Der Entwurf des StromVKG im Überblick

Am 13. Mai 2026 hat die Bundesregierung den Entwurf des Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten (Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG-E)) verabschiedet. Anlass für den Gesetzentwurf ist der zunehmende Anteil fluktuierender Erzeugung im deutschen Strommix infolge des Ausbaus von Windkraft und Photovoltaik sowie des Ausstiegs aus der Kernkraft- und Kohleverstromung. Hieraus ergibt sich ein steigender Bedarf an kurzfristig verfügbarer Leistung, um die Stromnachfrage etwa auch in Dunkelflauten zuverlässig bedienen zu können. Es besteht weitgehend Einigkeit darüber, dass Energy-Only-Märkte allein keine ausreichenden Anreize für den Ausbau entsprechender Kapazitäten setzen. Der Entwurf des StromVKG legt daher die Grundlage für einen zentralen Kapazitätsmarkt, von dem sich die Bundesregierung ein planbareres Erlösregime und damit zusätzliche Investitionsanreize verspricht. 

StromVKG-E: Kapazitäten im Überblick

Zentrales Element des StromVKG-E ist ein Ausschreibungsverfahren, in dem die Ansprüche auf Vergütung der Bereitstellung von Kapazität bezuschlagt werden. Der Entwurf differenziert zwischen Langzeitkapazitäten, Erzeugungskapazitäten und Kapazitäten:

• Langzeitkapazitäten sind solche Erzeugungskapazitäten, bei denen die Anlage ohne Unterbrechung für mindestens zehn aufeinanderfolgende Stunden Strom in Höhe der installierten Leistung in das Netz der allgemeinen Versorgung einspeisen kann; Stromspeicher müssen diese Anforderung jederzeit mit einer Vorlaufzeit von nicht mehr als einer Stunde erfüllen können. In der Praxis dürften sich in den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten daher Gaskraftwerke durchsetzen. Langzeitkapazitäten werden ausschließlich für Verpflichtungszeiträume von 15 Jahren ausgeschrieben. Die Gebotstermine für Langzeitkapazitäten sind für den 8. September 2026 und den 22. Dezember 2026 angesetzt; das Ausschreibungsvolumen beträgt jeweils 4,5 GW.
• Erzeugungskapazitäten erfassen Kapazitäten aus Erzeugungsanlagen sämtlicher Technologien. Auch Erzeugungskapazitäten werden für einen Verpflichtungszeitraum von 15 Jahren ausgeschrieben. Der Gebotstermin ist für den 18. Mai 2027 angesetzt; das Ausschreibungsvolumen beträgt 2 GW.
• Kapazitäten erfassen neben Erzeugungskapazitäten auch regelbare Lasten und – anders als bei Langzeitkapazitäten und Erzeugungskapazitäten – auch Anlagepools, die unterschiedliche Erzeugungskapazitäten miteinander kombinieren. Der Bieter kann zwischen Verpflichtungszeiträumen von 1, 7 und 15 Jahren wählen, wobei 7- und 15-jährige Zeiträume nur zulässig sind, wenn die gesetzlich festgelegten Mindestinvestitionsschwellen überschritten werden. Als Gebotstermine sind der 1. Dezember 2027 und der 1. Oktober 2029 angesetzt. Das Ausschreibungsvolumen dimensioniert die Bundesnetzagentur (BNetzA) auf Basis ihres Versorgungssicherheitsmonitorings.

Gegenstand der Ausschreibung ist die sog. „reduzierte Leistung“. Sie errechnet sich als Produkt aus der nominalen Leistung der gebotsgegenständlichen Anlage und dem maßgeblichen Reduktionsfaktor; der Reduktionsfaktor bildet den unterschiedlichen Beitrag der Technologien und Kapazitätsformen zur Versorgungssicherheit ab. 

Teilnahmevoraussetzungen bei den Ausschreibungen

Die Teilnahme an den Ausschreibungen ist an verschiedene Voraussetzungen geknüpft, darunter die Folgenden:

• Mindestleistung: Das Gebot muss mindestens 1 MW reduzierte Leistung umfassen; die Mindestgröße kann auch durch einen Anlagenpool erreicht werden. 
• Netzanschluss: Der Netzanschluss für die gebotsgegenständliche Anlage muss mindestens im Wege einer Anschlusszusage gesichert sein; die Anschlusszusage muss sich auf den gesamten Verpflichtungszeitraum beziehen und mindestens die gebotene Nominalleistung umfassen. 
• Keine Doppelförderung: Für den Verpflichtungszeitraum darf für die Anlage kein Förderanspruch nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) oder einem anderen Förderregime bestehen, das ganz oder teilweise dieselben förderfähigen Kosten erfasst. 
• Emissionsgrenzwert: Die Anlage darf keine Emissionen von mehr als 550 Gramm CO₂ aus fossilen Brennstoffen je kWh erzeugter Elektrizität ausstoßen.
• Mindestinvestitionsschwellen: Bei Geboten für mehrjährige Verpflichtungszeiträume ist die Überschreitung gesetzlich festgelegter Mindestinvestitionsschwellen sicherzustellen: EUR 201.000 je MW reduzierter Leistung bei sieben Jahren und EUR 431.000 je MW reduzierter Leistung bei 15 Jahren. Die Mindestinvestitionsschwellen zielen darauf ab, dass tatsächlich zusätzliche Kapazität geschaffen oder substanziell ertüchtigt wird. 

