Kapazitätsmarkt 2026: Was das Strom-VKG für Batteriespeicher-Investoren bedeutet

Verfasst von Redaktion Logic Energy

Deutschland führt einen Kapazitätsmarkt ein. Für Batteriespeicher entsteht perspektivisch eine neue Erlösquelle – 2026 aber noch mit Hürden. Was das Strom-VKG bringt.

Die kurze Antwort

Ein Kapazitätsmarkt vergütet die reine Vorhaltung gesicherter Leistung – nicht nur den eingespeisten Strom. Mit dem im Juli 2026 verabschiedeten Strom-VKG führt Deutschland einen solchen Mechanismus ein. Für Batteriespeicher-Investoren entsteht damit perspektivisch eine zusätzliche Erlösquelle, in den ersten Ausschreibungen 2026 sind Speicher aber strukturell benachteiligt. Der Höchstwert für Langzeitkapazität liegt bei 244.000 Euro pro MW und Jahr.

Mit dem wachsenden Anteil von Wind und Sonne an der Stromproduktion braucht das System der Energiewende gesicherte Leistung für Dunkelflauten. Ein Kapazitätsmarkt schafft dafür die wirtschaftlichen Anreize. Der Beitrag richtet sich an Investoren, Projektierer und Entscheider im Bereich Batteriespeicher und flexible Kraftwerke; den Erlösüberblick liefert der Leitfaden zum Batteriespeicher als Investment.

Was ist ein Kapazitätsmarkt?

Kurz gesagt: Ein Kapazitätsmarkt vergütet nicht nur eingespeisten Strom, sondern die reine Bereitstellung gesicherter Leistung – unabhängig vom Abruf. Er ergänzt den Energy-only-Markt und schafft Investitionssicherheit für Kraftwerke, Batteriespeicher und flexible Lasten. In Belgien, Großbritannien, Frankreich und Polen existiert er bereits.

Ein Kapazitätsmarkt ist ein Strommarktdesign, in dem nicht nur die tatsächliche Stromerzeugung, sondern auch die reine Bereitstellung und Vorhaltung gesicherter Leistung vergütet wird. Er honoriert die Bereitschaft, jederzeit Strom liefern zu können. Kapazitätsmärkte sorgen so für Versorgungssicherheit: Sie vergüten die Vorhaltung von Kraftwerkskapazitäten und bieten finanzielle Anreize für den Neubau flexibler Kraftwerke und Batteriespeicher, die sich sonst nicht refinanzieren würden.

Energy-only-Markt und seine Grenzen

Kurz gesagt: Im Energy-only-Markt verdienen Anlagen nur bei tatsächlicher Einspeisung. Reservekraftwerke, die selten laufen, refinanzieren sich darüber nicht – das Missing-Money-Problem. Kapazitätszahlungen schließen die Lücke, indem sie die Vorhaltung von Erzeugungskapazitäten vergüten und Investitionen anreizen.

Im heutigen Energy-only-Markt verdienen Anlagen nur, wenn sie tatsächlich Strom liefern. Das führt zum Missing-Money-Problem: Reservekraftwerke, die nur selten laufen, refinanzieren sich über den reinen Strompreis nicht. Kapazitätszahlungen schließen diese Lücke, indem sie die Vorhaltung von Erzeugungskapazitäten vergüten – und so Investitionen in flexible Kraftwerke, Speicher und regelbare Lasten anreizen.

Warum Deutschland gesicherte Leistung braucht

Kurz gesagt: Mit Kohle- und Atomausstieg gehen bis 2030 über 30 Gigawatt gesicherte Leistung vom Netz, während die Spitzenlast Richtung 98 Gigawatt steigt. Nach dem Versorgungssicherheitsmonitoring fehlen bis 2031 mindestens 15 Gigawatt – der Kapazitätsmarkt soll diese Lücke schließen.

Der Bedarf ist absehbar. Mit dem Kohleausstieg und dem bereits vollzogenen Atomausstieg gehen bis 2030 mehr als 30 Gigawatt gesicherte Leistung vom Netz, während die Spitzenlast durch steigende Stromnachfrage – getrieben von Elektromobilität, Wärmepumpen und Industrie – Richtung 98 Gigawatt wächst. Nach dem Versorgungssicherheitsmonitoring fehlen bis 2031 mindestens 15 Gigawatt gesicherte Leistung; der Bedarf an zusätzlichen steuerbaren Kapazitäten wird bis 2035 auf bis zu rund 35 Gigawatt beziffert.

