Am 27. April 2026 hat das Bundeswirtschaftsministerium den Referentenentwurf des Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitaetengesetzes (StromVKG) vorgelegt — den gesetzlichen Rahmen fuer die im Januar 2026 mit der EU-Kommission vereinbarte Kraftwerksstrategie. Fuer Batteriespeicher-Investoren ist das eine zwiespaeltige Nachricht: Der Staat ruft ueber die Gesamtstrategie 12 GW gesicherte Leistung ab und konkretisiert mit der ersten Tranche 2026 ein Volumen von 11 GW — aber das Regelwerk bevorzugt klar wasserstofffaehige 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 Bezugsgroessen:
- Gesamtstrategie (Eckpunkte BMWE/EU-Kommission, 15.01.2026): 12 GW neue steuerbare Kapazitaet 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 2026 (StromVKG-Referentenentwurf, 27.04.2026): 11 GW Gesamtvolumen — davon 9 GW Langfrist-Kraftwerke + 2 GW technologieoffen. BNetzA fuehrt zwei Auktionen am 01.09.2026 und 08.12.2026 durch (je 4,5 GW Langfrist; die 2 GW technologieoffen werden in den gleichen Auktionen mit eigenen Losen ausgeschrieben).
| Bezugsgroesse | Volumen | Aufteilung | Quelle |
|---|---|---|---|
| Gesamtstrategie 2026-2030/2031 | 12 GW | 10 GW Langfrist + 2 GW technologieoffen | BMWE-PM 15.01.2026 |
| Erste Tranche 2026 | 11 GW | 9 GW Langfrist + 2 GW technologieoffen | StromVKG-Entwurf 27.04.2026 |
| BNetzA-Auktion 01.09.2026 | 4,5 GW Langfrist + Lose technologieoffen | Speicher nur im 2-GW-Lostopf | StromVKG-Entwurf 27.04.2026 |
| BNetzA-Auktion 08.12.2026 | 4,5 GW Langfrist + Lose technologieoffen | Speicher nur im 2-GW-Lostopf | StromVKG-Entwurf 27.04.2026 |
Die Foerderpfade staffeln Kapazitaetszahlungen ueber 1, 7 oder 15 Jahre — je nach Investitionstiefe. Die 15-Jahres-Zahlungen sind den Neuanlagen mit hohem Capex vorbehalten und entsprechen damit der 9-GW-Langfrist-Tranche. Speicher in der 2-GW-Tranche bekommen kuerzere Laufzeiten, was die Finanzierungslogik fuer langlaufende Bond-Strukturen aenderet.
Das 10-Stunden-Kriterium — der eigentliche Knackpunkt
§ 12 (5) StromVKG legt fest: Langfristkapazitaeten muessen mindestens 10 Stunden ununterbrochen Volllast leisten. Fuer "energiebegrenzte Technologien" wie Batteriespeicher muss diese Anforderung zudem "jederzeit innerhalb einer Stunde" wiederhergestellt sein.
In der Praxis schliesst das Kriterium konventionelle Lithium-Ionen-Speicher mit 2-4 Stunden Entladedauer aus dem 9-GW-Langfrist-Volumen aus. Wer einen 1-Stunden-Reload-Zyklus fuer 10 Stunden Volllast schaffen will, braucht entweder ein Vielfaches der Speicherkapazitaet — oder eine Hybrid-Konfiguration, die wirtschaftlich nicht konkurrenzfaehig ist.
Strukturelle Benachteiligung im Kapazitaetsmechanismus
Laut BNE-Berechnungen vom 05.05.2026 (Stellungnahme zum StromVKG-Referentenentwurf) weist Deutschland Batteriespeichern einen Derating-Faktor von 58 % zu. Der BNE setzt diesen Wert ins Verhaeltnis zu Belgien (77 %, BNE-Verweis auf das belgische CRM-Kapazitaetsmarkt-Verfahren der CREG) und UK (ueber 92 %, BNE-Verweis auf die T-1/T-4-Capacity-Auctions der Ofgem). Das heisst nach BNE-Lesart: Ein 100-MW-Speicher zaehlt in Deutschland nur als 58 MW gesicherte Leistung — in UK fast als ganze 100 MW. Die zugrundeliegenden Ofgem- und CREG-Primaerunterlagen werden im BNE-Papier nicht im Detail referenziert; die Vergleichswerte sind daher als Verbands-Berechnung einzuordnen.
