9 GW Gaskraftwerke, Batterien ausgesperrt: Was das StromVKG für Ihre Kosten bedeutet
Das StromVKG bringt 9 GW neue Kraftwerkskapazität — aber Batterien bleiben draußen. Was energieintensive Unternehmen jetzt wissen müssen.
Veröffentlicht 29. April 2026 · Autor: Christian Olma · Permalink
9 Gigawatt neue Kraftwerkskapazität. Zwei Ausschreibungen noch in diesem Jahr. 15-Jahres-Verträge, die bis 2041 binden. Und eine technische Anforderung, die Batteriespeicher faktisch ausschließt. Das StromVKG wird den deutschen Strommarkt grundlegend verändern — und die Rechnung landet über steigende Netzentgelte bei Ihnen.
In diesem Beitrag ordnen wir ein, was das StromVKG regelt, warum die Batteriespeicher-Debatte berechtigt ist, und was energieintensive Unternehmen jetzt tun sollten.
Warum ein Kapazitätsmarkt — und warum jetzt?
Mit dem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien im Strommix steigt die Herausforderung der Versorgungssicherheit. An windstillen, bewölkten Wintertagen — der sogenannten Dunkelflaute — braucht Deutschland gesicherte Leistung, die kurzfristig einspringen kann. Die bisherige Lösung über den Energy-only-Markt reicht dafür absehbar nicht mehr aus.
Das StromVKG führt deshalb ein neues Prinzip ein: Kraftwerksbetreiber werden nicht nur für gelieferten Strom bezahlt, sondern für die reine Verfügbarkeit — die Bereitschaft, bei Bedarf einzuspringen. Im Kern ist das eine Versicherungsprämie für Versorgungssicherheit.
9 GW in zwei Ausschreibungen — die konkreten Zahlen
Das Gesetz sieht zwei Ausschreibungsrunden im Jahr 2026 vor: Am 1. September 2026 werden 4,5 GW ausgeschrieben. Am 8. Dezember 2026 folgen weitere 4,5 GW. Zusammen sind das 9 GW neue Kraftwerkskapazität — ein massiver Ausbauschub.
Die erfolgreichen Bieter erhalten einen 15-Jahres-Vertrag und verpflichten sich zum Bau und Betrieb der Anlage. Die erste und zweite Ausschreibung sind so gestaltet, dass primär H2-ready Gaskraftwerke — also Anlagen, die langfristig auf Wasserstoff umrüstbar sind — den Zuschlag erhalten.
Für 2027 sind zusätzlich 2 GW geplant, die potenziell auch für Batteriespeicher offenstehen sollen.
Die 10-Stunden-Regel: Warum Batterien draußen bleiben
Der kritischste Punkt des Entwurfs: Nur Anlagen, die mindestens 10 Stunden ununterbrochen bei konstanter Leistung Strom liefern können, dürfen an den ersten Ausschreibungen teilnehmen. Nach einer einstündigen Pause müssen sie erneut für 10 Stunden verfügbar sein.
Diese technische Anforderung schließt Batteriespeicher faktisch aus. Selbst Großspeicher erreichen aktuell Entladezeiten von 4 bis 6 Stunden — weit entfernt von der 10-Stunden-Schwelle.
Die Kritik daran ist breit aufgestellt. Eine aktuelle Studie zeigt, dass Batteriespeicher mindestens 2 GW der geplanten Gaskapazität ersetzen könnten — bei gleichbleibender Versorgungssicherheit und niedrigeren Kosten für Verbraucher. Grünen-Politiker Alaa Alhamwi formuliert es direkt: Die Ausschreibungskriterien seien „auf fossile Gaskraftwerke zugeschnitten".
Unsere Einschätzung: Wir brauchen gesicherte Leistung für die Dunkelflaute — daran gibt es keinen vernünftigen Zweifel. Aber ein Kapazitätsmarkt, der die am schnellsten sinkende Kostentechnologie von Anfang an aussperrt, schafft Lock-in-Effekte mit 15-Jahres-Verträgen. Die Frage ist nicht ob, sondern wann Batterien wirtschaftlich die 10-Stunden-Schwelle erreichen — und ob die bis dahin vergebenen Verträge dann zum Problem werden.
Ab 2032: Technologieneutralität — in der Theorie
Das StromVKG sieht vor, dass ab 2032 ein technologieneutraler Kapazitätsmarkt eingeführt wird. Dann sollen auch Batteriespeicher, steuerbare Lasten und weitere Flexibilitätstechnologien teilnehmen können.
Zwischen jetzt und 2032 liegen allerdings die 9 GW der ersten Ausschreibungen — gebunden in 15-Jahres-Verträgen bis 2041. Die Weichen werden jetzt gestellt, die Korrekturmöglichkeiten kommen später.
Was das StromVKG für Ihre Energiekosten bedeutet
Kapazitätszahlungen werden über Netzentgelte auf alle Stromverbraucher umgelegt. Für energieintensive Unternehmen bedeutet das konkret: Die Systemkosten steigen. Bereits heute zahlt ein Industriebetrieb mit 10 GWh Jahresverbrauch rund 300.000 bis 400.000 Euro Netzentgelte pro Jahr. Die zusätzlichen Kapazitätszahlungen werden diesen Betrag weiter erhöhen.
Gleichzeitig entstehen neue Chancen. Unternehmen, die eigene Flexibilitäten aufbauen — ob Batteriespeicher, Lastverschiebung oder Eigenversorgung — machen sich teilweise unabhängig von steigenden Umlagen. Und ab 2032 könnten steuerbare Industrielasten selbst am Kapazitätsmarkt teilnehmen und Erlöse erzielen.
Checkliste: Was Sie jetzt prüfen sollten
Kostenplanung anpassen: Rechnen Sie in Ihren Energiebudgets ab 2027/2028 mit steigenden Systemkosten durch Kapazitätszahlungen.
Flexibilitätspotenziale identifizieren: Lassen Sie Ihren Lastgang analysieren. Welche Prozesse können Sie zeitlich verschieben?
PPA-Strategie überdenken: Das StromVKG verändert den Erzeugungsmix. Prüfen Sie, wie sich Ihre PPAs unter den neuen Marktbedingungen rechnen.
Kapazitätsmarkt 2032 im Blick behalten: Steuerbare Industrielasten könnten teilnehmen — prüfen Sie Ihr Potenzial.
Fazit
Das StromVKG ist der größte strukturelle Eingriff in den deutschen Strommarkt seit der EEG-Einführung. Es schafft Versorgungssicherheit — aber zu einem Preis, der über Netzentgelte bei der Industrie ankommt. Wer heute eigene Flexibilitäten aufbaut, wird morgen weniger zahlen. Wer wartet, finanziert die Kraftwerke der anderen.
Wir bleiben dran und ordnen die Ausschreibungsergebnisse ein, sobald sie vorliegen.