Gaskraftwerke statt Batteriespeicher: 800 Millionen Euro verschenkt? Ein Gesetz, das über die Energiezukunft entscheidet

Europas Spitzenreiter in Gefahr: Wie die Regierung den Ausbau von Stromspeichern abwürgt

Brisantes neues Stromgesetz: Warum wir bald wieder abhängiger von teurem Erdgas werden

Deutschland steht an einem energiepolitischen Wendepunkt: Während der private und gewerbliche Ausbau von Batteriespeichern in Rekordgeschwindigkeit voranschreitet und das Land zum unangefochtenen Spitzenreiter in Europa macht, droht ein neues Gesetz diese Dynamik massiv auszubremsen. Mit dem geplanten Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätsgesetz (StromVKG) will die Bundesregierung die Weichen für die künftige Stromversorgung stellen. Doch unter dem Deckmantel der Technologieoffenheit verstecken sich Kriterien – wie eine unrealistische 10-Stunden-Bereitstellungspflicht –, die moderne Batteriespeicher faktisch aus den wichtigsten Ausschreibungen ausschließen. Profiteure dieser Regelung wären ausgerechnet neue, fossil befeuerte Gaskraftwerke. Der Preis für diese regulatorische Fehlsteuerung ist immens: Neben der Zementierung einer dauerhaften Gas-Importabhängigkeit stehen jährliche volkswirtschaftliche Einsparpotenziale in Höhe von rund 800 Millionen Euro auf dem Spiel. Warum der aktuelle Gesetzentwurf den technologischen Fortschritt ignoriert und wie das Parlament jetzt dringend nachbessern muss, um Deutschlands Energiezukunft nicht den fossilen Dogmen der Vergangenheit zu opfern, lesen Sie in der folgenden Analyse.

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In der zweiten Maiwoche 2026 hat das Bundeskabinett den Entwurf des Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetzes, kurz StromVKG, beschlossen. Dem Beschluss war ein monatelanger Abstimmungsprozess vorausgegangen, in dem das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie den Referentenentwurf zunächst in die Ressortabstimmung und Verbändeanhörung geschickt hatte. Was technisch klingt wie eine energierechtliche Formalie, ist in Wirklichkeit eine der weitreichendsten wirtschafts- und industriepolitischen Weichenstellungen seit dem deutschen Kohleausstieg: Das Gesetz legt fest, welche Kraftwerkstechnologien in einem neu einzuführenden Kapazitätsmarkt bevorzugt werden – und damit, ob Deutschland seinen heute führenden Platz im europäischen Batteriespeicher-Wettbewerb langfristig verteidigen oder durch falsche Regulierung verspielen wird.

Der Kern des StromVKG ist die Einführung eines Kapazitätsmarkts, der erstmals in Deutschland systematisch die bloße Bereithaltung von Erzeugungskapazität vergütet – unabhängig davon, ob Strom tatsächlich geliefert wird. Ziel ist es, sicherzustellen, dass im Jahr 2031 ausreichend steuerbare Leistung im deutschen Stromnetz zur Verfügung steht, um auch bei sogenannten Dunkelflauten, also mehrtägigen Phasen ohne nennenswerte Wind- und Solareinspeisung, die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Das Gesetz sieht mehrere Ausschreibungsrunden vor: Zunächst sollen 9 Gigawatt an sogenannten Langzeitkapazitäten ausgeschrieben werden, gefolgt von weiteren 2 Gigawatt ohne besonderes Langzeitkriterium, und schließlich in den Jahren 2027 und 2029 vollständig technologieoffene Runden. Genau dieses Langzeitkriterium aber ist der neuralgische Punkt – und der Ausgangspunkt einer wachsenden wirtschaftspolitischen Kontroverse.

