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Kapazitätsmarkt 2026: StromVKG und Bedingungen für Batteriespeicher

Redaktion Logic Energy · Veröffentlicht am 11. August 2026 · Aktualisiert am 14. Oktober 2026

Deutschland führt mit dem StromVKG einen Kapazitätsmarkt für das Zieljahr 2031 ein. Für Batteriespeicher kann eine zusätzliche Erlösquelle entstehen – wenn Ausschreibung, Technik und Verpflichtungen zusammenpassen. Stand: 14. Oktober 2026.

Schrankförmiges Batteriespeichersystem – beispielhafte Produktdarstellung, keine Produktempfehlung. — Beispielhafte Produktdarstellung · Yan lance / Wikimedia Commons.

Die kurze Antwort

Ein Kapazitätsmarkt vergütet die Bereitstellung gesicherter elektrischer Leistung zusätzlich zum Stromverkauf. Das StromVKG vom 21. Juli 2026 ist veröffentlicht; die EU-Kommission hat es am 2. September 2026 ohne weitere Maßgaben beihilferechtlich genehmigt. Für Batteriespeicher bleiben die ersten Langzeitkapazitäts-Ausschreibungen technisch anspruchsvoll: mindestens zehn Stunden ununterbrochene Einspeisung bei 80 Prozent der installierten Leistung und erneute Erfüllbarkeit spätestens nach drei Stunden. 244.000 Euro je MW reduzierter Leistung und Jahr sind der Höchstgebotswert, keine garantierte Zahlung an jeden Speicher. StromVKG §§ 12, 39 und 74; amtliche Genehmigungsbekanntmachung.

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.

Welche Regel betrifft Ihr Speicherprojekt?

Ordnen Sie zuerst Langzeitkapazität, Erzeugungskapazität oder die späteren Kapazitätsrunden zu. Nennen Sie in einer Anfrage Leistung, nutzbare Energie und den geplanten Einsatz; offene Bedingungen lassen sich so konkret benennen.

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Was ist ein Kapazitätsmarkt?

Ein Kapazitätsmarkt ist ein Strommarktdesign, das neben tatsächlicher Stromerzeugung die Bereitstellung und Vorhaltung gesicherter Leistung vergütet. Beim deutschen StromVKG entsteht die Kapazitätsverpflichtung mit dem Zuschlag. Die Anlage muss die gebotene nominale Leistung verfügbar halten; überprüft wird dies in Hochpreisviertelstunden. Der Mechanismus soll zusätzliche Kapazität und die Bereithaltung geeigneter Anlagen anreizen. Ob ein einzelnes Projekt damit wirtschaftlich wird, folgt erst aus seinen Kosten, Pflichten und tatsächlichen Zuschlagsbedingungen. §§ 1, 2, 65 und 74 StromVKG.

Energy-only-Markt und seine Grenzen

Im Energy-only-Markt werden Einnahmen aus dem Verkauf von Strom erzielt. Bei selten genutzten Anlagen hängt die Finanzierung unter anderem davon ab, ob die Erlöse der Einsatzstunden die laufenden und fixen Kosten tragen. Kapazitätszahlungen sollen zusätzliche Anreize für gesicherte Leistung setzen und ergänzen die Energieerlöse. Sie sind kein Nachweis, dass ein bestimmter Batteriespeicher oder jedes Reservekraftwerk ohne Kapazitätszahlung unrentabel wäre. Der Begriff Missing Money ist deshalb eine Erklärung des möglichen Investitionsproblems, keine individuelle Renditediagnose. EU-Kommission; EU-Sektorenbericht 2016, PDF-Seite 28, Abs. 63–66 und Seiten 47–48, Abs. 123–125.

Warum Deutschland gesicherte Leistung braucht

Der Bedarf hängt vom Ausbaupfad ab. Die Bundesnetzagentur untersucht im Versorgungssicherheitsmonitoring 2025 ein Zielszenario und ein Szenario verzögerter Energiewende. Bis 2035 ist die Versorgung in diesen Berechnungen gesichert, wenn bis zu 22,4 GW beziehungsweise bis zu 35,5 GW zusätzliche steuerbare Kapazität errichtet werden. Die Zahlen beschreiben den Bruttozubau und berücksichtigen Stilllegungen älterer Anlagen nicht als Abzug. Nachfrageflexibilität, erneuerbarer Zubau und weitere Annahmen unterscheiden die Szenarien. Bundesnetzagentur, 3. September 2025 .