Das Strom-VKG im Überblick

Kurz gesagt: Das Strom-VKG wurde am 9. Juli 2026 im Bundestag und am 10. Juli im Bundesrat beschlossen. Ausstehend sind die Verkündung im Bundesgesetzblatt und die EU-Beihilfegenehmigung – ohne sie können Ausschreibungen starten, aber keine Zuschläge erteilt werden. Ein Vollmarkt ist ab 2032 geplant.

Das Strom-VKG durchlief den Gesetzgebungsprozess 2026 zügig: Referentenentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums im April, Kabinettsbeschluss im Mai, Verabschiedung im Bundestag am 9. Juli und Zustimmung des Bundesrats am 10. Juli 2026. Ausstehend sind noch die Verkündung im Bundesgesetzblatt und die beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission. Ziel ist ausreichend steuerbare Leistung bis 2031; ein vollwertiger, technologieoffener Kapazitätsmarkt ist ab 2032 vorgesehen.

Die Eckdaten der Ausschreibungen

Kurz gesagt: Der Höchstwert für Langzeitkapazität liegt bei 244.000 Euro pro MW und Jahr (angehoben von 173.000). Die ersten Ausschreibungen laufen am 8. September und 29. Dezember 2026 über je 4,5 Gigawatt, mit 15 Jahren Bindung; das Verfahren ist Pay-as-bid.
Eckdaten der Kapazitätsausschreibungen (Strom-VKG)
ParameterWert
Höchstgebotswert Langzeitkapazität244.000 €/MW·a (von 173.000 €)
VerfahrenPay-as-bid
Erste Ausschreibungen8. September und 29. Dezember 2026
Volumen je Termin4,5 GW reduzierte Leistung
Erbringungszeitraum15 Jahre (Langzeitkapazität)
Technologieoffene Ausschreibung2 GW am 18. Mai 2027
Regionale Vorgabemind. ein Drittel im Norden
Quelle: BMWE / Bundestag / BDEW / pv magazine (Juli 2026)

Der Höchstwert wurde gegenüber dem Regierungsentwurf um 41 Prozent angehoben, um genügend Bieter und ausreichende Kraftwerkskapazitäten zu sichern. Zusätzlich gilt eine Fertigungsquote von mindestens 50 Prozent wesentlicher Bauteile aus dem EWR oder EU-Freihandelspartnerländern.

Was bedeutet das für Batteriespeicher?

Kurz gesagt: Batteriespeicher dürfen teilnehmen, müssen aber zehn Stunden Leistung bei 80 Prozent liefern. Für kürzere Speicher kaum erfüllbar – die ersten rund neun Gigawatt gehen faktisch an Gaskraftwerke. Kapazitätserlöse sind ein zusätzlicher Baustein im Multi-Use-Betrieb.

Batteriespeicher dürfen an den Ausschreibungen teilnehmen, müssen aber technische Hürden erfüllen: In der finalen Fassung sind zehn Stunden ununterbrochene Leistung bei mindestens 80 Prozent der installierten Leistung gefordert, danach sind drei Stunden Unterbrechung erlaubt. Für viele Speicher mit kürzerer Speicherdauer ist das kaum zu erfüllen – die ersten rund neun Gigawatt Langzeitkapazität gehen damit faktisch an Gaskraftwerke. Kapazitätszahlungen sind ein zusätzlicher Baustein im Multi-Use-Betrieb neben Arbitrage, Regelenergie und Eigenverbrauch, wie ihn der Beitrag Wie Batteriespeicher negative Strompreise in Erlöse verwandeln zeigt.

Kritik und offene Fristen

Kurz gesagt: Der Verband bne warnt vor der Höchstwert-Anhebung um 41 Prozent; die Strompreisumlage könnte auf 0,54 Cent pro Kilowattstunde steigen. Der BEE sieht keine echte Technologieoffenheit. Für Investoren ist die noch offene EU-Beihilfegenehmigung der wichtigste Vorbehalt im Zeitplan.