Das 10-Stunden-Kriterium und seine marktverzerrende Wirkung

Das Langzeitkriterium im StromVKG verlangt von den Anbietern, dass ihre Anlagen über einen längeren Zeitraum kontinuierlich Strom liefern können. In der vorliegenden Fassung ist eine Mindestausspeisedauer von zehn Stunden vorgesehen. Auf den ersten Blick erscheint das als technisch sinnvolle Anforderung für die Versorgungssicherheit. Bei näherer Betrachtung aber entpuppt es sich als ein Kriterium, das de facto auf thermische Kraftwerke – also Gaskraftwerke – zugeschnitten ist und Batteriespeicher, insbesondere handelsübliche Lithium-Ionen-Systeme, faktisch aus den ersten, volumenstärksten Ausschreibungsrunden ausschließt.

Wie Daniel Böhmer, Energiemarktexperte bei Aurora Energy Research, in einer Fachanalyse erläutert, geht die Anforderung im vorliegenden Entwurf sogar noch darüber hinaus: Die Anlagen sollen das Zehn-Stunden-Kriterium jederzeit spätestens nach einer Stunde wieder erfüllen können. Das bedeutet im Klartext, dass ein Batteriespeicher nach zehn Stunden Vollentladung innerhalb von 60 Minuten wieder vollständig aufgeladen sein müsste – eine technische Anforderung, die für Lithium-Ionen-Batterien in dieser Schärfe schlicht nicht erfüllbar ist. In einem günstigen Auslegungsszenario wäre es denkbar, dass mehrere kleinere Speicher kombiniert werden oder dass nicht für die volle installierte Leistung Energie vorgehalten werden muss – doch die strenge Lesart des Entwurfs schließt auch diese Flexibilität aus. Das Ergebnis: Wer eine der ersten Kapazitätsauktionen gewinnen will, muss im Wesentlichen ein Gaskraftwerk bauen oder betreiben.

Der Bundesverband Energiespeicher (BVES) hat in seiner Stellungnahme zum Referentenentwurf genau diese Problematik adressiert und eine Anpassung des entsprechenden Paragrafen 15 gefordert, um Batteriespeicher nicht strukturell zu benachteiligen. Auch der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) mahnte, das Gesetz müsse zügig durch das parlamentarische Verfahren, gleichzeitig aber forderte er, das 10-1-10-Stunden-Kriterium beizubehalten – ein Widerspruch, der zeigt, wie gespalten selbst die Branchenverbände in dieser Frage sind. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) hingegen ist deutlich: Batteriespeicher dürften in den Kraftwerksauktionen nicht durch ungeeignete Ausschreibungskriterien gegenüber Gaskraftwerken benachteiligt werden. Speicherbetreiber prüfen inzwischen sogar rechtliche Schritte gegen die Ausschreibungskonditionen.

Europas Spitzenreiter riskiert seine Position

Die Brisanz der Regulierungsentscheidung wird erst im europäischen Vergleich vollständig sichtbar. Deutschland ist derzeit der führende Batteriespeichermarkt Europas – und das mit deutlichem Abstand. Während zwischen 2024 und 2025 die installierte Batteriekapazität in Europa insgesamt auf über 17 Gigawatt anstieg und bis 2030 mehr als 80 Gigawatt prognostiziert werden, ist Deutschland der Motor dieser Entwicklung. Mit einem Zubau von 6,6 Gigawattstunden im Jahr 2025 verzeichnete Deutschland den größten EU-weiten Neuzubau und steigerte die installierte Kapazität im Vergleich zum Vorjahr um weitere 0,5 Gigawattstunden. Italien, das in der Vergangenheit ähnlich dynamisch war, fiel im selben Jahr von 6,0 auf 4,9 Gigawattstunden zurück – ein deutlicher Rückgang.

Bis Ende 2025 waren in Deutschland mehr als 2,5 Gigawatt Batteriespeicherleistung am Netz – grob das Doppelte gegenüber zwei Jahren zuvor. Parallel dazu stieg die Zahl der installierten Batteriespeicheranlagen auf rund 2,4 Millionen, mit einer Gesamtspeicherkapazität von über 25 Gigawattstunden. Im ersten Quartal 2026 setzte sich der Boom fort: Zwischen Januar und März 2026 wurden über zwei Gigawattstunden neue Speicherkapazität in Betrieb genommen, ein Plus von rund 67 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Setzt sich dieser Trend fort, könnten bis Ende 2026 zwischen 8 und 10 Gigawattstunden neue Kapazität hinzukommen und der Gesamtbestand die Marke von 35 Gigawattstunden überschreiten. Der Treiber dieser Dynamik sind vor allem Großspeicher: Im ersten Quartal 2026 vervierfachte sich der Zubau in diesem Segment gegenüber dem Vorjahr nahezu.

