Seit dem 22. Juli 2026 ist mit dem Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) ein Kapazitätsmarkt in Kraft: Statt wie bisher nur den tatsächlich eingespeisten Strom zu bezahlen, zahlt der Übertragungsnetzbetreiber jetzt auch schon für die Einsatzbereitschaft einer Anlage zur Bereitstellung gesicherter elektrischer Leistung, unabhängig davon, ob sie in einer konkreten Stunde tatsächlich Strom liefert (§ 1 StromVKG). Für energieintensive Betriebe klingt das zunächst nach einer Chance, die eigene Flexibilität zu vermarkten, doch ein Blick in den Gesetzestext zeigt, dass diese Chance in der ersten Ausschreibungsrunde gar nicht besteht: Von den rund 11 Gigawatt, die in den nächsten zwölf Monaten ausgeschrieben werden, sind ausschließlich Erzeugungsanlagen zugelassen, regelbare Lasten aus der Industrie kommen erst ab Ende 2027 zum Zug (Deutscher Bundestag, Gesetzentwurf StromVKG, Drucksache 21/6279).

Für Anlagenbetreiber mit steuerbarer Erzeugung oder Flexibilität entsteht durch den Kapazitätsmarkt grundsätzlich eine zusätzliche Erlösquelle neben dem klassischen Stromverkauf, allerdings nicht zusätzlich zu einer bestehenden EEG- oder KWKG-Förderung: § 11 Absatz 1 schließt eine Kapazitätsvergütung für Anlagen aus, die für denselben Zeitraum bereits nach dem EEG oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz gefördert werden, die neue Erlösquelle ist also vor allem für ungeförderte steuerbare Kapazität relevant (StromVKG, § 11).

Bezahlt wird Bereitschaft, nicht mehr nur Lieferung

Der Kapazitätsmarkt ändert die Frage, wofür ein Anbieter Geld bekommt, denn bislang refinanzieren sich Kraftwerke über den Verkauf von Strom in den Stunden, in denen sie laufen, während der Kapazitätsmarkt die bloße Fähigkeit vergütet, bereitzustehen und im Bedarfsfall zu liefern. Der Gesetzgeber begründet diesen Eingriff damit, dass in der Realität „eine abwartende Haltung bei Investitionen zu beobachten“ sei, insbesondere bei den besonders großen Investitionen mit teils jahrzehntelangen Refinanzierungszeiträumen wie Kraftwerken, sodass ein Investitionsrahmen nötig sei, um den Zubau steuerbarer Kapazitäten anzureizen. Damit dieser Investitionsanreiz die Umlagezahler nicht mehr kostet als nötig, läuft die Vergabe als Ausschreibung im Wettbewerb: Wer die geforderte Kapazität am günstigsten anbietet, bekommt den Zuschlag, sodass sich der Preis am Markt bildet statt behördlich festgesetzt zu werden. Ausgezahlt wird die Vergütung vom Übertragungsnetzbetreiber (Deutscher Bundestag, Gesetzentwurf StromVKG, Drucksache 21/6279).

Finanziert wird das Ganze über eine Umlage, die ab 2031 von den Stromverbrauchern getragen wird, also letztlich auch von der Industrie selbst. Wie genau diese Umlage verteilt wird, regelt allerdings erst ein weiteres, noch ausstehendes Gesetz, voraussichtlich 2027, sodass die konkrete Kostenhöhe für einzelne Betriebe heute noch nicht kalkulierbar ist. Hinzu kommt ein beihilferechtlicher Vorbehalt: Ausschreibungsvolumina, Gebotstermine und Teilnahmevoraussetzungen dürfen laut § 87 erst angewendet werden, nachdem die Europäische Kommission den Kapazitätsmarkt genehmigt hat, eine Genehmigung, die zum jetzigen Zeitpunkt noch aussteht (§ 87 StromVKG).

So dauerhaft dieser Mechanismus auch klingt: er ist es nicht. Anders als bei Kapazitätsmärkten sonst üblich, die fortlaufend Jahr für Jahr Kapazität beschaffen, deckt der StromVKG bewusst nur ein einziges Zieljahr ab, konkret den Lieferzeitraum von November 2031 bis Ende Oktober 2032, eine Ausnahme, die der europäische Rechtsrahmen ausdrücklich zulässt (Deutscher Bundestag, Gesetzentwurf StromVKG, Drucksache 21/6279). Der reguläre, fortlaufende Kapazitätsmarkt für die Zeit ab 2032 soll erst noch folgen. Was jetzt beschlossen wurde, ist also kein fertiges Marktdesign, sondern ein einmaliger, zeitlich eng befristeter Investitionsanreiz mit einem klaren Zweck, nämlich rechtzeitig neue steuerbare Leistung ans Netz zu bringen, bis das dauerhafte System steht.

