Für ein mittelgroßes Stadtwerk mit ca. 120 Mitarbeitern, das dezentrale BHKW-Bestandsanlagen betreibt: Welche technischen Nachrüstungen sind konkret erforderlich, um die neue Anforderung der 'Momentanreserve' für die Teilnahme an der Säule 2 der StromVKG-Ausschreibungen ab 2027 zu erfüllen, und wie hoch ist das finanzielle Risiko durch die im Gesetz vorgesehenen Pönalen bei technischer Nichterfüllung?

Das Stadtwerk muss prüfen, ob die Generatoren der Bestandsanlagen durch Umrichtertechnologien oder eine Anpassung der Regelungstechnik zur Bereitstellung von Momentanreserve ertüchtigt werden können. Da das StromVKG harte Pönalen vorsieht, die über den Zinsverlust hinausgehen, muss vor Gebotsabgabe eine verbindliche technische Machbarkeitsstudie durchgeführt werden. Die Investitionskosten (CAPEX) für diese Ertüchtigung müssen gegen die erwarteten Erlöse aus der Fixkostendeckung der Säule 2 abgewogen werden, um ein wirtschaftliches Scheitern durch Strafzahlungen bei Nichteinhaltung der technischen Parameter zu verhindern.

Wie muss ein Stadtwerk mit 25.000 Fernwärmekunden seine Investitionsstrategie für die Zeit nach dem Auslaufen der KWKG-Förderung anpassen, um unter Berücksichtigung der neuen H2-Readiness-Anforderungen des StromVKG eine langfristige Refinanzierung seiner Erzeugungsanlagen sicherzustellen?

Das Stadtwerk sollte seine Portfolio-Planung auf die Säule 2 des StromVKG ausrichten, da diese ab 2027/2029 die Anschlussförderung für Bestandsanlagen regelt. Da die EU-Kommission marktbasiertes Design fordert, ist die H2-Readiness keine Option, sondern eine harte Bedingung für die Förderfähigkeit. Das Stadtwerk muss sicherstellen, dass geplante Modernisierungen nicht nur die Wärmeversorgung sichern, sondern auch die im Gesetz geforderte 'Dauerbetriebsfähigkeit' für Dunkelflauten erfüllen, um in den wettbewerblichen Ausschreibungen erfolgreich zu sein und die Rolle als regionaler Resilienz-Anker zu monetarisieren.

Welche Auswirkungen haben die spezifischen Resilienzanforderungen und Stressszenarien des StromVKG auf die Wirtschaftlichkeit und den Business-Case eines Stadtwerks mit 60.000 Zählpunkten, das den Bau eines Großbatteriespeichers zur Flexibilitätsbeschaffung nach § 14c EnWG plant?

Die Resilienzanforderungen des StromVKG zwingen das Stadtwerk dazu, die Speicherkapazität nicht nur für kurzfristige Netzengpässe (§ 14c EnWG), sondern für länger andauernde Stressszenarien auszulegen. Dies kann die CAPEX pro MW installierter Leistung erhöhen, da die Abruffähigkeit über längere Zeiträume nachgewiesen werden muss. Gleichzeitig bietet das StromVKG jedoch die Chance auf zusätzliche Refinanzierungsoptionen in den technologieoffenen Ausschreibungen, sofern der Speicher die strengen Kriterien für systemrelevante Nebenleistungen erfüllt, was die Amortisationszeit trotz höherer Investitionskosten verkürzen kann.

Vom KWSG zum StromVKG: Der neue regulatorische Rahmen für die Versorgungssicherheit

Guten Tag, liebe Kolleginnen und Kollegen aus der Energiewirtschaft. Hier spricht Regina Recht. Wer mich kennt, weiß: Ich liebe die Präzision von Gesetzestexten, aber ich schätze noch mehr die strategische Klarheit, die sie uns bieten können. Am 27. April 2026 hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) – ehemals BMWE – einen Meilenstein gesetzt, der die Branche für das nächste Jahrzehnt prägen wird. Die Länder- und Verbändeanhörung zum „Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz“ (StromVKG) wurde eingeleitet.