Diese Entwicklung ist keine politisch erzwungene, sondern eine marktgetriebene. Das Internationale Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR) stellt fest, dass der politische Fokus bislang stärker auf staatlich finanzierten, fossilen Kapazitäten lag, während sich der privatwirtschaftlich finanzierte Speichermarkt organisch und kraftvoll entwickelt hat. Es ist damit genau jene industriepolitische Konstellation, die Ökonomen als optimal beschreiben: eine Technologie, die sich im Wettbewerb bewährt, Skaleneffekte generiert und keine dauerhaften Subventionen benötigt. Ein regulatorischer Rahmen, der diese Dynamik gezielt abbremst, zugunsten von Technologien, die staatliche Kapazitätszahlungen über 15 Jahre brauchen, um wirtschaftlich zu sein, ist aus volkswirtschaftlicher Sicht schwer zu rechtfertigen.

800 Millionen Euro: Was auf dem Spiel steht

Hinter der abstrakten Regulierungsdebatte verbergen sich konkrete wirtschaftliche Größenordnungen. Im Jahr 2025 mussten in Deutschland rund 8 Terawattstunden des aus Wind- und Photovoltaikanlagen erzeugten Stroms abgeregelt werden – das entspricht rund 3 Prozent der gesamten Wind- und Solarstromerzeugung. Hinter dieser nüchternen Statistik stecken verlorene Investitionserträge, vermiedene Emissionen, die niemals vermieden wurden, und vor allem: Systemkosten, die letztlich die Verbraucher tragen.

Wäre die aktuelle Pipeline an Batteriespeicherprojekten – also angekündigte, genehmigte oder bereits im Bau befindliche Vorhaben mit zusammen rund 10,5 Gigawatt – bereits vollständig in Betrieb gewesen, hätte etwa ein Drittel dieser Abregelungen vermieden werden können. Das entspricht einem volkswirtschaftlichen Einsparpotenzial von rund 800 Millionen Euro, zusammengesetzt aus vermiedenen Redispatch-Kosten und entbehrlichen Gaseinkäufen. Dieser Betrag ist keine theoretische Modellrechnung, sondern basiert auf den tatsächlichen Abregelungsmengen der Bundesnetzagentur und dem empirisch ermittelten Beitrag von Batteriespeichern zur Netzstabilisierung. Er macht deutlich, dass die Frage der Technologiepräferenz im Kapazitätsmarkt nicht nur eine energiepolitische, sondern eine eminente finanzpolitische Dimension hat.

Die Gesamtkosten des deutschen Netzengpassmanagements stiegen 2025 auf rund 3,1 Milliarden Euro – vier Prozent mehr als im Vorjahr, obwohl das Abregelungsvolumen mit etwa 30,3 Terawattstunden nahezu konstant blieb. Den mit Abstand größten Kostenblock bildeten konventionelle Redispatch-Maßnahmen mit über 1,2 Milliarden Euro, hinzu kamen 1,4 Milliarden Euro für Reservekraftwerke sowie 102 Millionen Euro für Countertrading. Die Vergütung für abgeregelte erneuerbare Energien betrug demgegenüber lediglich 433 Millionen Euro – also weniger als ein Siebentel der Gesamtkosten. Dieser Befund widerlegt die in der öffentlichen Debatte bisweilen kolportierte These, die Hauptkostentreiber im Netzengpassmanagement seien die erneuerbaren Energien. In Wahrheit sind es die konventionellen Kapazitäten, die den Löwenanteil der Kosten verursachen.