Diese Übergangslösung ist zwar gerade erst beschlossen worden, ihre Grundidee ist aber deutlich älter: Sie reicht bis in den August 2023 zurück, als der damalige Wirtschaftsminister Robert Habeck eine Kraftwerksstrategie mit neuen Gaskraftwerken ankündigte, die im Juli 2024 in ein Kraftwerkssicherheitsgesetz überführt wurde, nach dem Bruch der Ampel-Koalition im November 2024 jedoch liegen blieb. Erst die neue Koalition aus CDU/CSU und SPD nahm die Verhandlungen ab Mai 2025 wieder auf, sodass das jetzt verabschiedete StromVKG im Kern eine rund zweieinhalb Jahre verzögerte Umsetzung eines schon länger bekannten Bedarfs ist, nicht ein plötzlich neu entstandenes Instrument (ingenieur.de, 12 GW neue Gaskraftwerke: Das steckt hinter der Kraftwerksstrategie · BBH-Blog, Kraftwerksstrategie: Weg frei für erste Ausschreibungen im Jahr 2026).

Wer darf bei den 11 Gigawatt mitbieten?

Die Bundesregierung beschreibt den Kapazitätsmarkt in ihrer eigenen Kommunikation als technologieneutralen Mix aus Gaskraftwerken, Batterien und flexiblen Lösungen wie regelbaren Lasten (Bundesregierung, Stromversorgungssicherheit). Ein Blick in den Gesetzestext selbst zeigt jedoch, dass das für die jetzt startenden 11 Gigawatt so nicht stimmt: § 12 Absatz 1 StromVKG bestimmt für die sogenannten Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeugungskapazitäten, dass dort „nur Gebote für Erzeugungsanlagen zulässig“ sind (§ 12 Absatz 1 StromVKG). Das Gesetz unterscheidet dabei zwischen zwei fest definierten Anlagentypen (§ 2 Nummer 10 und 31 StromVKG):

(§ 2 Nummer 3, 10 und 31 StromVKG)

Weil eine regelbare Last keine Erzeugungsanlage ist, sind industrielle Verbrauchsflexibilitäten bei den jetzt startenden 11 Gigawatt schlicht nicht zugelassen. Auch innerhalb der zugelassenen Erzeugungsanlagen gibt es aber eine wichtige Einschränkung: Batteriespeicher zählen zwar formal dazu und dürften mitbieten, scheitern in der Praxis aber an zwei technischen Hürden:

(§ 12 Absatz 5 StromVKG · pv magazine, Starkes Wachstum im Großspeichermarkt führt zu Batterie-Rekordzubau von über 2 Gigawattstunden im 1. Quartal 2026 · IWR, Batteriespeicher in Deutschland stoßen in die Gigawattklasse vor · BDEW, StromVKG beschlossen: Wichtiger Schritt für die Versorgungssicherheit)

Die 10-Stunden-Hürde ist dabei nicht nur eine Zulassungsbedingung, sondern direkt in die Berechnung der bietbaren Leistung eingebaut: Geboten wird nämlich nicht mit der installierten Leistung einer Anlage, sondern mit der sogenannten „reduzierten Leistung“, also der installierten Leistung multipliziert mit einem technologiespezifischen Reduktionsfaktor. Für Batteriespeicher sieht das Gesetz je nach Speicherdauer folgende Reduktionsfaktoren vor:

(Anlage 4 zu § 23 Absatz 2 StromVKG, Deutscher Bundestag, Gesetzentwurf StromVKG, Drucksache 21/6279)

Ein Batteriespeicher mit 10 Megawatt installierter Leistung und den marktüblichen 2 bis 6 Stunden Speicherdauer hätte damit rechnerisch keine bietbare reduzierte Leistung, unabhängig vom Preis.

