Das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) zahlt eine feste Jahresprämie für gesicherte Leistung, vergeben per Auktion. Wir haben für ein neues 2-MW-Biogas-BHKW stundenscharf gerechnet, was die Teilnahme bringt, wie stark Substrat- und Erdgaspreis wirken und ab welcher Fahrweise die EEG-Vergütung besser ist. Seit der ersten Auktion rechnen wir mit dem durchschnittlichen Zuschlag von 155.296 € je MW statt mit dem Höchstwert von 244.000 €. Die Prämie deckt damit gerade Fixkosten und Kapitaldienst, das Ergebnis hängt am Substratpreis.
Die Prämie wirkt eins zu eins auf das Ergebnis. 10.000 € weniger Zuschlag je MW kosten das Muster-BHKW 17.000 € im Jahr, weil es 1,7 MW reduzierte Leistung anbietet.
2 MW installiert (1,7 MW reduziert), Substrat 120 €/MWh, Erdgas 40 €/MWh, 2.500 Betriebsstunden. Bei 122.000 €/MW liegt das Ergebnis bei null.
Die Bundesnetzagentur hat am 3. November 2026 die Zuschläge der ersten StromVKG-Auktion veröffentlicht, Segment Langzeitkapazitäten, Gebotstermin 8. September. 41 Gebote über 11.958 MW reduzierte Leistung trafen auf 4.500 MW Volumen, die Runde war 2,7-fach überzeichnet. 11 Gebote erhielten zusammen 5.160 MW, mehr als ausgeschrieben, weil das letzte bezuschlagte Gebot groß war.
Die Zuschläge liegen zwischen 129.551 und 189.970 € je MW reduzierter Leistung und Jahr, mengengewichtet bei 155.296 €. Zum Zug kamen vor allem Gaskraftwerke, nach einer Auswertung von Enervis zu 53 % umgerüstete Kohlestandorte, zu 41 % neue GuD-Anlagen und zu 1 % Gasmotoren. Wer Netzanschluss und Genehmigung schon hat, kann günstig bieten.
Ein Biogas-BHKW bietet nicht in diesem Segment, sondern bei den Erzeugungskapazitäten am 18. Mai 2027 (2 GW). Der Höchstwert ist derselbe. Wie hoch die Zuschläge dort ausfallen, ist offen. Der Durchschnitt der ersten Runde ist der beste verfügbare Anker, deshalb rechnet diese Analyse seit dem 4. November 2026 damit.
1,7 MW reduzierte Leistung × 155.296 €. Am Höchstwert von 244.000 € wären es 415 T€.
60 T€ für Betrieb, Versicherung und Verwaltung, 193 T€ Kapitaldienst (2,0 Mio € Investition, 5 %, 15 Jahre). Die Prämie deckt beides, es bleiben 11 T€.
Darunter rechnet sich die Teilnahme nicht. Das Mindestgebot liegt knapp unter dem niedrigsten Zuschlag der ersten Runde (129.551 €).
Der Kapazitätsmarkt vergütet gesicherte Leistung mit einer festen Jahresprämie über 15 Jahre. Im Gegenzug wird abgeschöpft, was der Spotpreis über einen Ausübungspreis hinaus bringt.
| Merkmal | Wert |
|---|---|
| Höchstwert | 244.000 €/MW · Jahr |
| Ø-Zuschlag erste Auktion | 155.296 €/MW · Jahr |
| Spanne erste Auktion | 129.551 bis 189.970 €/MW |
| Bezugsgröße | reduzierte Leistung, Gasmotor × 0,85 |
| 2 MW installiert | 1,70 MW reduziert |
| Mindestgröße | 1 MW reduziert (≈ 1.180 kW) |
| Verpflichtungszeitraum | 15 Jahre |
| Mindestinvestition | 431.000 €/MW reduziert |
| Doppelförderung EEG/KWKG | ausgeschlossen |
| Auktion für Biogas | Erzeugungskapazitäten, 18.05.2027, 2 GW |
Für bestehende Biogasanlagen kommt das StromVKG nicht in Frage: Wer EEG- oder KWKG-Förderung bezieht, darf nicht teilnehmen. Der Weg führt über ein neues Satelliten-BHKW ohne EEG. Es verdient die Kapazitätsprämie und verkauft seinen Strom am Spotmarkt.
Der Preisspitzenausgleich wirkt wie ein Differenzvertrag. Liegt der Spotpreis über dem Ausübungspreis, wird die Differenz auf die reduzierte Leistung abgeführt, auch wenn die Anlage gerade nicht läuft. Der Ausübungspreis ist an eine fiktive Gasturbine mit 33 % Wirkungsgrad gekoppelt, also an Erdgas- und CO₂-Preis. Bei 40 €/MWh Erdgas und 70 €/t CO₂ liegt er bei rund 210 €/MWh.