Besonders alarmierend ist zudem die strukturelle Verschiebung der Abregelungen hin zu den Verteilnetzen. Während 2024 noch drei Viertel der Redispatch-Maßnahmen im Übertragungsnetz anfielen, waren es 2025 nur noch zwei Drittel. Der Anteil der durch Engpässe im Verteilnetz verursachten Abregelungen hat sich damit deutlich erhöht – im zweiten Quartal 2025 erreichte er zeitweise sogar 49 Prozent, einen historischen Rekordwert. Dies ist ein klares Signal, dass das Problem nicht allein durch den Übertragungsnetzausbau zu lösen ist, sondern dezentraler Speicher direkt vor Ort dringend gebraucht wird.

Die fossile Versuchung: Gasabhängigkeit als Systemrisiko

Die Entscheidung, im Kapazitätsmarkt de facto Gaskraftwerke zu bevorzugen, hätte nicht nur kurz-, sondern auch langfristig erhebliche Folgewirkungen. Deutschland importiert bereits heute rund 70 Prozent seines Primärenergiebedarfs aus dem Ausland. Bei Erdgas liegt die Importquote bei 95 Prozent, bei Erdöl bei 98 Prozent und bei Steinkohle bei 100 Prozent. Die volkswirtschaftlichen Kosten dieser Abhängigkeit sind enorm: Im Jahr 2024 gab Deutschland netto rund 69 Milliarden Euro für fossile Energieimporte aus – was etwa 1,6 Prozent des Bruttoinlandsprodukts entspricht. KfW Research ermittelt sogar einen langfristigen Durchschnitt von 81 Milliarden Euro jährlich, was rund 2,5 Prozent des BIP entspricht und pro Kopf auf über 1.000 Euro im Jahr hinausläuft.

Wer jetzt neue Gaskraftwerke mit 15-jährigen Kapazitätszahlungsverträgen baut, zementiert diese Importabhängigkeit strukturell bis in die frühen 2040er Jahre. Es ist die volkswirtschaftliche Paradoxie der deutschen Energiepolitik: Im Namen der Versorgungssicherheit werden Verpflichtungen eingegangen, die eine langfristige Unsicherheit – die Abhängigkeit von Gaspreisen und -lieferanten – dauerhaft institutionalisieren. Dabei hat die Energiekrise 2022 eindrücklich vorgeführt, was es bedeutet, wenn Gaslieferungen ausbleiben oder sich verteuern: Die Importkosten für fossile Energieträger erreichten 146 Milliarden Euro – mehr als das Doppelte des langjährigen Mittels.

Batteriespeicher hingegen sind, sobald installiert, von keiner Lieferkette für Energierohstoffe abhängig. Sie werten heimischen Wind- und Solarstrom auf, reduzieren die Notwendigkeit von Gasimporten und stärken damit die reale, nicht die proklamierte Versorgungssicherheit. Jede Kilowattstunde, die ein Batteriespeicher aufnimmt und später wieder abgibt, ist eine Kilowattstunde weniger, die ein Gaskraftwerk erzeugen – und für die Deutschland Gas importieren muss. Dieser substanzielle volkswirtschaftliche Vorteil findet in den Ausschreibungskriterien des StromVKG bislang kaum Niederschlag.

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Das Herzstück dieser technologischen Weiterentwicklung ist die bewusste Abkehr von der konventionellen Klemmenbefestigung, die seit Jahrzehnten den Standard darstellt. Das neue und zeit- wie kostengünstigere Montagesystem begegnet dieses mit einem grundlegend anderen, intelligenteren Konzept. Anstatt die Module punktuell zu klemmen, werden sie in eine durchgehende, speziell geformte Trägerschiene eingelegt und dort sicher gehalten. Diese Konstruktion sorgt dafür, dass alle auftretenden Kräfte – seien es statische Lasten durch Schnee oder dynamische Lasten durch Wind – gleichmäßig über die gesamte Länge des Modulrahmens verteilt werden.