Für Gebote mit einem 15-jährigen Verpflichtungszeitraum sieht der Gesetzgeber weitergehende Anforderungen vor: 

• Momentanreserve: Ist die gebotsgegenständliche Anlage eine Erzeugungsanlage, die an das Hoch‑ oder Höchstspannungsnetz angeschlossen ist oder mindestens 10 MW installierte Leistung hat, muss sie auch ohne Wirkleistungsbetrieb Momentanreserve bereitstellen können.
• Resilienzanforderungen: Bei Langzeitkapazitäten müssen sowohl die Anlage als solche als auch 50 % derjenigen Anlagenbauteile, die im Gesetzentwurf als resilienzrelevant kategorisiert werden, im Europäischen Wirtschaftsraum gefertigt worden sein. 
• H₂-Readiness: Ist die gebotsgegenständliche Anlage ein erdgasbasiertes Kraftwerk, muss die Anlage so geplant und gebaut werden, dass ein späterer Betrieb mit 100 % Wasserstoff durch Anpassung von Komponenten oder des Betriebs möglich ist; hierzu ist bereits mit dem Gebot ein Umstellungskonzept vorzulegen.

Die Einhaltung der Teilnahmevoraussetzungen für die Kapazitätsausschreibungen muss grundsätzlich in einem von den Übertragungsnetzbetreibern durchgeführten Präqualifikationsverfahren bestätigt werden, wobei in bestimmten Fällen eine vorläufige Präqualifizierung ausreicht. Die Teilnahme an den Langzeitkapazitäts- und Erzeugungskapazitätsausschreibungen erfordert keine Präqualifizierung, jedoch entsprechende Angaben und Eigenerklärungen der Bieter.

StromVKG-E: Ausschreibungsverfahren, Zuschlag und Rechtsfolgen

Die BNetzA ist Herrin der Ausschreibungsverfahren, die allesamt elektronisch durchgeführt werden. Bieter müssen bis zum Gebotstermin eine Gebotssicherheit in Höhe von 15 % des Gebotshöchstwerts je gebotenem MW reduzierter Leistung erbringen. In den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeugungskapazitäten beträgt der Höchstwert jeweils EUR 173.000 je MW reduzierter Leistung. 

Der Zuschlag erfolgt grundsätzlich im pay‑as‑bid‑Verfahren an die günstigsten Gebote. In den Langzeitausschreibungen ist zudem ein Standortanreiz für Kraftwerke im netztechnischen Süden (sog. Südquote) vorgesehen. Der Zuschlag löst u.a. folgende Rechtsfolgen aus: 