Was auf den ersten Blick wie eine bloße Umbenennung des Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) wirkt, ist bei genauerer regulatorischer Betrachtung eine fundamentale Neuausrichtung. Es geht nicht mehr nur um das „Sichern“ von Kraftwerken, sondern um den Aufbau eines resilienten Kapazitätsrahmens, der die Brücke zum künftigen Kapazitätsmarkt schlägt. Lassen Sie uns gemeinsam tief in die Paragrafen und die strategische Bedeutung eintauchen.

1. Der Kontext: Von der Strategie zur gesetzlichen Norm

Der Referentenentwurf des StromVKG ist das Ergebnis intensiver Verhandlungen. Grundlage ist die im Dezember 2025 getroffene Einigung zwischen der Bundesregierung und der EU-Kommission über die Eckpunkte einer neuen Kraftwerksstrategie. Warum war das nötig? Das bisherige KWKG (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz) stieß an beihilferechtliche Grenzen. Wie wir aus der BDEW-Anwendungshilfe zum KWKG-Änderungsgesetz 2025 wissen, war die Verlängerung der Geltungsdauer für Anlagen mit Inbetriebnahme nach Ende 2026 beihilferechtlich hochgradig unsicher, da die EU-Kommission auf einen marktbasierten Mechanismus drängte.

Das StromVKG ist nun die Antwort. Es überführt die staatliche Förderung in ein wettbewerbliches Ausschreibungsdesign, das mit den Vorgaben der VO (EU) 2019/943 (EU-Strombinnenmarktverordnung) konform gehen soll. Insbesondere Artikel 3 und 13 dieser Verordnung fordern, dass Kapazitätsmechanismen diskriminierungsfrei und technologieoffen gestaltet sein müssen.

2. Die zwei Säulen der Ausschreibungen

Das StromVKG sieht ein zweistufiges Ausschreibungsmodell vor, das Stadtwerke vor erhebliche Planungsentscheidungen stellt:

Säule 1: Neubau mit Langfristkapazität (9 GW): Geplant noch für das Jahr 2026. Hierbei handelt es sich um eine „reduzierte Leistung“ im Vergleich zu früheren Entwürfen. Ziel ist der schnelle Zubau von wasserstofffähigen Gaskraftwerken an systemkritischen Standorten. Hier müssen Bieter nachweisen, dass sie innerhalb enger Fristen realisieren können.
Säule 2: Technologieoffene Ausschreibungen (ab 2027/2029): Hier wird es für Stadtwerke besonders interessant. In diesen Runden können sowohl Neuanlagen als auch Bestandsanlagen (inkl. Modernisierungen) teilnehmen. Der Bedarf wird hierbei rollierend ermittelt, was eine hohe Flexibilität in der Portfolio-Planung erfordert.

3. Technische Anforderungen: Momentanreserve und Resilienz

Ein regulatorisches Novum im StromVKG sind die expliziten Anforderungen an systemrelevante Nebenleistungen. Bisher wurden diese oft als „Nebenprodukt“ der thermischen Erzeugung betrachtet. Das StromVKG ändert das:

Momentanreserve: Gemäß den neuen Anforderungen müssen bezuschlagte Anlagen aktiv zur Momentanreserve beitragen. Dies ist eine direkte Reaktion auf den Rückgang rotierender Massen im Netz. Für Stadtwerke bedeutet dies: Investitionen in Umrichtertechnologien oder die Ertüchtigung von Generatoren werden zur Pflichtbedingung für die Förderfähigkeit.
Das Langfristkriterium: Hier zeigt sich die Handschrift der Versorgungssicherheit. Bieter müssen nachweisen, dass ihre Anlagen über einen längeren Zeitraum am Stück Strom erzeugen können (Dauerbetriebsfähigkeit). Dies zielt darauf ab, die „Dunkelflaute“ regulatorisch abzusichern.
Resilienzanforderungen für Speicher: Das Gesetz nimmt Batteriespeicher explizit in die Pflicht. Diese müssen nicht nur Kapazität bereitstellen, sondern unter spezifischen Stressszenarien ihre Abruffähigkeit beweisen. Dies korreliert mit den Diskussionen um den Netzentwicklungsplan (NEP) der Bundesnetzagentur (BNetzA), der Speichern eine zentrale Rolle bei der Vermeidung von Netzengpässen zuweist.