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Systemstabilität: Batterien als unterschätzter Netzakteur

Die Rolle von Batteriespeichern im Stromsystem beschränkt sich nicht auf die reine Speicherung von überschüssigem erneuerbarem Strom. Sie leisten darüber hinaus einen erheblichen Beitrag zur Systemstabilität, der in rein kapazitätsfokussierten Debattenrahmen systematisch unterschätzt wird. Batteriespeicher können in Sekundenbruchteilen auf Frequenzabweichungen im Netz reagieren, Regelleistung bereitstellen und damit Aufgaben übernehmen, für die früher ausschließlich thermische Kraftwerke vorgesehen waren.

Aus Systemsicht ist besonders relevant, dass Batteriespeicher Abregelungen von Wind- und Solaranlagen verringern können, ohne dass dafür konventionelle Kraftwerke hochgefahren werden müssen. Wären bereits heute ausreichend Speicherkapazitäten vorhanden, ließen sich Millionen von Tonnen CO₂-Emissionen vermeiden, die beim Redispatch durch konventionelle Kraftwerke entstehen. Die Kombination aus kurzfristig reaktionsfähigen Lithium-Ionen-Batterien, mittelfristigen Speichern und steuerbaren thermischen Anlagen für Extremereignisse gilt in der Fachwelt als volkswirtschaftlich optimale Konfiguration – nicht aber eine einseitige Bevorzugung einer einzelnen Technologieklasse.

Ein Blick in andere europäische Länder zeigt, wie es besser gehen kann: Großbritannien, Italien und Australien haben gezielt Ausschreibungen speziell für Langzeitspeicher entwickelt, die auf deren besondere Eigenschaften zugeschnitten sind. Dies schafft Investitionssicherheit, ermöglicht Skaleneffekte und lässt verschiedene Technologien dort eingesetzt werden, wo sie systemisch am wertvollsten sind – anstatt einen technologieblinden Wettbewerb zu simulieren, der in Wirklichkeit einseitig auf eine Technologieklasse ausgerichtet ist.

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Dezentrale Revolution: Kommunen und Haushalte als Treiber

Die energiepolitische Debatte konzentriert sich häufig auf Großprojekte, Kraftwerksparks und Übertragungsnetzinfrastruktur – und übersieht dabei eine Revolution, die sich auf Haushalts- und Kommunalebene vollzieht. Rund 2,5 Millionen Batteriespeicher sind in Deutschland derzeit in Betrieb, verteilt auf Millionen von Privatdächern und Gewerbehöfen. Die Gesamtkapazität von über 28 Gigawattstunden reicht rechnerisch aus, um den durchschnittlichen privaten Tagesstromverbrauch von rund drei Millionen Haushalten zu decken.

Bis 2030 könnten 7 Millionen Einfamilienhäuser mit Heimspeichern ausgestattet sein – das entspräche der Hälfte dieses Wohngebäudetyps in Deutschland. In Kommunen ist die Nachfrage nach Speicherlösungen ebenfalls enorm: Bis 2035 könnte jede dritte Kommune eigene Speicher betreiben. Dieser Trend wird nicht von staatlichen Subventionsprogrammen getrieben, sondern von einer handfesten Wirtschaftlichkeitsrechnung: Batteriespeicher senken die Stromkosten für Verbraucher, erhöhen den Eigenverbrauchsanteil von Solarstrom und schützen vor Preisspitzen an der Strombörse.

Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) stellt fest, dass die installierte Batteriespeicherkapazität bis 2030 von derzeit 25 auf rund 100 Gigawattstunden vervierfacht werden muss, um die Energiewendeziele zu erreichen. Das bedeutet: Der heutige Boom ist nicht das Ende einer Entwicklung, sondern ihr Anfang. Und genau dieser Anfang könnte durch falsch justierte Ausschreibungskriterien abgewürgt werden – nicht, weil die Technologie nicht wettbewerbsfähig wäre, sondern weil regulatorische Barrieren ihre natürliche Marktentwicklung konterkarieren.