Diese Schwelle ist kein Zufall: Die Gesetzesbegründung nennt als Hintergrund ausdrücklich die Absicherung einer sogenannten kalten Dunkelflaute, einer Wetterlage mit längerfristig gleichzeitig wenig Wind, wenig Sonne, kalten Temperaturen und entsprechend hohem Verbrauch. Als Beispiel führt die Begründung zwei kalte Dunkelflauten im Jahr 2025 an, die 2 beziehungsweise 8 Tage dauerten (Deutscher Bundestag, Gesetzentwurf StromVKG, Drucksache 21/6279). Technisch begünstigt das strukturell Anlagen, die über viele Stunden oder sogar Tage durchgehend liefern können, wie Gaskraftwerke, gegenüber wetterabhängiger Erzeugung und heutigen Kurzzeitspeichern. In der Summe laufen die ersten 11 Gigawatt damit weiterhin überwiegend auf neue Gaskraftwerke hinaus.

Ab wann Industrie mit ihrer Flexibilität mitbieten darf

Regelbare Lasten sind bei den 11 Gigawatt zwar ausgeschlossen, aber nicht dauerhaft: Das Gesetz sieht neben den bisher genannten Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeugungskapazitäten (§ 12) noch einen dritten, eigenen Ausschreibungstyp vor, die Ausschreibungen für Kapazitäten (§ 13). Dort bestimmt § 13 Absatz 1, dass „Gebote für Erzeugungsanlagen und regelbare Lasten zulässig“ sind, industrielle Verbrauchsflexibilität ist hier also ausdrücklich zugelassen. Diese Ausschreibungen starten allerdings erst ab Ende 2027, mit Gebotsterminen am 1. Dezember 2027 und am 1. Oktober 2029 (§ 6 Absatz 1).

Wer hier den Zuschlag erhält, verpflichtet sich für einen selbst gewählten Zeitraum, die angebotene Leistung bereitzustellen, und erhält dafür im Gegenzug die Kapazitätsvergütung. Zur Wahl stehen drei Zeiträume, die jeweils unterschiedlich hohe Anforderungen an den Bieter stellen:

(§ 13 StromVKG · § 14 StromVKG)

Bei den beiden längeren Verpflichtungszeiträumen müssen Bieter eine Mindestinvestition in die eigene Anlage nachweisen, für den einjährigen Verpflichtungszeitraum gilt keine solche Schwelle. Das senkt die Einstiegshürde für Industriebetriebe erheblich, die neu einsteigen wollen. Wer lediglich vorhandene Lasten flexibel verschiebt, statt eigens investiert zu haben, muss diesen Nachweis dort nicht erbringen.

Die Zugangsvoraussetzungen sind dabei niedriger, als viele erwarten, denn nach § 7 muss die Anlage lediglich eine Leistung von mindestens einem Megawatt reduzierter Leistung haben, und diese Mindestleistung „kann auch durch einen Anlagenpool erreicht werden“ (§ 7 StromVKG), sodass auch mittelständische Betriebe über einen Aggregator teilnehmen können. Dafür muss die Last aber zuverlässig reagieren: Nach der gesetzlichen Definition zählt nur als regelbare Last, wer seinen Wirkleistungsbezug „zuverlässig um eine bestimmte Leistung reduzieren kann“ (§ 2 Nummer 31 StromVKG). Das Gesetz prüft diese Zusage in mehreren Schritten: Vor der Teilnahme muss der Betrieb in einem mehrstufigen Prüfverfahren nachweisen, dass die Anlage die zugesagte Leistung technisch überhaupt erbringen kann (Präqualifizierung, § 25 ff. StromVKG). Im laufenden Betrieb misst der Netzbetreiber dann für jeden Abrechnungszeitraum, ob die zugesagte Leistung tatsächlich verfügbar war, und wer zu wenig liefert, muss eine Vertragsstrafe zahlen (§ 65 StromVKG).

