Stand dieses Beitrags: 1. Mai 2026, Referentenentwurf
Das StromVKG ist seit dem 22. Juli 2026 in Kraft. Gegenüber dem hier beschriebenen Entwurf gilt: Die Gebotstermine der beiden Langzeit-Ausschreibungen sind der 8. September und der 29. Dezember 2026 (nicht der 1. September und der 8. Dezember), und Speicher müssen die Zehn-Stunden-Leistung nach spätestens drei Stunden wieder erbringen können statt nach einer. Die 2 GW Erzeugungskapazitäten werden in einer eigenen Runde am 18. Mai 2027 ausgeschrieben, wie es schon der Entwurf vorsah. Geltende Regeln und Termine: StromVKG beschlossen: Fahrplan und Regeln für Speicher.
Am 27. April 2026 hat das Bundeswirtschaftsministerium den Referentenentwurf des Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetzes (StromVKG) vorgelegt — den gesetzlichen Rahmen für die im Januar 2026 mit der EU-Kommission vereinbarte Kraftwerksstrategie. Für Batteriespeicher-Investoren ist das eine zwiespältige Nachricht: Der Staat ruft über die Gesamtstrategie 12 GW gesicherte Leistung ab und konkretisiert mit der ersten Tranche 2026 ein Volumen von 11 GW — aber das Regelwerk bevorzugt klar wasserstofffähige Gaskraftwerke. Welche Rolle Speicher in diesem Mechanismus wirklich spielen, zeigt die Markt-Analyse im Detail.
Was die Kraftwerksstrategie ausschreibt
Wichtig ist die saubere Trennung der Bezugsgrößen:
- Gesamtstrategie (Eckpunkte BMWE/EU-Kommission, 15.01.2026): 12 GW neue steuerbare Kapazität bis 2030/2031 — davon 10 GW mit 10-Stunden-Langfristkriterium (faktisch H2-ready Gas) und 2 GW technologieoffen. Verteilt auf drei Ausschreibungstranchen 2026, 2027 und 2029/2030.
- Erste Tranche (StromVKG-Referentenentwurf, 27.04.2026): 11 GW Gesamtvolumen — davon 9 GW Langfrist-Kraftwerke + 2 GW technologieoffen. Der Entwurf sah zwei Langzeit-Ausschreibungen am 01.09.2026 und 08.12.2026 vor (je 4,5 GW) und die 2 GW als eigene Ausschreibung für Erzeugungskapazitäten am 18.05.2027 — so fasst die DGB-Stellungnahme vom 05.05.2026 den Entwurf zusammen.
- Beschlossenes Gesetz (in Kraft seit 22.07.2026): Die beiden Langzeit-Ausschreibungen über je 4,5 GW haben die Gebotstermine 08.09.2026 und 29.12.2026 (§ 4 StromVKG). Bei den 2 GW Erzeugungskapazitäten ist es beim 18.05.2027 geblieben (§ 5).
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| Bezugsgröße | Volumen | Aufteilung | Quelle |
|---|---|---|---|
| Gesamtstrategie 2026-2030/2031 | 12 GW | 10 GW Langfrist + 2 GW technologieoffen | BMWE-PM 15.01.2026 |
| Erste Tranche (Entwurf) | 11 GW | 9 GW Langfrist (01.09. und 08.12.2026) + 2 GW Erzeugungskapazitäten (18.05.2027) | StromVKG-Entwurf 27.04.2026, nach DGB-Stellungnahme 05.05.2026 |
| Gebotstermin 08.09.2026 (Gesetz) | 4,5 GW Langzeitkapazitäten | Speicher nur mit mindestens 10 Stunden Dauer | § 4, § 12 Abs. 5 StromVKG |
| Gebotstermin 29.12.2026 (Gesetz) | 4,5 GW Langzeitkapazitäten | Speicher nur mit mindestens 10 Stunden Dauer | § 4, § 12 Abs. 5 StromVKG |
| Gebotstermin 18.05.2027 (Gesetz) | 2 GW Erzeugungskapazitäten | alle Erzeugungsanlagen, auch Speicher | § 5, § 12 Abs. 1 StromVKG |
Bei den Laufzeiten unterscheidet das beschlossene Gesetz: In den Langzeit-Ausschreibungen 2026 und in der 2-GW-Ausschreibung im Mai 2027 kann nur auf einen Verpflichtungszeitraum von 15 Jahren geboten werden (§ 12 Abs. 2 StromVKG). Die Staffel von 1, 7 oder 15 Jahren gilt erst in den Ausschreibungen für Kapazitäten ab dem 1. Dezember 2027 (§ 13 Abs. 2). Für 7 und 15 Jahre verlangt das Gesetz Mindestinvestitionen von 201.000 beziehungsweise 431.000 Euro je Megawatt reduzierte Leistung (§ 14 Abs. 1).