Das strukturelle Dilemma: Langzeitkontraktvergabe contra Technologiedynamik

Im Herzen des StromVKG steckt ein strukturelles Dilemma, das über den konkreten Ausschreibungsfall hinausweist. Kapazitätsmärkte, wie sie der Gesetzentwurf vorsieht, vergeben Verträge über 15 Jahre. Das ist notwendig, um ausreichende Investitionssicherheit für kapitalintensive Anlagen zu erzeugen – bei einem Gaskraftwerk mit Investitionskosten in dreistelliger Millionenhöhe leuchtet das unmittelbar ein. Doch die gleiche Vertragslaufzeit auf eine Technologie anzuwenden, die sich in einer Phase rasanter Kostendegression und technologischer Entwicklung befindet, führt zu einer Verzerrung: Batteriespeicher, die heute noch nicht alle Anforderungskriterien erfüllen, werden möglicherweise in fünf Jahren technisch und wirtschaftlich überlegen sein – und sind dennoch durch 15-jährige Gaskontrakte aus dem Markt verdrängt worden.

Die Kostenentwicklung von Lithium-Ionen-Batterien hat in den letzten Jahren alle Prognosen unterboten. Während Redox-Flow-Batterien und andere Langzeitspeichertechnologien sich noch in einer frühen Kommerzialisierungsphase befinden und höhere Kapitalkosten aufweisen, könnten sie bis zur Auslieferungspflicht im Jahr 2031 wirtschaftlich erheblich attraktiver geworden sein. Indem der Gesetzentwurf diese Technologiedynamik ignoriert und statische Anforderungskriterien formuliert, die heute für eine einzelne Technologie – das Gaskraftwerk – maßgeschneidert sind, begeht er denselben Fehler, den Regulierungsbehörden in anderen Branchen wiederholt gemacht haben: das Einfrieren eines bestimmten technologischen Entwicklungsstands in eine Regulierung, die weit über diesen Stand hinaus Geltung beansprucht.

Hinzu kommt ein Finanzierungsaspekt: Gaskraftwerke können auf erprobte Kosten- und Erlösstrukturen verweisen und stoßen daher bei institutionellen Investoren auf größere Akzeptanz als neuartige Langzeitspeichertechnologien. Dieser Finanzierungsvorteil von Gasanlagen ist aber kein natürlicher Marktbestandteil, sondern eine historisch gewachsene Asymmetrie – die durch bevorzugte Ausschreibungskriterien weiter vertieft würde, statt systematisch abgebaut zu werden.

Internationale Vorbilder und ihre Übertragbarkeit

Die Herausforderung, Versorgungssicherheit mit einem technologieoffenen Kapazitätsmarkt zu verbinden, ist keine deutsche Besonderheit. Großbritannien, das nach Deutschland den zweitgrößten Batteriespeichermarkt Europas darstellt, hat in seinem Capacity Market gesonderte Ausschreibungsklassen für Speichertechnologien geschaffen – mit unterschiedlichen Anforderungen je nach Speicherdauer und Reaktionsgeschwindigkeit. Das ermöglicht Batteriespeichern, in dem Segment zu konkurrieren, in dem sie systemisch den größten Wert entfalten, anstatt gegen Technologien anzutreten, die für grundlegend andere Systemfunktionen ausgelegt sind.

In Italien hat das staatliche MACSE-Programm speziell Langzeitspeicher gefördert und damit einen eigenständigen Markt für diese Technologieklasse aufgebaut. Australien wiederum, das vor Jahren noch von Blackouts geplagt war, hat durch ein differenziertes Kapazitätsmarktdesign und gezielte Investitionen in Großbatteriespeicher – darunter die weltweit größte Batterieanlage in South Australia – gezeigt, dass Versorgungssicherheit ohne neue Gaskraftwerke möglich ist. Diese internationalen Erfahrungen legen nahe, dass die eigentliche Wahl nicht zwischen Gaskraftwerken und Batteriespeichern liegt, sondern zwischen einem differenziert designten System, das verschiedene Technologien ihren systemischen Stärken entsprechend einsetzt, und einem simplifizierenden Ansatz, der faktisch auf eine Technologie setzt und dies als Technologieoffenheit etikettiert.

