StromVKG und Kapazitätsmarkt: die ersten Ausschreibungsrunden 2026
Dieser Artikel ordnet ein, was das StromVKG regelt, welche Gebotstermine und Volumina 2026 gelten, wie die drei Kapazitätsprodukte aufgebaut sind, warum vor allem Gaskraftwerke zum Zug kommen und wie der digitale Gebotsprozess über die BNetzA-Plattform abläuft.
Das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) führt in Deutschland einen zentralen Kapazitätsmarkt ein. Vergütet wird künftig die verlässliche Bereithaltung von Kraftwerksleistung, nicht nur der gelieferte Strom. Das Bundeskabinett hat den Entwurf am 13. Mai 2026 beschlossen, das Lieferjahr beginnt ab 2031. Den Anfang machen zwei Ausschreibungen für Langzeitkapazität mit den Gebotsterminen 8. September und 22. Dezember 2026, je 4,5 Gigawatt, zusammen 9 Gigawatt. Die Teilnahme läuft vollständig digital über die BNetzA-Plattform Geschlossene Benutzergruppe, Registrierung und Authentifizierung müssen bis 1. September 2026 stehen. Die Langzeitkapazität verlangt mindestens zehn zusammenhängende Stunden Volllast, was praktisch nur Gaskraftwerke zulässt und Batteriespeicher in der ersten Phase ausschließt. Erst ab Mai 2027 dürfen Batterien und regelbare Lasten mitbieten. Für Kraftwerksbetreiber, Versorger und Flexibilitätsanbieter zählt jetzt vor allem eines: Registrierung, Präqualifikation und Datenhaushalt so aufstellen, dass ein Gebot fristgerecht und prüfsicher abgegeben werden kann.
Was das StromVKG regelt und warum jetzt
Das StromVKG führt einen zentralen Kapazitätsmarkt ein. Vergütet wird künftig nicht nur der gelieferte Strom, sondern die verlässliche Bereithaltung von Leistung für Zeiten, in denen Wind und Sonne fehlen. Das Bundeskabinett hat den Entwurf am 13. Mai 2026 beschlossen, das Lieferjahr beginnt ab 2031.
Für dich als Betreiber oder Versorger heißt das: Es entsteht ein zweites Erlösfeld neben dem Energiemarkt. Wer garantierte Verfügbarkeit anbietet, erhält eine jährliche Kapazitätszahlung, muss diese Leistung aber im Ernstfall auch erbringen. Der Kapazitätsmarkt ist damit kein Fördertopf, sondern ein Marktmodell mit klaren Pflichten.
- Der Vorläufer, das Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG), trat nie in Kraft. Wie sich daraus das StromVKG entwickelt hat, zeigt der Beitrag zu H2-ready-Kraftwerken und dem Weg vom KWSG zum StromVKG .
- Ziel ist ein planbares Erlösregime, damit Investitionen in steuerbare Backup-Leistung angereizt werden, während Kohle und Kernkraft wegfallen.
- Der Kapazitätsmarkt ergänzt den Energiemarkt, er ersetzt ihn nicht. Beide Erlösströme laufen parallel und müssen im Portfolio zusammen gedacht werden.
Die ersten Ausschreibungsrunden 2026
Der Markt startet 2026 mit zwei Ausschreibungen für Langzeitkapazität. Die Gebotstermine sind der 8. September 2026 und der 22. Dezember 2026, ausgeschrieben werden je 4,5 Gigawatt reduzierte Leistung, zusammen 9 Gigawatt. Wird das Volumen nicht vollständig vergeben, folgt ein dritter Gebotstermin am 18. Mai 2027.
- Der Zuschlag erfolgt per Pay-as-bid an die günstigsten Gebote, das Mindestgebot liegt bei 1 Megawatt reduzierter Leistung.
- Eine Südquote und ein Südbonus lenken Zuschläge gezielt in netzengpassnahe Standorte im Süden.
- Die Vertragsdauer der Langzeitkapazität beträgt 15 Jahre ab Zuschlag, verbunden mit einer Auflage zur Klimaneutralität bis 2045.
Drei Kapazitätsprodukte, ein Zeitplan
Das StromVKG kennt gestaffelte Produkte mit unterschiedlichen Anforderungen und Laufzeiten. Die ersten Runden sind auf Langzeitkapazität zugeschnitten, spätere Runden öffnen den Markt für weitere Technologien. Wer teilnehmen will, muss zuerst wissen, welches Produkt zur eigenen Anlage passt.
- Langzeitkapazität: mindestens zehn zusammenhängende Stunden Volllast, 15 Jahre Laufzeit, Start 2026. In der Praxis kommen hier vor allem Gaskraftwerke zum Zug.
- Erzeugungskapazität: alle Erzeugungsarten, 2 Gigawatt am Gebotstermin 18. Mai 2027, offen auch für Batteriespeicher.
