Deutschland will künftig nicht nur Kilowattstunden bezahlen, sondern auch die Zusage, dass in knappen Stunden genügend Leistung bereitsteht. Die EU-Kommission hat den vorgesehenen Kapazitätsmechanismus am 2. September genehmigt. Ab 2031 soll er starten; die geschätzten Gesamtkosten liegen zwischen 15,6 und 35,2 Milliarden Euro. Der separat geplante strukturelle deutsche Kapazitätsmechanismus ab 2032 ist nicht Teil dieses EU-Beschlusses.
Gemeint ist kein fertig gebauter Kraftwerkspark. Im Energy-only-Markt verdienen Anlagen vor allem an verkaufter Energie. Ein Kapazitätsmechanismus ergänzt diesen Markt um Verträge für vorgehaltene Leistung: Wer in angespannten Stunden erzeugen, speichern oder Verbrauch senken kann, soll dafür zusätzlich vergütet werden.
Die Kostenspanne ist keine Stromrechnung
Die obere Zahl von 35,2 Milliarden Euro ist eine Schätzung für die gesamte genehmigte Maßnahme, keine einmalige Auszahlung und kein festgelegter Aufschlag für Haushalte. Die Kommission nennt für 2031 einen Korridor von 1 bis 3 Milliarden Euro und für 2032 bis 2045 jährlich 0,9 bis 2,3 Milliarden Euro. Diese Werte hängen von den Auktionsergebnissen ab.
Das unterscheidet sich deutlich von einem Strompreis. Auch ein Höchstwert in einer Ausschreibung sagt zunächst nur, bis wohin ein Gebot gehen darf. Wer die Kosten am Ende trägt und welche Preise tatsächlich bezuschlagt werden, ist offen.
Warum das System Leistung neben Energie einkaufen will
Megawatt beschreiben Leistung zu einem bestimmten Zeitpunkt, Megawattstunden die Energiemenge über eine Zeit. Wind- und Solaranlagen liefern Energie, wenn Wind und Sonne verfügbar sind. In Stunden mit wenig Erzeugung, hoher Nachfrage oder Ausfällen braucht das Netz zugleich Kapazität, die verlässlich reagieren kann.
Die EU-Maßnahme nennt grundsätzlich Erzeugung, Speicher, flexible Nachfrage sowie bestehende, neue und grenzüberschreitende Kapazität. Das kann erneuerbare Erzeugung sinnvoll ergänzen. Es ersetzt aber weder Netzausbau noch Speicher oder flexible Verbraucher.
Die erste Auktion ist noch nicht technologieoffen im Alltagssinn
Die Bundesnetzagentur hat für den 8. September 2026 die erste Langzeitauktion angekündigt: 4.500 MW reduzierte Leistung, 15 Jahre Verpflichtungszeit und einen Höchstwert von 244.000 Euro je MW und Jahr. Eine zweite Langzeitauktion soll ebenfalls 4,5 GW umfassen. Beide Runden ergeben rechnerisch 9 GW. Die zusätzliche Runde über 2 GW Erzeugungskapazität am 18. Mai 2027 ist nach Angaben der Bundesnetzagentur nur vorgesehen, falls die beiden 2026er Runden nicht vollständig bezuschlagt werden.
Würden alle 4.500 MW der ersten Runde zum Höchstwert bezuschlagt, ergäbe das 1,098 Milliarden Euro pro Jahr. Diese Rechnung übersetzt Ausschreibungsparameter in eine Größenordnung. Sie ist keine Prognose über Zuschläge, Umlagen oder Strompreise.
Für Speicher und flexible Nachfrage liegt die wichtige Grenze im Verfahren. Sie gehören auf Ebene der EU-Maßnahme grundsätzlich dazu. Die ersten deutschen Langzeitauktionen sind jedoch auf Erzeugungsanlagen begrenzt; regelbare Lasten nehmen dort nicht teil. Energiebegrenzte Anlagen müssen zehn Stunden lang mindestens 80 Prozent ihrer installierten Leistung einspeisen können und diese Fähigkeit binnen drei Stunden wiederherstellen. Das ist eine Teilnahmebedingung, kein Betriebsnachweis.
Nach dem Zuschlag beginnt die eigentliche Betriebsarbeit
Ein Zuschlag ersetzt keinen Netzanschluss. Bieter brauchen für den Verpflichtungszeitraum einen Stromnetzanschluss oder eine verbindliche Anschlusszusage; eine bloße Reservierung reicht grundsätzlich nicht. Neue Anlagen müssen gebaut, bestehende Kapazitäten technisch vorbereitet werden.
Bezuschlagte Anlagen bleiben Marktkraftwerke. In relevanten Hochpreisviertelstunden müssen sie die gebotene Leistung verfügbar halten. Übertragungsnetzbetreiber prüfen Daten, Fehlmengen und gegebenenfalls Pönalen. Erst diese Daten zeigen, ob aus einem Vertrag tatsächlich nutzbare Leistung wird.
H2-ready löst die Klimafrage nicht
Neue Gaskraftwerke mit einem 15-jährigen Kapazitätsvertrag müssen nach den Kommissionsbedingungen wasserstofffähig sein. Langfristig unterstützte Kapazität soll spätestens 2045 klimaneutral betrieben werden. Das setzt eine Richtung, baut aber kein Wasserstoffnetz und sichert weder Brennstoffmengen noch eine wirtschaftliche Umrüstung.
Wenn Auktionen Wettbewerb schaffen und Speicher, flexible Nachfrage sowie grenzüberschreitende Kapazität praktisch zum Zug kommen, kann der Mechanismus den Umbau des Stromsystems stützen. ACER weist jedoch darauf hin, dass Kapazitätsmechanismen in Europa teuer und bislang nur begrenzt emissionsarm sein können: 2024 gingen laut Monitoring 29 Prozent der Kapazitätszahlungen an emissionsarme Technologien. DUH und Green Planet Energy kritisieren die deutschen Langzeitbedingungen als speicher- und lastflexibilitätsfeindlich. Das ist eine Verbandsposition, aber sie benennt einen Prüfpunkt für die kommenden Runden.
Die EU-Genehmigung schafft einen Rahmen. Entscheidend werden Zuschlagswerte, Technologie- und Standortmix, Netzanschlüsse sowie Daten aus Hochpreisviertelstunden. Erst dann lässt sich beurteilen, ob Deutschland erneuerbare Erzeugung mit verlässlicher Flexibilität ergänzt oder eine teure Reserve aufbaut.
Quellen und weiterführende Informationen
- Europäische Kommission: Genehmigung des deutschen Kapazitätsmechanismus, 2. September 2026
- Europäische Kommission: Printfassung IP/26/1778
- Bundesnetzagentur: Ausschreibungen nach dem StromVKG
- Bundesnetzagentur: erster Gebotstermin
- Bundesnetzagentur: FAQ zum Ausschreibungsverfahren
- StromVKG § 12 und § 65
- ACER: Monitoring 2025
- IWR Online: DUH und Green Planet Energy kritisieren Langzeitbedingungen
Hinweis: Für diesen Artikel wurden KI-gestützte Recherche- und Editierwerkzeuge verwendet. Der Inhalt wurde redaktionell geprüft. Stand: 2026-09-03.
