​Jahrelang versprach die deutsche Regierung einen Kapazitätsmechanismus, ohne sich auf ein Design festzulegen. Die vorherige Koalition brachte mehrere Modelle ins Spiel. Politische Signale deuteten schließlich darauf hin, dass die neue Regierung ein zentrales Auktionssystem wie in Großbritannien oder Belgien bevorzugt, anstatt Kaliforniens dezentralen Resource-Adequacy-Ansatz.

Letzte Woche bestätigte die Regierung ihre Entscheidung. Ein Non-Paper des Energieministeriums, das letzte Woche vom Minister bestätigt wurde, zeigt: Deutschland hat die Zustimmung der Europäischen Kommission für einen konkreten Zeitplan erhalten: Erste Auktionen 2026, Kapazitätsbereitstellung ab 2031 und insgesamt 41 GW, aufgeteilt auf drei Auktionsrunden.

Wie in anderen europäischen Ländern wie Spanien ist der Bedarf an einem Kapazitätsmarkt in den letzten Jahren gestiegen. Die Regierung hat sich verpflichtet, neue Gaskraftwerke zu bauen, um Dunkelflaute-Phasen (niedrige Wind- und Solarerzeugung) während des Kohleausstiegs abzusichern. Die EU forderte stattdessen technologieoffene Auktionen.

Als Kompromiss hat die EU nun einen Zeitplan für Auktionen genehmigt – einige gas-spezifisch, andere technologieoffen – um die Lücke bis zur vollständigen Einführung des Kapazitätsmarktes ab 2032 zu überbrücken. In einigen Auktionen treten Batterien nun direkt gegen Gaskraftwerke, grenzüberschreitende Importe und bestehende Kapazitäten an. Deutschlands Kapazitätsmarkt könnte in diesem Jahrzehnt der größte Europas werden. Energiespeicher können auf 31 GW der 41 GW der Brückenauktionen zugreifen, aber die Wettbewerbsfähigkeit hängt von noch nicht definierten De-Rating-Faktoren ab.

Batterien erzielen bereits positive Merchant-Renditen ohne langfristige Verträge. Kapazitätsmärkte könnten die Spitzenpreise senken, die die Batterieerlöse bestimmen. Aber verlässliche langfristige Einnahmen verbessern die Projektfinanzierung und Fremdkapitalbedingungen – in Großbritannien machten die Kapazitätsmärkte 2025 rund 10 % der BESS-Einnahmen aus, bis Q4 steigend auf 15 %. Das könnte ein entscheidender Vorteil angesichts der Finanzierungsherausforderungen rund um die Netzentgelt-Reformen 2029 in Deutschland sein.

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