Das Design ist nicht unumstritten. Der Verband bne warnt, die Anhebung des Höchstwerts um 41 Prozent sei ein falsches Signal; bei voller Ausschöpfung könnte die über die Netzentgelte auf Verbraucher umgelegte Strompreisumlage auf 0,54 Cent pro Kilowattstunde steigen. Der Bundesverband Erneuerbare Energie sieht trotz Nachbesserungen keine echte Technologieoffenheit in den ersten Runden. Für Investoren ist die noch offene EU-Beihilfegenehmigung der wichtigste Vorbehalt. Die regulatorischen Grundlagen für Speicher vertieft der Beitrag § 14a EnWG für Batteriespeicher-Investoren.

Hinweis: Dieser Artikel dient ausschließlich der allgemeinen Information und stellt keine Anlage- oder Rechtsberatung dar. Angaben zum Gesetzgebungsstand entsprechen dem Stand August 2026; das Strom-VKG steht unter beihilferechtlichem Vorbehalt und kann sich ändern. Alle Angaben ohne Gewähr.

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Häufige Fragen (FAQ)

Was unterscheidet den Kapazitätsmarkt vom Energy-only-Markt?

Im Energy-only-Markt verdienen Anlagen nur bei tatsächlicher Einspeisung. Der Kapazitätsmarkt zahlt zusätzlich für die reine Bereitstellung gesicherter Leistung – auch wenn eine Anlage nie abgerufen wird. Das soll das Missing-Money-Problem von Reservekapazitäten lösen.

Wann startet der deutsche Kapazitätsmarkt konkret?

Die ersten Ausschreibungen finden am 8. September und 29. Dezember 2026 statt, je 4,5 GW Langzeitkapazität mit 15 Jahren Bindung. Ein vollwertiger technologieoffener Kapazitätsmarkt ist ab 2032 vorgesehen.

Können Batteriespeicher an den ersten Ausschreibungen teilnehmen?

Ja, formal – aber mit Hürden: zehn Stunden Dauerleistung bei 80 Prozent, danach drei Stunden Wiederbefüllung. Für Speicher mit kürzerer Speicherdauer ist das kaum erfüllbar; die ersten rund neun Gigawatt gehen faktisch an Gaskraftwerke.

Wie hoch ist die maximale Kapazitätsvergütung?

Bis zu 244.000 Euro pro MW reduzierter Leistung und Jahr (Höchstgebotswert, Pay-as-bid) – angehoben von ursprünglich 173.000 Euro, um genügend Bieter zu sichern.

Warum braucht Deutschland überhaupt einen Kapazitätsmarkt?

Mit Kohle- und Atomausstieg gehen bis 2030 über 30 Gigawatt gesicherte Leistung vom Netz. Nach dem Versorgungssicherheitsmonitoring fehlen bis 2031 mindestens 15 Gigawatt. Der Kapazitätsmarkt soll Investitionen in gesicherte Leistung anreizen und Blackout-Risiken senken.

Ist das Gesetz schon rechtskräftig?

Bundestag und Bundesrat haben im Juli 2026 zugestimmt. Es fehlen noch die Verkündung im Bundesgesetzblatt und die beihilferechtliche EU-Genehmigung. Ohne diese können Ausschreibungen starten, aber keine Zuschläge erteilt werden.

Fazit: Chance mit Ansage – aber noch nicht für 2026

Der Kapazitätsmarkt ist für Batteriespeicher-Investoren eine Chance mit Ansage. Das Strom-VKG schafft den Rahmen, benachteiligt Speicher in den ersten Langzeitkapazitäts-Ausschreibungen aber strukturell; die ersten rund neun Gigawatt gehen faktisch an Gaskraftwerke. Die relevanten Fenster sind die technologieoffene Runde im Mai 2027 und der Vollmarkt ab 2032.

Bis dahin sind Kapazitätszahlungen ein zusätzlicher, unsicherer Baustein: Wie Speicher heute schon Geld verdienen, zeigen der Batteriespeicher-Leitfaden und der Beitrag zur Momentanreserve als neuer Markt. Grundlagen liefert unsere Seite zu PV-Batteriespeichern für Gewerbe.

Quellenangaben

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Redaktion Logic Energy https://www.logicenergy.de/
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