Das Strom-VKG im Überblick

Das StromVKG vom 21. Juli 2026 ist veröffentlicht. Die amtliche Bekanntmachung bestätigt die EU-Beihilfegenehmigung vom 2. September ohne weitere Maßgaben. § 87 enthält den Anwendungsvorbehalt; die Genehmigung ist daher ein eigener Verfahrensnachweis. Der besondere Kapazitätsmarkt adressiert zunächst November 2031 bis Oktober 2032. Die Bundesnetzagentur beschreibt einen anschließenden umfassenden Kapazitätsmarkt. Für einen Batteriespeicher ist daraus keine bereits festgelegte künftige Vergütung ableitbar. geltendes Gesetz ; Genehmigungsbekanntmachung ; BNetzA: Einordnung des besonderen Marktes ; historischer Regierungsentwurf 21/6279 .

Wann gilt was – und wann muss Leistung bereitstehen?

22. Juli 2026: Veröffentlichung des StromVKG.
2. September 2026: EU-Beihilfegenehmigung ohne weitere Maßgaben.
8. September / 29. Dezember 2026: reguläre Gebotstermine für Langzeitkapazitäten.
18. Mai 2027: Erzeugungskapazitäten ohne Langzeitkriterium.
1. November 2031: Beginn der Verpflichtungsjahre; 15 Jahre für Langzeit- und Erzeugungskapazitäten.

Deutschland; Ereignisfolge nach dem StromVKG. Genehmigung, Gebot, Zuschlag und Leistungsbeginn sind unterschiedliche Zustände. StromVKG §§ 2, 4, 5, 12; Genehmigungsbekanntmachung.

Die Eckdaten der Ausschreibungen

Eckdaten der Kapazitätsausschreibungen (Strom-VKG)

Parameter	Wert
ParameterHöchstgebotswert Langzeit- und Erzeugungskapazität	Wert244.000 €/MW reduzierte Leistung/Jahr (§ 39 Abs. 1); keine garantierte Zuschlagshöhe
ParameterVerfahren	WertPay-as-bid: Zuschlag zum eigenen Gebotswert (§ 48 Abs. 4), nach Prüfung und Reihung
ParameterReguläre Langzeittermine	Wert8. September und 29. Dezember 2026 (§ 4 Abs. 1); erster Termin bereits verstrichen
ParameterReguläres Volumen je Termin	Wert4,5 GW reduzierte Leistung; Anpassungen/Nachholung nach § 4 Abs. 3 und 4 beachten
ParameterVerpflichtungszeitraum	Wert15 Jahre bei Langzeit- und Erzeugungskapazitäten (§ 12 Abs. 2), beginnend 1. November 2031
ParameterErzeugungskapazitäten ohne Langzeitkriterium	Wert2 GW am 18. Mai 2027 (§ 5); übrige Teilnahmebedingungen gelten weiter
ParameterRegionale Steuerung	WertBesondere Kraftwerksreihung: Nord-Grenzgebot und 16.000 €/MW reduzierte Leistung/Jahr Südbonus (§ 48 Abs. 5); keine pauschale Nordquote für jeden Speicher

Quelle: StromVKG §§ 4, 5, 12, 39 und 48.

§ 15 und Anlage 2 verlangen für erfasste Endprodukte und wichtigste spezifische Bauteile die dort bestimmte Herkunft aus der EU oder einem Drittstaat mit EU-Freihandelsabkommen beziehungsweise Zollunion. Der Herkunftsnachweis ist beim Abschluss der vorläufigen Präqualifizierung zu erbringen. § 15 und Anlage 2 StromVKG

Was bedeutet das für Batteriespeicher?

Batteriespeicher können an passenden Ausschreibungen teilnehmen, müssen aber sämtliche Voraussetzungen erfüllen. § 12 Abs. 5 fordert bei Langzeitkapazitäten mindestens zehn aufeinanderfolgende Stunden Einspeisung mit 80 Prozent der installierten Leistung. Für energiebegrenzte Technologien muss diese Anforderung jederzeit spätestens nach drei Stunden wieder erfüllt werden können. Das ist keine allgemeine Erlaubnis, beliebig drei Stunden auszusetzen. Bei einem Anlagenpool gilt die Leistungsanforderung für den Pool; § 12 Abs. 4 verlangt unter anderem dieselbe Technologieklasse und schließt Kleinanlagenpools in diesen beiden Ausschreibungstypen aus. Ein Kurzzeitspeicher ist daher nicht allein wegen seiner MW-Nennleistung geeignet. § 12 StromVKG .