4. Integration von Speichern und § 13k EnWG

Ein wunder Punkt der bisherigen Regulatorik war die Diskriminierung von Speichern. In der Vergangenheit wurden Speicher in Prozessen wie dem „Nutzen statt Abregeln“ (§ 13k EnWG) oft explizit ausgeschlossen. Das StromVKG versucht hier eine Brücke zu schlagen. Die Einbeziehung von Speichern in die technologieoffenen Ausschreibungen ist ein notwendiger Schritt, um der VO (EU) 2019/943 gerecht zu werden, die vorschreibt, dass Speicher weder von Strommärkten noch von Redispatch-Mechanismen ausgeschlossen werden dürfen.

Für Stadtwerke, die bereits Speicherprojekte nach § 14c EnWG (Flexibilitätsbeschaffung durch VNB) planen, bietet das StromVKG zusätzliche Refinanzierungsoptionen, sofern die Anlagen die strengen Resilienzkriterien erfüllen.

5. Pönalen und Sicherheitsleistungen: Das Ende der „Vorratsplanung“

Das BMWK hat aus den Verzögerungen beim Netzausbau gelernt. Das StromVKG enthält einen harten Katalog an Sicherheitsleistungen und Pönalen. Wer einen Zuschlag erhält, aber nicht fristgerecht baut oder die technischen Parameter (z.B. H2-Readiness oder Momentanreserve) nicht einhält, riskiert empfindliche Strafzahlungen. Diese Pönalen sind so kalibriert, dass sie über den bloßen Zinsverlust hinausgehen und die wirtschaftliche Rentabilität des Projekts gefährden können.

6. Fazit: Warum sollte ICH (von Stadtwerk XYZ) mich damit beschäftigen?

Vielleicht fragen Sie sich: „Wir haben doch unsere KWK-Anlagen und das reicht.“ Doch Vorsicht! Hier sind drei Gründe, warum das StromVKG für Sie geschäftskritisch ist:

Investitionsschutz für Altanlagen: Wenn Ihr KWK-Zuschlag ausläuft, ist das StromVKG (Säule 2) ab 2027 möglicherweise Ihr einziger Weg, um Fixkostendeckung für Ihre Bestandsanlagen zu erhalten.
Neue Erlösströme durch Systemdienstleistungen: Die explizite Vergütung von Momentanreserve und gesicherter Leistung bietet Stadtwerken die Chance, ihre Rolle als „Anker der regionalen Versorgungssicherheit“ zu monetarisieren.
Vermeidung von Fehlinvestitionen: Wer heute ein neues Blockheizkraftwerk (BHKW) oder einen Großspeicher plant, ohne die Resilienz- und Langfristkriterien des StromVKG zu berücksichtigen, baut am künftigen Markt vorbei. Die Anforderungen an die H2-Readiness werden durch das StromVKG zur harten regulatorischen Realität.

Mein Rat als Regulatorik-Expertin: Nutzen Sie die laufende Verbändeanhörung (auch wenn die einwöchige Frist extrem kurz ist), um über den BDEW oder Ihre Landesgruppen spezifische Anforderungen für kleinere, dezentrale Einheiten einzufordern. Das StromVKG darf kein „Großkraftwerksgesetz“ werden; die dezentrale Resilienz der Stadtwerke ist für die Netzstabilität (§ 14 EnWG) unverzichtbar.

Bleiben Sie wachsam, lesen Sie das Kleingedruckte in den Anlagen zum Referentenentwurf – und bei Fragen wissen Sie, wo Sie mich finden.

Ihre Regina Recht