Kapazitätsmarkt: Was bringt er Batteriespeichern und Solarparks?

Bisher verdient ein Kraftwerk oder Speicher in Deutschland nur, wenn es Strom liefert oder Regelleistung vorhält. Das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) fügt einen zweiten Weg hinzu: Geld dafür, dass eine Anlage in knappen Stunden verfügbar ist. Das Gesetz gilt seit dem 22. Juli 2026, die Europäische Kommission hat es am 2. September 2026 beihilferechtlich genehmigt. Die erste Ausschreibung lief am 8. September 2026.

Für Anleger in Speicher- und Solarprojekte stellt sich eine einfache Frage: Kommt da Geld dazu, mit dem man rechnen darf? Die Antwort ist kürzer, als die Länge des Gesetzes vermuten lässt. Sie hängt an drei Punkten, die selten zusammen erklärt werden: wer überhaupt bieten darf, was die Zahlung kostet und wann die Zahlen feststehen. Wir gehen sie der Reihe nach durch.

Was ist der Kapazitätsmarkt, in zwei Sätzen?

Ein Kapazitätsmarkt bezahlt Leistung, nicht Energie: Die Betreiber bieten in Auktionen an, wie viel gesicherte Leistung sie zu welchem Preis je Megawatt und Jahr bereithalten, und die Übertragungsnetzbetreiber zahlen den Zuschlagswert. Finanziert wird das über eine Umlage auf den Strompreis, damit auch in einer windstillen Winterwoche genug Kraftwerke, Speicher und abschaltbare Verbraucher zur Verfügung stehen.

Gezählt wird nicht die installierte Leistung, sondern die reduzierte Leistung: installierte Leistung mal Reduktionsfaktor (§ 2 Nr. 30, § 22). Der Faktor drückt aus, wie verlässlich eine Technologie in Knappheitsstunden liefert. Ein Gaskraftwerk zählt im Langzeitsegment mit 0,85, eine Photovoltaikanlage mit 0,02 (Anlage 4). Alle Zahlen in diesem Gesetz, von der Vergütung bis zur Strafe, beziehen sich auf diese reduzierte Leistung.

Der erste Schritt ist bewusst klein. Das StromVKG beschafft Kapazität für den Erbringungszeitraum vom 1. November 2031 bis zum 31. Oktober 2032; daran soll ein umfassender Kapazitätsmarkt anschließen, den ein weiteres Gesetz 2027 regeln soll (BT-Drs. 21/6279). Die Zuschläge laufen trotzdem bis zu 15 Jahre.

Wie viel zahlt der Kapazitätsmarkt und wie lange?

So viel, wie der Bieter selbst geboten hat, höchstens 244.000 Euro je Megawatt reduzierter Leistung und Jahr (§ 39 Abs. 1). Die Bundesnetzagentur sortiert die Gebote vom günstigsten aufwärts und erteilt Zuschläge, bis das Volumen erreicht ist; jeder Zuschlag gilt zum eigenen Gebotswert (§ 48 Abs. 3 und 4). Es gibt also keinen Einheitspreis, den auch die günstigeren Bieter bekommen.

• Laufzeit: 15 Jahre in den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und für Erzeugungskapazitäten (§ 12 Abs. 2), 1, 7 oder 15 Jahre in den späteren technologieoffenen Runden (§ 13 Abs. 2). Für diese Runden setzt die Bundesnetzagentur eigene Höchstwerte je Laufzeit fest (§ 39 Abs. 2).
• Beginn: Das erste Verpflichtungsjahr läuft vom 1. November 2031 bis zum 31. Oktober 2032 (§ 2 Nr. 40 und 41). Vorher fließt kein Euro.
• Auszahlung: nachschüssig, binnen 60 Werktagen nach Ende jedes Verpflichtungsjahres (§ 74 Abs. 3). Die erste Zahlung kommt also frühestens Anfang 2033.
• Mindestgröße: 1 Megawatt reduzierte Leistung, auch über einen Anlagenpool (§ 7).

Wer heute in ein Speicherprojekt investiert, das 2027 ans Netz geht, verdient also mindestens vier Betriebsjahre lang nichts aus dem Kapazitätsmarkt, selbst wenn es später einen Zuschlag erhält.

Ab wann können Batteriespeicher am Kapazitätsmarkt teilnehmen?

Praktisch ab der Ausschreibung am 18. Mai 2027. Ein Batteriespeicher gilt im Gesetz als Erzeugungsanlage einer energiebegrenzten Technologieklasse (§ 2 Nr. 4, 10 und 37). In den beiden Runden 2026 zählt er aber erst ab zehn Stunden Speicherdauer, weil dort ein Langzeitkriterium gilt; die gängigen Zwei- bis Vier-Stunden-Systeme haben dort keinen Reduktionsfaktor. Wie das Gesetz die Speicherdauer im Einzelnen bewertet, zeigt 2-Stunden- oder 4-Stunden-Speicher: Welche Speicherdauer sich für Anleger rechnet.