Politisches Handlungsfenster: Was jetzt zu tun wäre

Das StromVKG hat das Kabinett passiert, muss aber noch das parlamentarische Verfahren durchlaufen, bevor die ersten Ausschreibungen im Sommer 2026 beginnen können. Dieses parlamentarische Fenster bietet die letzte Gelegenheit für eine Korrektur, die den Marktdaten und der wirtschaftlichen Realität Rechnung trägt. Konkret geht es um folgende Anpassungen: Das Langzeitkriterium sollte so reformiert werden, dass auch Kombinationen aus mehreren Speichern oder zeitlich gestaffelte Bereitstellungen anerkannt werden. Die Ladezeit-Anforderung von einer Stunde für eine vollständige Wiederaufladung nach zehn Stunden Entladung sollte gestrichen oder deutlich entschärft werden. Und bereits ab der ersten Ausschreibungsrunde sollte ein Kontingent technologieoffen gestaltet werden, das auf kurzfristigere Versorgungslücken ausgerichtet ist – denn nicht jede Versorgungssicherheitsherausforderung ist eine mehrtägige Dunkelflaute.

Ferner ist ein fairer Zugang von Batteriespeichern zu Kapazitätsausschreibungen nicht nur eine energiepolitische, sondern eine industriepolitische Notwendigkeit. Deutschland hat eine führende Position im europäischen Batteriespeichermarkt aufgebaut, die auf echter wirtschaftlicher und technologischer Kompetenz basiert. Ausschreibungsregeln, die diese Position gefährden, schaden nicht nur der Energiewende, sondern auch der deutschen Industrie, die Fertigungskapazitäten, Ingenieurswissen und Lieferketten in diesem Bereich aufgebaut hat oder aufbaut. Die Pipeline von über 10 Gigawatt an neuen Speicherprojekten – davon rund 1,5 Gigawatt bereits im Bau – ist das beste Zeugnis für die Investitionsbereitschaft der Branche. Diese Investitionsbereitschaft durch ungeeignete Regulierung zu konterkarieren, wäre eine „self-fulfilling prophecy“ der schlimmsten Art: Die Investitionen blieben aus, weil man ihnen signalisiert, dass sie nicht willkommen sind.

Marktführerschaft als politische Verantwortung

Deutschland steht an einem energiepolitischen Scheideweg. Einerseits verfügt es über eine der dynamischsten Batteriespeicherindustrien Europas, ein wachsendes Netz dezentraler Energieerzeuger und -speicher sowie ein gesellschaftliches Bewusstsein für die Notwendigkeit der Energiewende. Andererseits droht das neue Kapazitätsmarktgesetz, die marktgetriebene Entwicklung dieser Technologien durch Ausschreibungskriterien auszubremsen, die faktisch auf Gaskraftwerke zugeschnitten sind und Batteriespeicher strukturell benachteiligen.

Die 800 Millionen Euro jährliches Einsparpotenzial, das durch den beschleunigten Ausbau von Batteriespeichern realisiert werden könnte, ist keine Zahl aus einer Lobbybroschüre, sondern eine ernüchternde Bestandsaufnahme entgangener Chancen. Sie steht sinnbildlich für eine breitere volkswirtschaftliche Wahrheit: Versorgungssicherheit und Kosteneffizienz sind kein Zielkonflikt – vorausgesetzt, der regulatorische Rahmen erlaubt es der jeweils besten verfügbaren Technologie, ihren systemischen Wert zu entfalten. Wer stattdessen durch Ausschreibungsdesign bestimmte Technologien bevorzugt und andere diskriminiert, betreibt Industriepolitik – aber keine gute. Er manifestiert eine Abhängigkeit, die teuer ist, und untergräbt gleichzeitig eine Wettbewerbsposition, die Deutschland hart erarbeitet hat.

Das parlamentarische Verfahren zum StromVKG bietet noch die Chance, diesen Kurs zu korrigieren. Die Daten sprechen eine eindeutige Sprache. Die Frage ist, ob die Politik bereit ist, sie zu hören – oder ob das Dogma der gesicherten Langzeitkapazität, historisch gewachsen in einer Welt thermischer Kraftwerke, auch die Gestaltung eines Strommarkts dominiert, der diese Welt längst hinter sich gelassen hat.

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Konrad Wolfenstein

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