Das 10-Stunden-Kriterium — der eigentliche Knackpunkt
Der Referentenentwurf verlangte in § 12 Abs. 5: Langfristkapazitäten müssen mindestens 10 Stunden ununterbrochen in Höhe der installierten Leistung einspeisen können, und energiebegrenzte Technologien wie Batteriespeicher sollten das spätestens nach einer Stunde erneut können. Im beschlossenen Gesetz ist die Regel gelockert, aber geblieben: 10 aufeinanderfolgende Stunden mit 80 Prozent der installierten Leistung, für Speicher jederzeit spätestens nach 3 Stunden erneut (§ 12 Abs. 5 StromVKG).
In der Praxis schließt das Kriterium konventionelle Lithium-Ionen-Speicher mit 2-4 Stunden Entladedauer aus dem 9-GW-Langfrist-Volumen aus. Ein Speicher braucht dafür mindestens zehn Stunden Dauer — ein Vielfaches der heute üblichen Kapazität.
Strukturelle Benachteiligung im Kapazitätsmechanismus
Laut BNE-Stellungnahme vom 05.05.2026 zum StromVKG-Referentenentwurf weist Deutschland Batteriespeichern mit 10 Stunden Dauer einen Derating-Faktor von 58 % zu. Der BNE setzt diesen Wert ins Verhältnis zu Belgien (77 %, im BNE-Papier als „CRM 2025“ ausgewiesen) und UK (über 92 %, laut BNE aus den Richtlinien zur T-4-Auktion 2029/30). Das heißt nach BNE-Lesart: Ein 100-MW-Speicher mit zehn Stunden Dauer zählt in Deutschland nur als 58 MW gesicherte Leistung — in UK als gut 92 MW. Die britischen und belgischen Werte sind hier nicht an den Primärquellen nachgeprüft; sie sind als Verbandsangabe einzuordnen.
Der deutsche Wert steht inzwischen im Gesetz: Anlage 4 StromVKG nennt für Batterien mit 10 Stunden Höchsterbringungsdauer den Reduktionsfaktor 0,58, mit 24 Stunden 0,89. Unter 10 Stunden gibt es in den Langzeit-Ausschreibungen keinen Faktor.
Branchenkritik: BNE, BSW und 42 % der Bürger
Die Konsultation zum Referentenentwurf lief ab Ende April 2026. Zwei zentrale Stellungnahmen:
- BNE (Bundesverband Neue Energiewirtschaft), 05.05.2026: Das 10-Stunden-Kriterium und niedrige Derating-Faktoren hebelten die Technologieoffenheit aus und schlössen Speicher faktisch aus. Der Verband fordert eine Reform der Strommärkte, bevor ein zentraler Kapazitätsmechanismus eingeführt wird, und warnt vor EU-Beihilferechts-Risiken bei einseitiger Technologie-Bevorzugung.
- BSW Solar, 16.04.2026: Speicher müssten bei den Kraftwerksauktionen gleichberechtigt berücksichtigt und dürften nicht benachteiligt werden. Eine BSW-Umfrage (n=2.190, 03/2026) zeigt: 42 % der Bürger präferieren Batteriespeicher als Backup, nur 17 % Erdgaskraftwerke.
Auch der DGB hat am 05.05.2026 Stellung genommen: Dass die Langzeit-Ausschreibungen de facto vor allem auf Gaskraftwerke zielen, hält er für sachgerecht; in den weiteren Ausschreibungen dürften Batteriespeicher aber nicht benachteiligt werden.