- Kapazität: Erzeugung, regelbare Lasten und Pools, Laufzeit 1, 7 oder 15 Jahre, Gebotstermine 1. Dezember 2027 und 1. Oktober 2029.
- Für alle Produkte gilt eine Emissionsgrenze von höchstens 550 Gramm CO2 aus fossilen Brennstoffen je Kilowattstunde.
Warum vor allem Gaskraftwerke zum Zug kommen
Die Zehn-Stunden-Regel und mehrere Zusatzauflagen filtern Batteriespeicher aus der ersten Phase heraus. Kritiker sehen darin eine technologische Vorentscheidung zugunsten von Gas, obwohl der Kapazitätsmarkt technologieoffen wirken soll.
- Speicher müssen die Zehn-Stunden-Leistung mit maximal einer Stunde Vorlauf jederzeit erneut bereitstellen, was energiebegrenzte Batterien praktisch ausschließt.
- 15-Jahres-Gebote verlangen zusätzlich, dass mindestens 50 Prozent resilienzrelevanter Komponenten aus dem Europäischen Wirtschaftsraum stammen. Bei Batteriezellen kommt der Großteil 2026 aus China.
- Hybride Pools aus Gaskraftwerk und Batterie sind in den Langzeit- und Erzeugungsausschreibungen untersagt. Wie Speicher im Markt sonst Geld verdienen, zeigt der Beitrag zu Batteriegroßspeichern und Rechenzentren .
- Eine Studie des Thinktanks Epico kommt zu dem Schluss, dass 5 Gigawatt Gasleistung bis 2035 genügen würden, während allein für Langzeitkapazität 9 Gigawatt reserviert sind.
Der digitale Ausschreibungsprozess
Die gesamte Teilnahme läuft digital. Wer zu spät registriert oder Nachweise nicht sauber aufbereitet, kann nicht bieten. Damit entscheidet die Prozessreife der Bieter genauso über den Zuschlag wie der Gebotspreis.
Gebote gehen ausschließlich über die elektronische Plattform Geschlossene Benutzergruppe (GBG) der Bundesnetzagentur ein. Bieter-Authentifizierung und Registrierung für die GBG müssen bis spätestens 1. September 2026 abgeschlossen sein. Wer diese Frist verpasst, ist in der ersten Runde raus, unabhängig davon, wie wettbewerbsfähig sein Gebot wäre.
- Die Präqualifikation übernehmen die Übertragungsnetzbetreiber. Netzanschlussnachweis und der Ausschluss von Doppelförderung nach EEG oder KWKG sind Voraussetzung.
- Als Sicherheitsleistung sind 15 Prozent des Höchstgebotswerts zu hinterlegen, rund 173.000 Euro je Megawatt in den Langzeit- und Erzeugungsauktionen.
- Für längere Laufzeiten gelten Investitionsschwellen: rund 201.000 Euro je Megawatt für sieben Jahre und rund 431.000 Euro je Megawatt für fünfzehn Jahre.
Deutsche und EU-Perspektive
Deutschland führt einen Kapazitätsmarkt später ein als viele Nachbarn. Belgien, Großbritannien, Polen und Irland betreiben längst technologieoffene Modelle mit Batteriebeteiligung. Der deutsche Weg gilt daher als spät, aber auch als besonders eng auf Gaskraftwerke zugeschnitten.
Die Finanzierung läuft über eine Umlage, nicht über den Bundeshaushalt. Details zu Höhe und Verteilung sollen in einem separaten Kapazitätsmarktgesetz 2027 folgen. Der Kapazitätsmarkt greift dabei in dieselben Marktprozesse wie die steuerbaren Tarife, die der Beitrag zu den Tarifmodellen 2026 beschreibt.
- Die beihilferechtliche Genehmigung durch die EU-Kommission ist ein kritischer Pfad für den Zeitplan der ersten Runden.
- 15-Jahres-Verträge verlangen Klimaneutralität bis 2045, inklusive Nachweis der Wasserstoff-Umrüstbarkeit der Anlage.
- Ein separates Wasserstoff-Programm zielt auf die Umrüstung von 4 Gigawatt Gasleistung, mit einer ersten Ausschreibung bis Ende 2027.
Herausforderungen und Risiken
Der Kapazitätsmarkt sichert Versorgungssicherheit, verursacht aber Kosten und legt Technologiepfade lange fest. Ausgewogen betrachtet stehen dem Gewinn an Planbarkeit ein Preisrisiko und eine lange Bindung gegenüber.
- Höhere Kosten als nötig: Werden 9 statt der von Epico geschätzten 5 Gigawatt reserviert, steigen die Backup-Kosten. Die Umlage belastet die Strompreise ab 2031.