Kapazitätszahlungen können im Multi-Use-Betrieb neben Arbitrage, Regelenergie oder einem anderen geeigneten Einsatz stehen. Sie dürfen aber nicht ohne Zeit- und Pflichtenabgleich einfach zum übrigen Umsatz addiert werden. Zur marktlichen Nutzung von Preisen führt der Beitrag Wie Batteriespeicher negative Strompreise in Erlöse verwandeln. Eigenverbrauch ist ein anderer Anwendungsfall und ersetzt keinen Nachweis der Einspeiseverpflichtung im Kapazitätsmarkt.

MW und MWh: Was verlangt das Zehn-Stunden-Kriterium?

Modell, kein Projektbeispiel: Für einen Speicher mit 1 MW installierter Ausspeiseleistung bedeuten 80 Prozent eine Einspeisung von 0,8 MW. Zehn Stunden dieser Einspeisung entsprechen 8 MWh Energie am Netz: 1 MW × 0,80 × 10 h = 8 MWh.

Installierte Ausspeiseleistung: 1 MW.
Geforderte Dauerleistung im Modell: 0,8 MW.
Mindestens zehn Stunden: 8 MWh eingespeiste Energie.
Die gesetzliche Anforderung muss jederzeit spätestens nach drei Stunden wieder erfüllt werden können.

Die 8 MWh sind keine vorgeschriebene Zell-Nennkapazität. Verluste, nutzbarer Ladebereich, Alterung, Ladeleistung und Netzanschluss müssen zusätzlich geprüft werden. Diese vereinfachte Rechnung ist kein Präqualifizierungsnachweis. Deutschland, Langzeitkapazitäten, Stand 14. Oktober 2026. § 12 Abs. 5 StromVKG.

Reduzierte Leistung: Warum der Höchstwert nicht pro Nenn-MW ausgezahlt wird

§ 22 berechnet die reduzierte Leistung als gebotene nominale Leistung multipliziert mit dem anwendbaren Reduktionsfaktor. Bei Batterien hängt der Langzeitfaktor in Anlage 4 von der Höchsterbringungsdauer ab. Dort stehen beispielsweise 0,58 bei zehn Stunden, 0,66 bei zwölf Stunden und 0,85 bei zwanzig Stunden. Die Höchsterbringungsdauer ist nach § 2 die mögliche Einspeisung im Umfang der gebotenen nominalen Leistung; sie ist nicht automatisch dasselbe wie zehn Stunden bei 80 Prozent der installierten Leistung. Die Tabelle ersetzt die Prüfung der jeweiligen technischen Mindestanforderung nicht. §§ 2, 22, 23 und Anlage 4.

Batterie-Höchsterbringungsdauer	Langzeit-Reduktionsfaktor	Leistungsbezug
Batterie-Höchsterbringungsdauer10 Stunden	Langzeit-Reduktionsfaktor0,58	Leistungsbezuggebotene nominale Leistung
Batterie-Höchsterbringungsdauer12 Stunden	Langzeit-Reduktionsfaktor0,66	Leistungsbezuggebotene nominale Leistung
Batterie-Höchsterbringungsdauer20 Stunden	Langzeit-Reduktionsfaktor0,85	Leistungsbezuggebotene nominale Leistung

Quelle: StromVKG Anlage 4. Deutschland, Langzeitausschreibungen; andere Runden verwenden ihre veröffentlichten Faktoren nach § 23 Abs. 1. Werte sind Leistungsfaktoren und keine Renditeprozente.

Vom Gebot zum jährlichen Betrag – ein reines Rechenszenario

1 MW angenommene gebotene nominale Leistung.
× 0,58 Langzeitfaktor für eine Batterie mit zehn Stunden Höchsterbringungsdauer.
= 0,58 MW reduzierte Leistung.
× 200.000 €/MW/Jahr angenommener eigener Gebotswert unterhalb des Höchstwerts.
= 116.000 €/Jahr rechnerische Kapazitätsvergütung bei entsprechendem Zuschlag und erfüllten Voraussetzungen.

Modellannahmen, Deutschland, Langzeitkapazität. Der Gebotswert 200.000 Euro ist frei gewählt und kein beobachteter Zuschlag. 1 × 0,58 × 200.000 = 116.000. Die Rechnung ist weder Nettoerlös noch Rendite und beweist keine technische oder rechtliche Teilnahmefähigkeit. Kosten, Vergütungsreduktionen, Ausgleichszahlungen, Pönalen und Preisspitzenausgleich sind darin nicht berücksichtigt. §§ 22, 39, 65, 74, 76, 80, 81 und Anlage 4.