• Sicherheiten: Der erfolgreiche Bieter (sog. Kapazitätsverpflichteter) muss spätestens am 20. Werktag nach Zuschlagsbekanntgabe Sicherheiten für Ausgleichszahlungen, Pönalen und den Preisspitzenausgleich und im Falle mehrjähriger Verpflichtungszeiträume außerdem eine Realisierungssicherheit erbringen und bei Verwertung aufstocken.
• Verfügbarkeitsverpflichtung: Der Kapazitätsverpflichtete muss die mit der gebotsgegenständlichen Anlage angebotene nominale Leistung grundsätzlich während des gesamten Verpflichtungszeitraums für das Stromsystem verfügbar halten. Die Übertragungsnetzbetreiber überprüfen die Einhaltung dieser Verpflichtung in Hochpreisviertelstunden. Der Kapazitätsverpflichtete kann für die gebotsgegenständliche Anlage einmal je Verpflichtungsjahr beim zuständigen Übertragungsnetzbetreiber eine verpflichtungsfreie Nichtverfügbarkeit für einen Zeitraum von höchstens zwei Abrechnungsperioden beantragen, sofern diese vollständig in den Kalendermonaten Mai bis September liegen. Der zuständige Übertragungsnetzbetreiber muss den Antrag genehmigen, es sei denn in mindestens einer Regelzone ist eine erhebliche Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu erwarten.
• Kapazitätsvergütung: Dem bezuschlagten Bieter steht für jedes Verpflichtungsjahr ein Anspruch auf Kapazitätsvergütung gegen den zuständigen Übertragungsnetzbetreiber zu; die Vergütung entspricht dem Produkt aus Gebotswert und gebotener reduzierter Leistung. Ergänzend gilt ein symmetrisches Verrechnungssystem: Die Übertragungsnetzbetreiber ermitteln für jedes bezuschlagte Gebot und jede Abrechnungsperiode einen auf Durchschnittswerten für geplante und ungeplante Kraftwerksausfälle basierenden Verfügbarkeitsindikator und stellen auf dieser Grundlage Verfügbarkeitsfehl- und -überschussmengen fest. Bei Untererfüllung fallen Ausgleichszahlungen an; bei Übererfüllung entstehen Ausgleichsprämien. Hinzu tritt ein Preisspitzenausgleich, der den Kapazitätsverpflichteten bei besonders hohen Spotmarktpreisen zur Auskehrung des über einen Schwellwert (Ausübungspreis) liegenden Betrags verpflichtet.
• Dekarbonisierungspflicht: Bei 15-jährigen Verpflichtungszeiträumen müssen Kapazitätsverpflichtete zudem sicherstellen, dass die Anlage ab 2045 klimaneutral betrieben wird. Der Entwurf belässt es insoweit bei einer abstrakten Vorgabe und konkretisiert nicht, mittels welcher Brennstoffe (nur Wasserstoff oder auch Methan), welcher Brennstoffprofile (grüner Wasserstoff, blauer Wasserstoff, grauer Wasserstoff, Biomethan, synthetisches Methan) und mittels welcher Emissionsvermeidungsmaßnahmen (CCS) Klimaneutralität nach Maßgabe dieser Vorgabe erreicht und nachgewiesen werden kann.

Finanzierung und Ausblick

Die Kosten des Kapazitätsmarkts sollen über eine Umlage finanziert werden, wobei Einzelheiten offenbar erst 2027 in einem sog. Kapazitätsmarktgesetz geregelt werden sollen. 

Flankierend plant die Bundesregierung ein gesondertes Instrument zur Umstellung von insgesamt 4 GW Gaskraftwerken auf Wasserstoff bereits vor 2045 (2 GW mit Umstellung in 2040, weitere 2 GW in 2043) über befristete Differenzverträge; die erste Ausschreibung soll bis 31. Dezember 2027 erfolgen, weitere zwischen 2032 und 2035; die gesetzliche Grundlage ist bis 31. Dezember 2030 angekündigt, was angesichts der bis zum 31. Dezember 2027 angekündigten Ausschreibung verwundert.

Obwohl die Kapazitätsvergütungszahlungen allein aus dem Umlageaufkommen finanziert werden sollen und eine Beteiligung von Haushaltsmitteln bislang nicht vorgesehen ist, sollen ausweislich des Entwurfs wesentliche Vorschriften des StromVKG unter beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt stehen. Das erscheint jedenfalls nicht trivial, denn 2019 hat der Gerichtshof der Europäischen Union (EuGH) (Urteil vom 28. März 2019, C-405/16) entschieden, dass die seinerzeit rein umlagefinanzierte EEG-Förderung entgegen der damaligen Rechtsauffassung der Europäischen Kommission gerade nicht als Beihilfe einzustufen war. Der EuGH stellte insoweit fest, dass es an einer staatlichen Kontrolle der mittels der EEG-Umlage erwirtschafteten Gelder mangele. Ob diese Rechtsprechung auch auf die hier vorgesehene Umlage übertragbar ist, dürfte letztlich von den Zugriffs- und Kontrollbefugnissen der BNetzA abhängen. 

Bevor diese Zukunftsfragen geklärt werden, wird der StromVKG-Entwurf in den kommenden Wochen in den Bundestag eingebracht und dort beraten. Angesichts der Einstufung des Gesetzes als besonders eilbedürftig ist mit einem zügigen Verfahren zu rechnen.

Betroffene Stakeholder haben unterschiedlich auf den Gesetzentwurf reagiert. So verweist der Verband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU) auf mögliche Wettbewerbsverzerrungen und sieht insbesondere in hohen Sicherheiten, Pönalen und technischen Vorgaben hohe Hürden für kleinere Marktteilnehmer sowie Nachteile für Stadtwerke; kritisch äußert er sich auch zum Doppelförderverbot und den daraus resultierenden Unsicherheiten für KWK-Betreiber. Aus der Speicherindustrie wird darauf hingewiesen, dass Batteriespeicher durch die 10-Stunden-Regel faktisch von den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten ausgeschlossen werden; der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) dagegen spricht sich dafür aus, an der 10-Stunden-Regel festzuhalten.