Kapazitätsmarkt vor der Abstimmung: Das StromVKG sperrt Großbatteriespeicher faktisch aus — BVES zieht vor die EU-Kommission

Am Donnerstag, 9. Juli 2026, stimmt der Bundestag final über das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) ab. Das Gesetz führt einen Kapazitätsmarkt ein, der ab 2031 gesicherte Leistung vergütet — jene Kraftwerke und Speicher, die einspringen, wenn Wind und Sonne nicht liefern. Schon vorher, in den nächsten zwölf Monaten, sollen 11 Gigawatt steuerbare Kapazität ausgeschrieben werden; die erste Runde ist für September 2026 geplant, weitere folgen 2027 und 2029. Für Großbatteriespeicher wäre das ein neuer, planbarer Erlöspfad — theoretisch. Praktisch bleiben sie nach Einschätzung der Speicherbranche außen vor.

Zehn Stunden am Stück: die Hürde, die nur Gaskraftwerke nehmen

Der Kern der Kritik liegt in den Präqualifikationskriterien. Wer an der Ausschreibung teilnehmen will, muss seine Leistung zehn Stunden am Stück bei konstanter Leistung bereitstellen können — und nach einer einzigen Stunde Nachladen erneut zehn Stunden. Diese Anforderung erfüllen faktisch nur thermische Kraftwerke mit Brennstoffvorrat, also in erster Linie Gaskraftwerke. Ein Zwei- oder Vierstunden-Batteriespeicher, wie er heute wirtschaftlich gebaut und im Arbitrage- und Regelleistungsgeschäft betrieben wird, fällt durch dieses Raster.

In der öffentlichen Anhörung des Wirtschaftsausschusses am 24. Juni 2026 brachte es BVES-Geschäftsführer Urban Windelen auf den Punkt: Batteriespeicher seien damit „zwar formal zugelassen, praktisch aber letztlich nicht" teilnahmefähig. Die langen Erbringungszeiträume legten dem System „technologische, starre und teure Handschellen" an. Und er verschob die Debatte weg vom Lagerdenken: „Es geht nicht um Speicher gegen Gaskraftwerke", sondern um die Frage, „was sichert unsere Versorgung rechtssicher, zukunftsfest und möglichst kostengünstig."

Ein Resilienzkriterium, das nur für Speicher gilt

Hinzu kommt eine zweite Asymmetrie. Das Gesetz verlangt ein Resilienzkriterium: Rund die Hälfte der eingesetzten Anlagenkomponenten soll aus europäischer Fertigung stammen. Diese Herkunftsauflage trifft allerdings vor allem Batteriespeicher — Gaskraftwerke sind vom Resilienzkriterium ausgenommen. Zwei Anlagentypen, die um dieselbe Systemdienstleistung konkurrieren, werden also an unterschiedlichen Maßstäben gemessen.

Genau auf diese Ungleichbehandlung stützt der BVES seine Ankündigung, Beschwerde bei der EU-Kommission einzulegen: Der Entwurf verletze den Grundsatz der Technologieneutralität und das beihilferechtliche Diskriminierungsverbot. Auch die Oppositionsfraktionen von Grünen und Linken forderten in der Debatte die Gleichstellung von Batteriespeichern mit Gaskraftwerken. Die technischen Kriterien beschreiben die Anforderungen des Gesetzentwurfs in der Lesart des Verbands; die wörtlichen Aussagen stammen aus der protokollierten Bundestags-Anhörung.

Einordnung für Investoren

Für Großspeicher-Investments ist der Kapazitätsmarkt bislang ein potenzieller Zusatz-Erlös, kein Fundament. Das eigentliche Geschäftsmodell trägt sich über Day-Ahead-Arbitrage, Intraday und Regelleistung — nicht über Kapazitätszahlungen. Wer ein Angebot prüft, sollte deshalb misstrauisch werden, wenn ein Prospekt bereits heute Kapazitätsmarkt-Erlöse einpreist: Diese Vergütung existiert frühestens ab 2031, und ob Batteriespeicher überhaupt teilnehmen dürfen, entscheidet sich erst im weiteren Gesetzgebungs- und womöglich EU-Verfahren.

Die Nachricht des 9. Juli ist damit weniger ein akutes Renditerisiko als ein Signal über die regulatorische Großwetterlage: Der Gesetzgeber priorisiert beim Thema Versorgungssicherheit weiterhin thermische Leistung. Für die Kalkulation heißt das — Erlösannahmen konservativ und ohne Kapazitätsmarkt-Baustein ansetzen und die Sensitivität mit dem Rendite-Rechner prüfen. Kommt die Speicher-Teilnahme später doch, ist sie Bonus; bleibt sie aus, war nie etwas eingeplant, das wegbricht.