Was das für Unternehmen bedeutet

1. Der Kapazitätsmarkt belastet die Industrie zunächst nur, statt ihr eine Erlösquelle zu bieten: Die Kosten der Umlage sind zwar noch nicht kalkulierbar, die grundsätzliche Belastung als Umlagezahler steht aber schon fest. Das gilt auch für Betriebe mit Batteriespeicher: Obwohl Speicher in der öffentlichen Kommunikation ausdrücklich als Teil des Kapazitätsmarkt-Mixes genannt werden, können sie bei den ersten 11 Gigawatt faktisch nicht mitbieten, weil ihre Speicherdauer die 10-Stunden-Anforderung nicht erfüllt.
2. Wer bereits EEG- oder KWKG-Förderung bezieht, profitiert zunächst nicht: § 11 Absatz 1 schließt eine Kapazitätsvergütung aus, wenn die Anlage für denselben Zeitraum bereits nach dem EEG oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz gefördert wird. Für Industriebetriebe mit geförderter PV- oder KWK-Anlage ist der Kapazitätsmarkt deshalb zunächst keine zusätzliche Erlösquelle, sondern nur für ungeförderte steuerbare Kapazität relevant.
3. Das Zeitfenster zum Verkauf der eigenen Flexibilität öffnet sich Ende 2027, nicht 2026: Wer ab dem 1. Dezember 2027 mit regelbaren Lasten bieten will, muss bis dahin wissen, welche Leistung sich wann zuverlässig reduzieren lässt. Diese Fähigkeit muss außerdem vorab in einem technischen Prüfverfahren nachgewiesen werden (Präqualifizierung, siehe oben), wofür unter anderem viertelstündliche Lastgangdaten der letzten 12 Monate vorzulegen sind (§ 28 StromVKG) und damit ein ganzes Jahr Vorlauf statt einer kurzfristigen Entscheidung. Auch kleinere Betriebe können teilnehmen: Die Mindestleistung von 1 Megawatt muss nicht von einer einzelnen Anlage kommen, ein Zusammenschluss mehrerer kleinerer Lasten über einen Aggregator reicht aus.
4. Der Wert der eigenen Flexibilität wird erstmals direkt bepreist: Mit einem Höchstwert von 244.000 Euro je Megawatt reduzierter Leistung und Jahr (§ 39 StromVKG) bekommt vorgehaltene Leistung einen expliziten Marktpreis, an dem sich messen lässt, ob eine bislang ungenutzte Lastverschiebung im eigenen Betrieb wirtschaftlich relevant ist.
5. Eine Zusage ist mit Verpflichtung und Risiko verbunden: Wer den Zuschlag erhält, muss die zugesagte Leistung im laufenden Betrieb nachweisbar zuverlässig bereitstellen. Wird das nicht erfüllt, drohen Vertragsstrafen. Wer mitbietet, sollte also nur Leistung anbieten, die im eigenen Betrieb wirklich robust verfügbar ist, nicht nur theoretisch vorhanden.

Was der Kapazitätsmarkt nicht löst

Der Kapazitätsmarkt beseitigt die eigentliche Stromknappheit nicht, er wirkt nur langfristig dagegen an, indem er Investitionen in neue steuerbare Kraftwerke anreizt. Für ein einzelnes Unternehmen ändert das aber nichts daran, dass es genau in den Stunden teuer einkauft, in denen im Netz insgesamt zu wenig Leistung verfügbar ist: Der Kapazitätsmarkt macht solche knappen Stunden über die Jahre seltener, verhindert aber nicht, dass der Strompreis in ihnen weiterhin hoch ausfällt. Das liegt an der Merit-Order, nach der das jeweils teuerste noch benötigte Kraftwerk den Preis für die gesamte Stunde setzt: Sobald Wind und Sonne nicht ausreichen, sind das meist Gaskraftwerke, unabhängig davon, wie viel zusätzliche steuerbare Kapazität durch den Kapazitätsmarkt entsteht, wie auch der Beitrag Volatile Strom- und Gaspreise 2026 am Beispiel der jüngsten Gaspreisschwankungen zeigt. Die entscheidende Größe bleibt deshalb weiterhin der eigene Lastgang, weil eine vergütungsfähige Kapazitätsbereitstellung erst dann entsteht, wenn eine Last überhaupt verschiebbar ist und diese Verschiebbarkeit nachgewiesen werden kann. Dieselbe verschiebbare Last lässt sich aber auch zur Lastspitzenkappung, zur Eigenverbrauchserhöhung oder an den Spot- und Regelenergiemärkten einsetzen. Der Kapazitätsmarkt konkurriert damit um dieselbe Flexibilität mit diesen anderen Erlösquellen, er ist nicht die einzige Verwendungsmöglichkeit. Hinzu kommt, dass die Vermarktung selbst über Aggregatoren und Anlagenpools läuft. Welche dieser Verwendungen sich für einen konkreten Betrieb am meisten lohnt, lässt sich nicht aus dem Gesetzestext ablesen, sondern nur aus den eigenen Verbrauchsdaten und einem Vergleich der Erlösquellen.

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