Multi-Use: Pflichten und Erlöse gemeinsam prüfen

Die jährliche Kapazitätsvergütung ist gemäß § 74 das Produkt aus Gebotswert und gebotener reduzierter Leistung. Verpflichtungsfreie Nichtverfügbarkeit kann sie anteilig reduzieren. Der Übertragungsnetzbetreiber zahlt sie innerhalb von 60 Werktagen nach Ende des Verpflichtungsjahres; eine jährliche Erlöszahl ist daher noch kein monatlicher Zahlungsplan. Verfügbarkeitsfehlmengen, ein unvollständiger Funktionsnachweis oder eine nicht rechtzeitig realisierte Anlage können zusätzliche Zahlungsverpflichtungen auslösen. Die konkreten Regelungen stehen in §§ 64, 76 und 80. StromVKG §§ 64, 74, 76 und 80.

Hinzu kommt der Preisspitzenausgleich nach § 81: Er fällt für Viertelstunden an, in denen der Spotmarktpreis den maßgeblichen Ausübungspreis überschreitet, unabhängig vom tatsächlichen Betrieb der Anlage. Das ist eine wichtige Grenze für die einfache Addition von Kapazitätszahlung und Hochpreiserlösen aus Arbitrage. Wer ein Erlösmodell vergleicht, sollte daher Leistungspflichten, Ladezustand, Einsatzzeiten, Kosten und Rückzahlungen in derselben Rechnung zeigen. § 81 und Anlage 7 StromVKG

Welche Unterlagen machen eine Investorenfrage konkret?

Technisches Datenblatt mit installierter Ausspeiseleistung, nutzbarer Energie und Höchsterbringungsdauer.
Netzanschlussgrundlage für Einspeisen und Wiederaufladen sowie Standort- und Herkunftsnachweise.
Gewählter Ausschreibungstyp, Präqualifizierungsstand und gegebenenfalls konkreter Zuschlagsbescheid.
Ein Erlösmodell mit getrennten Kapazitäts- und Marktumsätzen, Kosten, Sicherheiten und Rückzahlungsrisiken.
Vertragliche Zuordnung: Wer bietet, wer ist Kapazitätsverpflichteter, wer trägt Kosten und Pönalen?

Nutzen Sie die gesetzlichen Prüffragen, um Teilnahmevoraussetzungen, Betreiberrolle und benötigte Nachweise für Ihr Vorhaben zu klären. StromVKG Abschnitte 3, 5, 6, 9 und 10 .

Kritik und offene Fristen

Das Design ist umstritten. Der bne kritisierte im Mai-Referentenentwurf Marktverzerrungen, Zugangshürden und fehlende Angaben zu Höchstwert und Umlagegestaltung. Der BEE hielt die Nachbesserungen am 6. Juli für unzureichend zur vollständigen Technologieoffenheit und verwies auf verbleibende Hürden für Speicher. Diese Positionen sind von der später erteilten EU-Genehmigung und der geltenden Norm zu trennen. Die regulatorischen Grundlagen für geeignete Niederspannungsfälle vertieft § 14a EnWG für Batteriespeicher-Investoren ; § 14a ist kein allgemeiner Teilnahmenachweis für Großspeicher im Kapazitätsmarkt. bne-Stellungnahme ; BEE-Originalposition ; § 14a EnWG: gesonderter Steuerungsrahmen .

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Häufige Fragen (FAQ)

Was unterscheidet den Kapazitätsmarkt vom Energy-only-Markt?

Im Energy-only-Markt steht der Verkauf elektrischer Energie im Mittelpunkt. Der Kapazitätsmarkt ergänzt eine Vergütung für verfügbare gesicherte Leistung. Im StromVKG gehören dazu ein Zuschlag, eine Verfügbarkeitsverpflichtung und weitere Nachweise; die Zahlung ist nicht bedingungslos.

Wann startet der deutsche Kapazitätsmarkt konkret?

Die regulären Langzeittermine sind der 8. September und 29. Dezember 2026 mit je 4,5 GW reduzierter Leistung; Mengenanpassungen und Nachholung richten sich nach § 4 StromVKG. Der erste Termin ist am heutigen Stand bereits verstrichen. Die Verpflichtung beginnt am 1. November 2031. Ein umfassender Folgemarkt ab 2032 ist von diesen geltenden Regeln zu unterscheiden.

Können Batteriespeicher an den ersten Ausschreibungen teilnehmen?

