Seit der Liberalisierung der 1990er zahlt der deutsche Strommarkt Kraftwerke nur für den tatsächlich gelieferten Strom („Energy-only-Markt"). Das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG), über das der Bundestag am 9. Juli abstimmt, führt daneben einen Kapazitätsmarkt ein: Anlagen bekommen künftig Geld schon dafür, dass sie Leistung bereithalten — auch wenn sie nur wenige Stunden im Jahr laufen. Das Versprechen: gesicherte Versorgung in der Dunkelflaute. Die ökonomische Streitfrage dahinter ist alt und präzise: Schließt der Kapazitätsmarkt eine echte Finanzierungslücke des Marktes („missing money") — oder repariert er eine Lücke, die staatliche Preisgrenzen und fehlende Knappheitspreise erst erzeugt haben? Wichtig vorab: Es ist ein Regierungsentwurf in der Abstimmung, noch kein verkündetes Gesetz — und er steht zusätzlich unter EU-beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt.
| Kennzahl | Energy-only (bisher) | StromVKG (geplant) |
|---|---|---|
| Wofür Geld fließt | nur für gelieferte kWh (Großhandelspreis) | zusätzlich für bereitgehaltene Leistung |
| Erste Ausschreibungen | — | 8.9.2026 (4,5 GW) + 29.12.2026 (4,5 GW) Langzeit; Mai 2027: 2 GW Erzeugung |
| Gebotshöchstwert Langzeit | — | 244.000 €/MW·a (von 173.000 — Fraktions-Einigung, +41 %) |
| Geschätzte Förderkosten | — | 1–3 Mrd € (2031), dann 0,9–2,3 Mrd €/J bis 2045 |
| Umlage (Verbraucher) | Marktpreis | Verfahren/Höhe erst im Kapazitätsmarktgesetz 2027; Erhebung ab 2031 |
| Lieferjahr / Betrieb | — | ab 2031; voller Kapazitätsmarkt ~2032 |
| Dekarbonisierung | — | vollständig bis spätestens 2045 |
| Rechtsstand | geltendes Marktdesign | Entwurf (Abstimmung 9.7.) + EU-Beihilfe-Genehmigungsvorbehalt |
Der Bundestag stimmt am 9. Juli 2026 über den Regierungsentwurf des StromVKG ab (Gesetz zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten, BT-Drs. 21/6279 und 21/6563). Kern ist ein Kapazitätsmarkt: ein Mechanismus, der Anbieter „schon für die Bereithaltung von Leistung" entlohnt — nicht erst, wenn der Strom abgenommen wird. Damit sollen Anlagen finanzierbar werden, „auch, wenn die Kraftwerke nur wenige Stunden im Jahr benötigt werden".
Konkret ausgeschrieben werden zwei Runden 2026 — am 8. September und am 29. Dezember je 4,5 GW Langzeitkapazität (voraussichtlich wasserstofffähige Gaskraftwerke) —, im Mai 2027 folgen 2 GW Erzeugungskapazität (u. a. Batteriespeicher, aggregierte und kleine Anlagen). Die Anlagen sollen ab 2031 liefern, der umfassende Kapazitätsmarkt ab ~2032 operativ sein; alle geförderten Kraftwerke müssen bis spätestens 2045 vollständig dekarbonisiert sein. Der Entwurf beziffert die Förderkosten durchaus: 1 bis 3 Mrd € im Jahr 2031, danach 0,9 bis 2,3 Mrd € jährlich bis 2045. Offen ist etwas anderes — das Umlageverfahren: Wie diese Kosten auf die Stromverbraucher verteilt werden, soll erst das Kapazitätsmarktgesetz 2027 regeln; die Umlage wird ab 2031 erhoben. Nicht beziffert ist also nicht die Förderhöhe, sondern die Verteilungswirkung auf den einzelnen Verbraucher — daran setzt die Kritik an (Abschnitt 05).