- Technologie-Lock-in: 15-Jahres-Bindungen zementieren Infrastrukturentscheidungen bis 2041 und erschweren spätere Korrekturen.
- Marktzugang für Speicher: heimische Batteriehersteller verlieren in der ersten Phase Marktzugang, obwohl sie Milliarden investieren. Wie Speicher im Markt bestehen, zeigt der Beitrag zu virtuellen Kraftwerken .
- Wettbewerbsfragen: etablierte Versorger profitieren von gesicherten Investitionsrahmen, was die Marktkonzentration verstärken kann.
Was Unternehmen jetzt tun sollten
Kraftwerksbetreiber und Versorger sollten Prozess und Datenhaushalt jetzt aufstellen, nicht erst zur Frist. Wer die Registrierung als Formalie behandelt, riskiert, in der ersten Runde gar nicht bieten zu können. Vier Schritte haben Vorrang.
Vier vorrangige Schritte
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GBG-Registrierung anstoßen
Authentifizierung und Registrierung für die BNetzA-Plattform bis 1. September 2026 abschließen. Diese Frist ist eine harte Bedingung, kein Verwaltungsdetail.
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Präqualifikation vorbereiten
Unterlagen mit dem Übertragungsnetzbetreiber abstimmen: Netzanschluss, Emissionsnachweis und der Ausschluss von Doppelförderung müssen belastbar dokumentiert sein.
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Gebotsstrategie im Portfolio verankern
Standortwahl mit Blick auf die Südquote treffen und die Laufzeit von 1, 7 oder 15 Jahren gegen die Investitionsschwellen rechnen. Kapazitäts- und Energiemarkt zusammen betrachten.
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Speicher auf 2027 vorbereiten
Speicher- und Flexibilitätsbetreiber planen die Runden ab Mai 2027 ein und berücksichtigen die EWR-Komponentenquote früh in Beschaffung und Lieferkette.
Der Kapazitätsmarkt ist ein Baustein der digitalen Energiewende, kein Einzelthema. Er greift in dieselbe Digitalisierung wie das Engpassmanagement, das der Beitrag zu Redispatch 3.0 beschreibt. Erst Marktdesign, Gebotsprozess und Netzsteuerung zusammen ergeben ein vollständiges Bild.
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
Das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) führt in Deutschland einen zentralen Kapazitätsmarkt ein. Verkürzt gesagt wird nicht nur gelieferter Strom vergütet, sondern die verlässliche Bereithaltung von Leistung für Stunden, in denen Wind und Sonne fehlen. Das Bundeskabinett hat den Entwurf am 13. Mai 2026 beschlossen, das Lieferjahr beginnt ab 2031. Das StromVKG ist der Nachfolger des nie in Kraft getretenen Kraftwerkssicherheitsgesetzes.
2026 gibt es zwei Ausschreibungen für Langzeitkapazität mit den Gebotsterminen 8. September und 22. Dezember 2026. Ausgeschrieben werden je 4,5 Gigawatt reduzierte Leistung, zusammen 9 Gigawatt. Wer bieten will, muss Registrierung und Authentifizierung für die BNetzA-Plattform GBG bis spätestens 1. September 2026 abgeschlossen haben.
Die Langzeitkapazität verlangt mindestens zehn zusammenhängende Stunden konstante Volllast, die Speicher mit maximal einer Stunde Vorlauf jederzeit erneut bereitstellen müssen. Das schließt energiebegrenzte Batterien praktisch aus. Zusätzlich müssen bei 15-Jahres-Geboten mindestens 50 Prozent resilienzrelevanter Komponenten aus dem Europäischen Wirtschaftsraum stammen. Erst ab dem Gebotstermin 18. Mai 2027 dürfen Batteriespeicher in der Erzeugungskapazität mitbieten.
Die Teilnahme ist vollständig digital. Gebote gehen ausschließlich über die elektronische Plattform Geschlossene Benutzergruppe (GBG) der Bundesnetzagentur ein. Die Präqualifikation übernehmen die Übertragungsnetzbetreiber, Voraussetzung sind ein Netzanschlussnachweis und der Ausschluss von Doppelförderung. Als Sicherheitsleistung sind 15 Prozent des Höchstgebotswerts zu hinterlegen, rund 173.000 Euro je Megawatt.
Zuerst die GBG-Registrierung und Authentifizierung anstoßen, denn die Frist 1. September 2026 ist eine harte Bedingung, keine Formalie. Danach die Präqualifikationsunterlagen mit dem Übertragungsnetzbetreiber abstimmen und die Gebotsstrategie im Portfolio verankern, inklusive Standortwahl mit Blick auf die Südquote und der Wahl der Laufzeit von 1, 7 oder 15 Jahren. Speicher- und Flexibilitätsbetreiber bereiten sich auf die Runden ab Mai 2027 vor und planen die EWR-Komponentenquote in der Beschaffung ein.