Branchenkritik: BNE, BSW und 42 % der Buerger
Die Konsultationsphase laeuft seit Ende April. Zwei zentrale Stellungnahmen liegen auf dem Tisch:
- BNE (Bundesverband Neue Energiewirtschaft), 05.05.2026: Das 10-Stunden-Kriterium und der niedrige Derating-Faktor seien eine "strukturelle Benachteiligung von Batteriespeichern". Der Verband fordert eine Reform der Strommaerkte, bevor ein zentraler Kapazitaetsmechanismus eingefuehrt wird, und warnt vor EU-Beihilferechts-Risiken bei einseitiger Technologie-Bevorzugung.
- BSW Solar, 16.04.2026: Speicher muessten in Kraftwerksauktionen "gleichberechtigt und nicht benachteiligt" zugelassen werden. Eine BSW-Umfrage (n=2.190, 03/2026) zeigt: 42 % der Buerger praeferieren Batteriespeicher als Backup, nur 17 % Erdgaskraftwerke.
Auch der DGB hat am 05.05.2026 eine Stellungnahme eingereicht — die Detailpositionen sind aus dem PDF nicht vollstaendig extrahierbar.
Wieviel Backup-Leistung braucht Deutschland ueberhaupt?
Die BNetzA hat im Versorgungssicherheits-Bericht 09/2025 den Bedarf bis 2035 quantifiziert:
| Szenario | Zusaetzlicher Bedarf 2035 | Kommentar |
|---|---|---|
| Zielszenario | 22,4 GW | Bei planmaessigem EE-Ausbau |
| Verzoegerte 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 waechst auch ohne Kraftwerksstrategie auf 6,6 GW (Bestand + Planung). Die Kraftwerksstrategie addiert 12 GW mit explizitem Versorgungssicherheits-Mandat — bedient damit aber nur etwa die Haelfte des BNetzA-Bedarfs im Zielszenario. Die Luecke schliessen Markt-Mechanismen ohne staatliche Kapazitaetszahlung.
Parallele Foerderpfade ausserhalb der Kraftwerksstrategie
Das BMWE-FAQ zur Stromspeicherstrategie haelt fest: "Natuerlich brauchen wir auch mehr Grossspeicher." Die Foerderung laeuft aber primaer ueber EEG, § 118 EnWG (Netzentgelt-Befreiung), Innovationsausschreibungen und Regelleistungsmaerkte — nicht ueber die Kraftwerksstrategie. Zusaetzlich foerdert das BMWE Forschungsprojekte wie Next-MeBa (LiFePO4-Grossbatterien bis Ende 2027).
Was Investoren jetzt pruefen sollten
Die Konsultation laeuft voraussichtlich bis Ende Mai 2026, Kabinettsbeschluss und Bundestagsberatung im 2./3. Quartal — eng getaktet, damit die erste Ausschreibung am 01.09.2026 stehen kann. Drei Punkte sind fuer Speicher-Cases bereits jetzt entscheidungsrelevant:
- Kapazitaetsmarkt-Erloese nicht in Standalone-BESS-Cases einplanen. Die 2-GW-Tranche 2026 ist technologieoffen, aber knapp und im Wettbewerb. Wer ein Projekt 2026/2027 finanziert, sollte die Erloesseite ueber Day-Ahead, Intraday, Regelleistung und IAB-Direktvermarktung rechnen — nicht ueber Kapazitaetszahlungen.
- 2027er-Folgeausschreibungen beobachten. Ab 2027 wird der Kapazitaetsmarkt vollstaendig technologieoffen und nimmt erstmals auch regelbare Lasten auf. Hier ist die Markt-Logik fuer BESS deutlich freundlicher — der wirksame Mechanismus startet allerdings erst ab 2032.
- Derating-Faktor als Risiko-Posten verbuchen. Solange Deutschland bei 58 % bleibt, ist jedes Speicher-Investment im Kapazitaetsmechanismus rechnerisch um 30-40 % schlechter gestellt als das gleiche Asset in UK oder Belgien (Vergleichszahlen laut BNE-Berechnungen vom 05.05.2026, nicht direkt aus Ofgem-/CREG-Primaerquellen belegt). Wer mit Mischportfolios international arbeitet, sollte das in der Allokation beruecksichtigen — siehe auch die Regulierungs-Risiken im Detail.
Die Kraftwerksstrategie ist nicht das Ende der BESS-Story in Deutschland — aber sie verschiebt das politische Schwergewicht zurueck Richtung Gas. Ob die Konsultation diese Schieflage noch korrigiert, entscheidet sich in den naechsten acht Wochen.