Grundsätzlich sind Stromspeicheranlagen erfasst. Bei Langzeitkapazitäten müssen mindestens zehn Stunden ununterbrochene Einspeisung bei 80 Prozent der installierten Leistung möglich sein; die Anforderung muss jederzeit spätestens nach drei Stunden wieder erfüllt werden können. Weitere Bedingungen wie Standort, Herkunft und Präqualifizierung gelten zusätzlich.

Wie hoch ist die maximale Kapazitätsvergütung?

244.000 Euro je MW reduzierter Leistung und Jahr sind der Höchstgebotswert für Langzeit- und Erzeugungskapazitäten. Bezuschlagte Gebote erhalten ihren jeweiligen Gebotswert; die nominale Leistung wird für die reduzierte Leistung mit einem Reduktionsfaktor multipliziert. Verfügbarkeit, Preisspitzenausgleich, Kosten und weitere Pflichten bestimmen das wirtschaftliche Ergebnis.

Warum braucht Deutschland überhaupt einen Kapazitätsmarkt?

Der Kapazitätsmarkt soll ausreichend gesicherte elektrische Leistung bereitstellen. Das Monitoring 2025 beschreibt bis 2035 bedingte Bruttozubau-Szenarien von bis zu 22,4 GW und bis zu 35,5 GW. Das sind weder eine aktuelle gemessene Lücke noch eine Garantie, dass ein individuelles Speicherprojekt benötigt oder vergütet wird.

Ist das StromVKG bereits veröffentlicht und genehmigt?

Das StromVKG vom 21. Juli 2026 ist im Bundesgesetzblatt 2026 I Nr. 210a veröffentlicht; der Textnachweis beginnt am 22. Juli 2026. Die EU-Kommission genehmigte das Gesetz am 2. September 2026 ohne weitere Maßgaben.

Sind Kapazitätsvergütung und Arbitrageerlös einfach addierbar?

Nicht ohne Pflichtenabgleich. Verfügbarkeit, Funktionsnachweise, mögliche Ausgleichszahlungen und der Preisspitzenausgleich nach § 81 StromVKG gehören in dieselbe Rechnung. Der Preisspitzenausgleich kann unabhängig vom tatsächlichen Anlagenbetrieb anfallen.

Bedeutet zehn Stunden bei 80 Prozent automatisch acht Stunden Höchsterbringungsdauer?

Nein. Die Mindestanforderung an Langzeitkapazitäten nach § 12 Abs. 5 und die Höchsterbringungsdauer nach § 2 verwenden unterschiedliche Leistungsbezüge. Höchsterbringungsdauer wird für die Einspeisung im Umfang der gebotenen nominalen Leistung bestimmt. Das Verhältnis muss für die konkrete Auslegung geprüft werden.

FAQ-Grundlagen: StromVKG §§ 1, 2, 4, 12, 22, 39, 65, 74 und 81; Genehmigungsbekanntmachung; Monitoring 2025.

Fazit: Kapazitätsmarkt als Chance mit technischen und finanziellen Bedingungen

Der Kapazitätsmarkt eröffnet einen zusätzlichen Investitionsrahmen für gesicherte Leistung. Für Speicher sind jedoch das gewählte Ausschreibungsprodukt, technische Dauerleistungsfähigkeit, Reduktionsfaktor und Lieferkettenbedingungen entscheidend. Die Langzeitregeln können kurze Speicher benachteiligen; aus dieser Hürde folgt kein feststehendes Zuschlagsergebnis. Die Runde für Erzeugungskapazitäten am 18. Mai 2027 verzichtet auf das Langzeitkriterium, aber nicht auf ihre übrigen Voraussetzungen. Ein umfassender Markt ab 2032 bleibt ein gesondertes Vorhaben. Planen Sie Kapazitätserlöse nur als nachvollziehbar bedingten Baustein und erst bei konkreter Erfüllbarkeit und dokumentierter Vergütung. §§ 5, 12, 22, 39 und 74 StromVKG.

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.

Nächster Schritt: Ihre Speicherfrage konkretisieren

Nutzen Sie die Prüffragen, um zwischen einer möglichen zusätzlichen Erlösquelle und einem nachgewiesenen Zuschlag zu unterscheiden. Wenn Sie dazu Kontakt aufnehmen möchten, nennen Sie den geplanten Einsatz und die vorhandenen Unterlagen.

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Quellenangaben

Primärquellen und datierte Verbandspositionen

Weiterführende Quellen

Weitere Hintergrundberichte zum Gesetzgebungsverfahren. Beachten Sie bei älteren Entwurfsberichten den damaligen Stand und vergleichen Sie ihn mit dem veröffentlichten Gesetz.

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