Wieviel Backup-Leistung braucht Deutschland überhaupt?
Die BNetzA hat im Versorgungssicherheits-Bericht 09/2025 den Bedarf bis 2035 quantifiziert:
| Szenario | Zusätzlicher Bedarf 2035 | Kommentar |
|---|---|---|
| Zielszenario | 22,4 GW | Bei planmäßigem EE-Ausbau |
| Verzögerte Energiewende | 35,5 GW | Worst Case BNetzA |
| MaStR-Speicher in Betrieb (>1 MW) | 2,2 GW | Stand 09/2025 |
| MaStR-Speicher in Planung | 4,4 GW | Stand 09/2025 |
Das heißt: Der reine Großspeicher-Markt wächst auch ohne Kraftwerksstrategie auf 6,6 GW (Bestand + Planung). Die Kraftwerksstrategie addiert 12 GW mit explizitem Versorgungssicherheits-Mandat — bedient damit aber nur etwa die Hälfte des BNetzA-Bedarfs im Zielszenario. Die Lücke schließen Markt-Mechanismen ohne staatliche Kapazitätszahlung.
Parallele Förderpfade außerhalb der Kraftwerksstrategie
Das BMWE-FAQ zur Stromspeicherstrategie hält fest: "Natürlich brauchen wir auch mehr Großspeicher." Die Förderung läuft aber primär über EEG, § 118 EnWG (Netzentgelt-Befreiung), Innovationsausschreibungen und Regelleistungsmärkte — nicht über die Kraftwerksstrategie. Zusätzlich fördert das BMWE Forschungsprojekte wie Next-MeBa (LiFePO4-Großbatterien bis Ende 2027).
Was Investoren jetzt prüfen sollten
Der Zeitplan aus dem Frühjahr ist abgearbeitet: Bundestag und Bundesrat haben das StromVKG am 9. und 10. Juli 2026 beschlossen, seit dem 22. Juli 2026 ist es in Kraft, die erste Ausschreibung lief am 8. September 2026. Drei Punkte bleiben für Speicher-Cases entscheidungsrelevant:
- Kapazitätsmarkt-Erlöse nicht in Standalone-BESS-Cases einplanen. Die 2-GW-Ausschreibung am 18. Mai 2027 steht allen Erzeugungsanlagen offen, ist aber knapp und im Wettbewerb; vergütet wird in jedem Fall erst ab dem 1. November 2031. Wer ein Projekt 2026/2027 finanziert, sollte die Erlösseite über Day-Ahead, Intraday und Regelleistung rechnen — nicht über Kapazitätszahlungen.
- Folgeausschreibungen ab Dezember 2027 beobachten. Zu den Ausschreibungen für Kapazitäten am 1. Dezember 2027 und 1. Oktober 2029 sind neben Erzeugungsanlagen erstmals auch regelbare Lasten zugelassen (§ 13 StromVKG), mit Verpflichtungszeiträumen von 1, 7 oder 15 Jahren. Die Vergütung beginnt auch hier mit dem Verpflichtungszeitraum am 1. November 2031.
- Derating-Faktor als Risiko-Posten verbuchen. Mit 58 Prozent bei zehn Stunden Dauer zählt ein Speicher in Deutschland weniger als in Belgien (77 Prozent) oder Großbritannien (über 92 Prozent) — Vergleichszahlen laut BNE vom 05.05.2026, nicht an den britischen und belgischen Primärquellen nachgeprüft. Für die Runde im Mai 2027 hat die Bundesnetzagentur noch keine Faktoren veröffentlicht. Wer mit Mischportfolios international arbeitet, sollte das in der Allokation berücksichtigen — siehe auch die Regulierungs-Risiken im Detail.
Die Kraftwerksstrategie ist nicht das Ende der BESS-Story in Deutschland — aber sie verschiebt das politische Schwergewicht zurück Richtung Gas. Das Gesetzgebungsverfahren hat diese Schieflage nur zum Teil korrigiert: Die Frist zum Nachladen stieg von einer auf drei Stunden, die Zehn-Stunden-Regel für die Ausschreibungen 2026 blieb. Die geltenden Regeln und Termine stehen im Beitrag zum beschlossenen StromVKG.