Kurz vor der Abstimmung haben sich die Fraktionen von CDU, CSU und SPD (5./6. Juli) auf Änderungen geeinigt, die vor allem kleineren Betreibern und der Speicherbranche entgegenkommen: ein überarbeitetes Langzeitkriterium, ein verankerter Südbonus und ein höherer Gebotshöchstwert (dazu Abschnitte 04–06). Zwei Vorbehalte bleiben: Es ist ein Entwurf, kein verkündetes Gesetz, und wesentliche Vorschriften stehen unter beihilferechtlichem Genehmigungsvorbehalt der EU-Kommission — die Genehmigung muss zeitnah erfolgen, damit die September- und Dezember-Ausschreibungen rechtssicher stattfinden können.
Im Energy-only-Markt verdient ein Kraftwerk nur an der gelieferten Kilowattstunde, zum Großhandelspreis. Mit hohem Anteil an Wind und Sonne entsteht ein Problem: Erneuerbare haben Grenzkosten nahe null und drücken über die Merit-Order den Börsenpreis in vielen Stunden nach unten (Merit-Order-Effekt). Ein Spitzenlast-Kraftwerk, das nur in der Dunkelflaute läuft, hat dann zu wenige Stunden mit auskömmlichem Preis, um seine Fixkosten zu decken. Ökonomen nennen diese Finanzierungslücke die fehlende Erlössäule — „missing money" (Newbery; Cramton/Stoft).
Dahinter steht ein tieferes Argument: Versorgungssicherheit ist ein öffentliches Gut. Bei einem physischen Engpass lässt sich nicht gezielt nur dem Nicht-Zahler der Strom abdrehen — der Netzbetreiber muss alle versorgen oder niemanden. Weil niemand einzeln für „gesicherte Reserve" zahlen muss, aber alle davon profitieren, investiert der Markt von sich aus zu wenig in selten gebrauchte Reservekraftwerke (Trittbrettfahren). Ein Kapazitätsmarkt fügt genau diese fehlende zweite Erlössäule hinzu — eine Vergütung fürs Bereithalten — und soll so die Lücke schließen. So weit die Lehrbuch-Begründung.
In dieser Lesart repariert das StromVKG ein reales Versagen. Reservekraftwerke für die Dunkelflaute sind ein öffentliches Gut, das der Energy-only-Markt systematisch unterfinanziert — je höher der Erneuerbaren-Anteil, desto größer die missing-money-Lücke. Wer wartet, bis der Markt „von allein" gesicherte Leistung baut, riskiert eine Unterdeckung in der Spitze mit sehr hohen volkswirtschaftlichen Kosten eines Versorgungsausfalls (der Wert einer nicht gelieferten Kilowattstunde liegt um Größenordnungen über dem Strompreis).
Ein ausgeschriebener Kapazitätsmechanismus ist dabei effizienter als Einzelverträge oder eine reine Reserve: Die Auktion legt den Preis für gesicherte Leistung wettbewerblich fest, statt ihn zu verhandeln. Die Langzeit-Verpflichtung schafft Investitions- und Planungssicherheit; die Pflicht, die zugesagte Leistung zum Ernstfall nachweislich zu erbringen (das „Langzeitkriterium": mindestens 10 Stunden am Stück bei 80 % der installierten Leistung), bindet die Zahlung an echte Verfügbarkeit. In dieser Perspektive ist der Kapazitätsmarkt kein Subventionsgeschenk, sondern der Preis für Versorgungssicherheit, den der Energy-only-Markt schlicht nicht selbst stellen kann.
Die Gegenperspektive bestreitet nicht die Lücke, sondern ihre Ursache. Ein Teil des „missing money" ist politisch gemacht. In Deutschland gibt es zwar keinen formalen Preisdeckel wie in Teilen der US-Märkte — die Strombörse kennt aber technische Preisgrenzen, und kurze, extrem hohe Knappheitspreise sind politisch faktisch nicht durchsetzbar. Genau diese fehlende Toleranz für Preisspitzen kappt die Erlöse, aus denen sich Reservekraftwerke im Lehrbuch finanzieren würden — die „politisch gemachte Lücke" ist damit weniger Behauptung als Beobachtung. Newbery spricht deshalb von „missing money and missing markets": Fehlen sauberer Knappheitspreise, aktiver Nachfrageflexibilität und marktfähiger Speicher, wird die Lücke größer, als sie sein müsste. Der erste Reflex könnte also sein, den Markt zu reparieren (Scarcity-Pricing, Lastmanagement, Speicher) statt einen zweiten Markt danebenzustellen.