Die Reduktionsfaktoren für die Runden ab 2027 ermittelt die Bundesnetzagentur und veröffentlicht sie spätestens sechs Wochen vor der Bekanntmachung (§ 23 Abs. 1); bekannt gemacht wird sieben Wochen vor dem Gebotstermin (§ 35 Abs. 1). Für den 18. Mai 2027 heißt das nach unserer Rechnung: Die Faktoren müssen spätestens Mitte Februar 2027 vorliegen. Bis dahin weiß niemand, mit wie viel Megawatt ein Vier-Stunden-Speicher zählt.

Was muss ein Batteriespeicher für die Kapazitätszahlung zurückgeben?

Den Teil seiner Spitzenerlöse, der über dem Ausübungspreis liegt. Das Gesetz nennt das Preisspitzenausgleich (§ 81): Für jede Viertelstunde, in der der Day-Ahead-Preis den Ausübungspreis übersteigt, zahlt der Betreiber die Differenz mal seiner reduzierten Leistung an den Übertragungsnetzbetreiber. Und zwar unabhängig vom tatsächlichen Betrieb (§ 81 Abs. 2). Ein Speicher, der in dieser Viertelstunde leer ist, zahlt genauso wie einer, der gerade entlädt.

Der Ausübungspreis bildet die variablen Kosten einer offenen Gasturbine nach (Anlage 7 Nr. 3): Gaspreis des Vortags, umgerechnet mit einem Wirkungsgrad von 37 Prozent, plus CO₂-Kosten, plus 50 Euro je Megawattstunde für übrige Kosten, plus ein künftiges dynamisches Netzentgelt. Er steigt und fällt also mit Gas und CO₂. Bei angenommenen 35 Euro je Megawattstunde Gas und 70 Euro je Tonne CO₂ liegt er bei rund 193 Euro je Megawattstunde.

Wirtschaftlich ist das ein Tausch. Der Speicher verkauft weiter am Markt, auch in den teuersten Stunden; was über den Ausübungspreis hinausgeht, gibt er ab. Dafür bekommt er die feste Jahreszahlung. Wie viel er abgibt, hängt davon ab, wie oft und wie hoch die Preise über die Schwelle springen. Wir haben das mit den Day-Ahead-Preisen der letzten beiden Jahre nachgerechnet:

Gemessen am Höchstwert von 244.000 Euro ist das wenig. Gemessen am Geschäft eines Speichers ist es spürbar: Nach unserem Arbitrage-Modell, das wir im Beitrag zur Speicherdauer offengelegt haben, stammten 2025 rund 7 Prozent des Day-Ahead-Erlöses eines Vier-Stunden-Speichers aus dem Teil der Preise oberhalb von 193 Euro, bei einem Zwei-Stunden-Speicher knapp 10 Prozent. Das ist die Spitze, die er im Tausch abgibt.

Ein zweiter Effekt betrifft kurze Speicher stärker. An den Tagen mit Preisspitzen lagen 2025 im Schnitt drei Stunden über der Schwelle. Ein Zwei-Stunden-Speicher kann davon nur zwei bedienen, zahlt aber für alle drei. Netto lohnt der Zuschlag, solange der eigene Gebotswert über der erwarteten Rückzahlung zuzüglich der Kosten für Pflichten und Sicherheiten liegt. Wer zu knapp bietet, verkauft seine besten Stunden unter Wert.

Welche Pflichten und Sicherheiten hängen am Zuschlag?

Mehr, als die Jahreszahlung vermuten lässt, und einige davon binden Kapital lange vor der ersten Zahlung. Der Kapazitätsmarkt kennt keinen Marktausschluss: Bezuschlagte Anlagen handeln weiter am Spot- und Regelenergiemarkt, so die Bundesnetzagentur in ihren Antworten zum Verfahren. Verpflichtet sind sie aber auf Folgendes:

• Verfügbarkeit: Die gebotene Leistung muss verfügbar sein; geprüft wird in Hochpreisviertelstunden, also wenn der Day-Ahead-Preis den Aktivierungspreis übersteigt, den Ausübungspreis plus 150 Euro je Megawattstunde (§§ 65, 66, Anlage 7 Nr. 2). Fehlmengen kosten eine Ausgleichszahlung (§ 76). Einmal im Jahr können bis zu zwei volle Monate zwischen Mai und September pflichtfrei gestellt werden, dann ohne Vergütung (§ 67).
• Funktionsnachweis: Erreicht die Anlage im Nachweis nicht die bezuschlagte Leistung, fällt eine Pönale an. Ausgleichszahlungen und Pönale zusammen sind auf das Doppelte der Jahresvergütung gedeckelt (§ 80 Abs. 3).
• Sicherheiten: Mit dem Gebot ist eine Gebotssicherheit von 15 Prozent des Höchstwerts je Megawatt fällig, in den Langzeitrunden 36.600 Euro (§ 42). Nach dem Zuschlag folgen weitere Sicherheiten (§§ 43, 44).
• Realisierung: Wird ein Neubau nicht rechtzeitig fertig, droht eine Pönale bis zum 1,5-Fachen des Gebotswerts (§ 64).
• Mindestinvestition: Bei 7 oder 15 Jahren Laufzeit müssen nach dem Zuschlag mindestens 201.000 bzw. 431.000 Euro je Megawatt reduzierter Leistung investiert werden (§ 14).
• Momentanreserve: Bei 15 Jahren Laufzeit müssen größere Anlagen Momentanreserve bereitstellen. Ein Batteriespeicher erbringt sie über einen Wechselrichter, der mehr als 130 Prozent der vereinbarten Anschlussleistung kann; erst der Teil darüber zählt (§ 16 Abs. 2). Das ist zusätzliche Hardware.
• Keine Doppelförderung: Für die Anlage darf während der Laufzeit keine EEG- oder KWKG-Förderung fließen (§ 11 Abs. 1 Nr. 2).

Kann ein Solarpark am Kapazitätsmarkt teilnehmen?

In aller Regel nein. Drei Hürden kommen zusammen. Erstens schließt § 11 Abs. 1 Nr. 2 jede Anlage aus, die während der Laufzeit zusätzlich EEG-Förderung erhält; ein Park mit Marktprämie scheidet damit aus. Zweitens kann Photovoltaik das Langzeitkriterium der Runden 2026 nicht erfüllen, zehn Stunden am Stück mit 80 Prozent der Leistung (§ 12 Abs. 5). Drittens zählt Solarstrom mit einem sehr kleinen Faktor, im Langzeitsegment 0,02 (Anlage 4).

Für die späteren Runden legt die Bundesnetzagentur den Faktor neu fest. Wäre er ähnlich niedrig, bräuchte ein Park rund 50 Megawatt installierte Leistung, um die Mindestgröße von einem Megawatt reduzierter Leistung zu erreichen. Theoretisch denkbar bleibt die Teilnahme für einen großen Park ohne EEG-Förderung, der allein über einen Stromliefervertrag läuft. Praktisch ist das für Anleger kein Erlösposten.

Offen ist der Speicher am Solarpark. Nach den Antworten der Bundesnetzagentur gelten Erzeugungsmodule am selben Standort mit gemeinsamem Netzanschluss und technischem Zusammenhang als eine Anlage. Ob ein Speicher, der sich den Anschluss mit einem EEG-geförderten Park teilt, dadurch unter den Förderausschluss fällt oder als eigene Anlage bieten kann, regelt das Gesetz nicht ausdrücklich. Das gehört in eine rechtliche Prüfung vor jedem Gebot. Welche Vor- und Nachteile die gemeinsame Auslegung sonst hat, beschreibt Co-located vs. Stand-alone: Was die bessere Risiko-Struktur ergibt.

Was ändert sich für bestehende Speicher und Solarparks ohne Zuschlag?

Direkt nichts; indirekt möglicherweise die Preise in den knappsten Stunden. Die technologieoffenen Runden ab Dezember 2027 stehen nach der Gesetzesbegründung auch Bestandsanlagen offen (BT-Drs. 21/6279), mit Laufzeiten ab einem Jahr (§ 13 Abs. 2). Ein bestehender Speicher kann sich dort also bewerben, muss es aber nicht.

Mittelbar gilt: Mehr gesicherte Leistung im System kann Knappheitsspitzen seltener machen. Davon leben Speicher zum Teil, und Solarparks profitieren in diesen Stunden kaum, weil sie meist abends und im Winter auftreten. Wie stark der Effekt ab 2031 ausfällt, lässt sich heute nicht seriös beziffern. Wir behandeln ihn als Risiko in der Szenariorechnung, nicht als Prognose.

Wer bezahlt den Kapazitätsmarkt und was kostet er?