Ein aufgesetzter Kapazitätsmarkt hat zudem eigene Risiken: Überbeschaffung, fossiler Lock-in und Technologie-Schlagseite. In der Anhörung (24. Juni) warnte der Speicherverband BVES (Windelen), Speicher seien „formal zugelassen, praktisch aber letztlich nicht" einsetzbar — das war der Stand vor der Einigung. Die Fraktions-Einigung hat hier nachgebessert: Energiebegrenzte Technologien (Speicher) müssen ihre Leistung jetzt erst „spätestens nach drei Stunden" erneut erbringen (statt nach einer Stunde im Entwurf), und Anlagenpools sind zugelassen. Vollständig beseitigt ist die Schlechterstellung aber nicht — Kleinanlagenpools bleiben ausgeschlossen, und Speicher müssen weiter das für Gaskraftwerke geschnittene Langzeitkriterium erfüllen. Die Grundkritik von BEE (Heinen-Esser: „einseitige Ausrichtung auf fossile Gaskraftwerke") und Linke (klimafreundliche Alternativen statt Gas-Subventionen) bleibt damit gültig, wenn auch abgeschwächt: Der Mechanismus ist im Kern auf steuerbare, überwiegend fossile Leistung zugeschnitten.
Die Verteilungswirkung ist strukturell klar, in der Höhe aber offen. Die Förderkosten stehen (1–3 Mrd € 2031, danach 0,9–2,3 Mrd €/Jahr bis 2045); bezahlt werden sie über eine Umlage auf den Strom — also von allen Verbrauchern und Unternehmen. Offen ist das Umlagedesign: Der Entwurf regelt nicht, wie die Last auf die einzelnen Verbraucher verteilt wird (das soll das Kapazitätsmarktgesetz 2027 klären). Genau hier setzt die Grünen-Kritik an, die „klare Angaben" dazu verlangt, „welche Belastung … für die einzelnen Bürgerinnen und Bürger sowie Unternehmen entstehen kann". Eine Größenordnung liefert der Verband bne: Erhielten in den Auktionen alle Bieter den Höchstwert, stiege die Strompreisumlage auf rund 0,54 ct/kWh — ein illustrativer Extremfall, aber ein Anhaltspunkt. Profiteure der Zahlungen sind die Zuschlagsempfänger, absehbar überwiegend etablierte Kraftwerksbetreiber.
Hinzu kommt die räumliche Dimension — und die ist mit der Einigung verbindlich geworden: Der Südbonus ist jetzt Teil des Gesetzes. Ein Drittel des Auktionsvolumens ist für den netztechnischen Norden reserviert, zwei Drittel für den Süden; ausgestaltet so, dass zunächst alle Gebote gleich behandelt werden, bis ein Drittel der Menge außerhalb des Südens vergeben ist, und erst dann der Bonus greift. Das adressiert den Einwand von 50Hertz (Kapferer), die Standortverteilung sei „keine regionalpolitische Frage, sondern eine Voraussetzung für den … sicheren Netzbetrieb", und die Forderung des DGB (Fleckenstein). Ökonomisch ist der Punkt zentral: Gesicherte Leistung wird vor allem im Süden gebraucht, wo nach Kernkraft- und Kohleausstieg Erzeugung fehlt. Wird am falschen Ort gebaut, erkauft die Umlage Megawatt, die dem eigentlichen Engpass wenig helfen — man zahlt für Kapazität, aber nicht für Versorgungssicherheit am richtigen Netzknoten.
Beide Einwände sind valide. Dass der Energy-only-Markt gesicherte Reserve unterfinanziert, ist real — und dass ein Teil dieser Lücke aus fehlenden Knappheits-/Flexibilitätsmärkten stammt, ist es auch. Der Streit entscheidet sich nicht an „Kapazitätsmarkt ja oder nein", sondern an der Kalibrierung: Beschafft der Mechanismus genau so viel gesicherte Leistung, wie ein definiertes Zielsicherheitsniveau verlangt — am richtigen Ort, technologieoffen — oder mehr, teurer und fossiler als nötig?
Ein konkreter Testfall ist schon eingebaut: Die Fraktionen haben den Gebotshöchstwert für Langzeitkapazitäten kurz vor der Abstimmung von 173.000 auf 244.000 €/MW·a angehoben — +41 % binnen Wochen. Das ist exakt Prüfgröße (2) in Reinform. Zwei Deutungen: Entweder bildet der höhere Deckel die echte Fixkostenlücke moderner (H₂-ready) Gaskraftwerke realistischer ab — dann war der alte Wert zu niedrig und hätte die Auktionen leerlaufen lassen. Oder er verteuert die Beschaffung über die Lücke hinaus (Überförderung). Welches von beidem zutrifft, verrät die Auktion selbst: Räumt sie deutlich unter dem Höchstwert (dann greift Wettbewerb), oder klebt der Zuschlagspreis am neuen Deckel (dann zahlt die Umlage die Marge)?
Die politisch kommunizierte Größe ist die installierte Gigawattzahl („9 GW gesichert 2026"). Die ökonomisch ehrliche Prüfgröße ist eine andere und dreifach: (1) Ist die beschaffte Menge an ein explizites Versorgungssicherheitsniveau gebunden (Loss-of-Load-Erwartung / Ausfallwahrscheinlichkeit) — oder ist die GW-Zahl politisch gesetzt? (2) Konvergiert der Auktionspreis gegen die tatsächliche Fixkostenlücke des Grenzkraftwerks — oder klebt er am (gerade um 41 % erhöhten) Höchstwert? (3) Welcher Anteil der Zuschläge geht an nicht-fossile gesicherte Leistung (Speicher, Lastflexibilität, H₂-ready) — der Testfall für echte Technologieneutralität, den die 3-Stunden-Nachbesserung erst noch bestehen muss? Miss diese drei Größen, nicht die Schlagzeilen-Gigawatt. Ein Kapazitätsmarkt, der die Lücke passgenau schließt, ist die Korrektur eines Marktversagens; einer, der über das Zielniveau hinaus am Höchstwert fossile Bestandslogik alimentiert, ist eine teure Umlage mit Verteilungsschlagseite.
Das StromVKG ist ein Regierungsentwurf in der Abstimmung (9.7.2026, unter EU-Beihilfevorbehalt), inkl. Fraktions-Einigung vom 5./6. Juli — durchgerechnet zählen drei Punkte:
Unterm Strich: Als Korrektur der missing-money-Lücke ökonomisch gut begründbar — aber nur so gut wie seine Kalibrierung. Die um 41 % (173.000 → 244.000 €/MW·a) angehobene Preisobergrenze ist der scharfe Testfall: Räumt die Auktion darunter (Wettbewerb) oder am Deckel (Überförderung)? Die testbare Prüfgröße ist nicht die Schlagzeilen-Gigawatt, sondern (1) Bindung an ein Zielsicherheitsniveau, (2) Preis-Konvergenz zur Fixkostenlücke statt Kleben am Höchstwert, (3) Anteil nicht-fossiler Zuschläge.
Der passende Modellrahmen ist die Bereitstellung eines öffentlichen Guts (Versorgungssicherheit) und das „missing money"-Problem des Energy-only-Marktes — kein einfaches Zwei-Kurven-Gleichgewicht, das man redlich als eine Kurve zeigen könnte. Kern: Bei Grenzkosten nahe null (Erneuerbare) reicht der Börsenpreis-Erlös nicht für die Fixkosten selten laufender Reservekraftwerke; die Kapazitätsvergütung schließt die Lücke. Die ehrliche Testfrage ist die Kalibrierung — Menge an ein Zielsicherheitsniveau gebunden, Auktionspreis nahe der Fixkostenlücke (nicht am gerade um 41 % erhöhten Höchstwert), technologieneutrale Beschaffung —, nicht die installierte Gigawattzahl.
Modell-Einordnung, keine Prognose — getrennt von den oben belegten Zahlen.
Alle Zahlen sind mit Primärquelle belegt. Einzelne, ausdrücklich als „modelliert/illustrativ" gekennzeichnete Werte sind Rechen-Illustrationen, keine amtlichen Zahlen. Tatsachen und Modell-Lesarten sind getrennt ausgewiesen.