Die Stromkunden, über eine Umlage, deren Verfahren erst ein weiteres Gesetz 2027 regeln soll (BT-Drs. 21/6279; ebenso die Bundesnetzagentur). Die Bundesregierung schätzt die Förderkosten auf 1 bis 3 Milliarden Euro für 2031 und 0,9 bis 2,3 Milliarden Euro jährlich von 2032 bis 2045. Die Europäische Kommission nennt für die gesamte Maßnahme 15,6 bis 35,2 Milliarden Euro (Beihilfesache SA.106805).

Für Anleger ist das vor allem ein politisches Risiko: Eine Umlage dieser Größenordnung wird diskutiert werden. Für bereits erteilte Zuschläge ändert das nach heutiger Rechtslage nichts; für künftige Runden können sich Volumen und Regeln noch verschieben.

Was gehört davon in die Erlösprognose eines Speicher-Direktinvestments?

Heute nur ein Szenario, kein Erlösposten. Dafür gibt es vier Gründe. Die Reduktionsfaktoren für Batterien liegen nicht vor. Der Gebotswert entsteht im Wettbewerb und ist für Speicher noch nie beobachtet worden. Die erste Zahlung fließt frühestens 2033. Und ein Zuschlag kostet Spitzenerlöse, Sicherheiten und gegebenenfalls zusätzliche Wechselrichterleistung.

Wer einen Zuschlag mit 15 Jahren Laufzeit anstrebt, muss außerdem die Lebensdauer der Batterie gegen die Verpflichtung legen: Die Zellen müssen die bezuschlagte Leistung bis 2046 liefern, sonst greifen Ausgleichszahlungen. Wie Speicher altern und wann ein Tausch fällig wird, steht in Die Batterie als Sachwert: Lebensdauer, Degradation und Garantien eines Großspeichers. Die übrigen Erlösquellen eines Speichers, auf die sich eine Prognose stützen sollte, ordnen Batteriespeicher-Rendite: Woher die Erträge kommen, und was realistisch ist und Direktvermarktung verstehen: Day-Ahead, Intraday und Regelenergie ein.

Seriös ist eine Darstellung, die das Projekt ohne Kapazitätszahlung trägt und die Zahlung getrennt als Option zeigt: mit einem genannten Gebotswert, einem genannten Reduktionsfaktor, der abgezogenen Rückzahlung aus Preisspitzen und dem Jahr, ab dem gerechnet wird.

Welche Fragen sollten Anleger zum Kapazitätsmarkt stellen?

• Enthält die Erlösprognose eine Kapazitätszahlung? Wenn ja: ab welchem Jahr, mit welchem Gebotswert und welchem Reduktionsfaktor, obwohl die Bundesnetzagentur ihn noch nicht veröffentlicht hat?
• Ist der Preisspitzenausgleich nach § 81 abgezogen? Mit welchem Ausübungspreis wurde gerechnet?
• Trägt sich das Projekt auch ganz ohne Kapazitätszahlung?
• In welcher Runde soll geboten werden, und erfüllt der Standort die Voraussetzungen nach § 12 Abs. 3?
• Ist der Wechselrichter für die Momentanreserve nach § 16 Abs. 2 ausgelegt, und sind die Mehrkosten im Budget?
• Wer stellt die Gebots-, Realisierungs- und Erfüllungssicherheiten, und was passiert mit ihnen bei Verzug?
• Reicht die Lebensdauer der Batterie für 15 Jahre Verpflichtung, oder ist ein Zelltausch eingeplant?
• Teilt sich der Speicher den Netzanschluss mit einem EEG-geförderten Solarpark? Wie ist der Förderausschluss nach § 11 rechtlich geprüft?

Allgemeine Prüfpunkte für jeden Anbieter stehen in Woran Sie einen seriösen Anbieter für Energie-Direktbeteiligungen erkennen.

Wie wir den Kapazitätsmarkt in Projekten prüfen

Bei jedem Speicherprojekt, das wir Anlegern vorstellen, rechnen wir den Basisfall ohne Kapazitätszahlung. Weist ein Anbieter eine aus, rechnen wir sie getrennt nach: mit dem genannten Gebotswert, dem dann gültigen Reduktionsfaktor, der Rückzahlung aus Preisspitzen nach unserem Modell und den Kosten für Sicherheiten und Momentanreserve. Bei Speichern am Solarpark halten wir fest, ob die Frage der Doppelförderung geklärt ist. Sobald die Bundesnetzagentur Zuschläge, Faktoren und Höchstwerte veröffentlicht, gleichen wir die Annahmen ab und aktualisieren diesen Beitrag.

Renditezusagen geben wir dabei keine. Was einen Batteriespeicher als Direktinvestment insgesamt ausmacht, ordnet In Batteriespeicher investieren: die Möglichkeiten im Überblick ein. Genau das prüfen wir mit Ihnen in einem unverbindlichen Erstgespräch, gern anhand eines konkreten Exposés.