Biogas kostet aber Substrat, nicht Erdgas. Fällt der Gaspreis, sinkt der Deckel, die Substratkosten bleiben. Im Modelljahr liegt der Spotpreis nur in rund 4 % der Stunden über 210 €/MWh. Die Abschöpfung trifft also nur die Spitzen.
Modellprofil mit 8.760 Stundenpreisen, kalibriert an EPEX Day-Ahead Deutschland 2024/25.
CO₂ konstant 70 €/t. Ankerpunkt 40 €/MWh Erdgas → 210 €/MWh laut Fachverband Biogas, Steigung aus 33 % Wirkungsgrad. Über der Hochpreisschwelle liegen die Viertelstunden der Verfügbarkeitsprüfung.
Basis: Erdgas 40 €/MWh, Substrat 120 €/MWh, 2.500 Betriebsstunden in den teuersten Stunden des Jahres.
| Position | € im Jahr |
|---|---|
| Kapazitätsprämie 1,70 MW × 155.296 € | +264 T€ |
| Spoterlös 5.000 MWh × Ø 132 €/MWh | +661 T€ |
| Substrat 5.000 MWh × 120 €/MWh | −600 T€ |
| Abschöpfung über dem Ausübungspreis | −15 T€ |
| Fixkosten Betrieb, Versicherung, Verwaltung | −60 T€ |
| Kapitaldienst 2,0 Mio €, 5 %, 15 Jahre | −193 T€ |
| Jahresergebnis | +57 T€ |
Das Energiegeschäft (Spot − Substrat − Abschöpfung) bringt +46 T€. Die Prämie deckt Fixkosten und Kapitaldienst und lässt 11 T€ übrig. Am Höchstwert wären es 151 T€ mehr.
Er unterstellt gülle-lastiges Substrat und gute Wärmenutzung. Bei Maisvergärung oder geringer Wärmenutzung liegen die Netto-Substratkosten oft bei 180 bis 220 €/MWh und darüber. Für eine konkrete Anlage zählen nur ihre eigenen Werte.
Substratkosten von 60 bis 200 €/MWh verschieben das Ergebnis um 700 T€ im Jahr. Der Erdgaspreis wirkt nur über die Abschöpfung: 20 bis 60 €/MWh ändern das Ergebnis um 22 T€.
Erdgas 40 €/MWh. Nulldurchgang bei rund 132 €/MWh, am Höchstwert bei rund 162 €/MWh. „Rohbiogas ist etwa doppelt so teuer wie Erdgas“ (top agrar).
Substrat 120 €/MWh. Günstiges Erdgas senkt den Ausübungspreis und erhöht die Abschöpfung (bei 20 €/MWh: 31 statt 15 T€). Referenz: THE Day-Ahead 2024 rund 35 €/MWh.
Jahresergebnis in T€ je Substrat- und Erdgaspreis. Innerhalb einer Zeile ändert sich das Ergebnis um rund 30 T€, zwischen den Zeilen um 700 T€.
Mit sehr günstigem Substrat trägt sich das BHKW fast allein, bei 60 €/MWh auch ganz ohne Prämie.
Mehr als jeder Zuschlag der ersten Auktion (höchstens 189.970 €). Wettbewerbsfähig wäre so ein Gebot nicht.
Über dem Höchstwert von 244.000 €. Ab hier scheidet die Teilnahme aus, egal wie die Auktion läuft.
Das StromVKG zahlt fürs Bereithalten, das EEG fürs Produzieren. Beide Regime über die Jahresbetriebsstunden, gleiche Anlage, Substrat 120 €/MWh, Erdgas 40 €/MWh.
EEG zeitgleich bewertet: Spot der gefahrenen Stunden plus Marktprämie (Zuschlag 18,5 ct/kWh minus Marktwert) bis zum Deckel von 11.680 Betriebsviertelstunden (2.920 h), Flexzuschlag 100 €/kW ab 1.000 h mit mindestens 85 % Leistung.
| Fahrweise | StromVKG | EEG |
|---|---|---|
| Minimalbetrieb (500 h) | +61 T€ | −56 T€ |
| knapp unter Flex-Schwelle (849 h) | +71 T€ | +24 T€ |
| Flex-Schwelle (851 h) | +71 T€ | +224 T€ |
| StromVKG-Optimum (1.371 h) | +76 T€ | +333 T€ |
| Basis-Fahrweise (2.500 h) | +57 T€ | +541 T€ |
| EEG-Deckel (2.920 h) | +42 T€ | +610 T€ |
Der Schnittpunkt ist die Flex-Schwelle selbst. Ab 1.000 Stunden mit mindestens 85 % Leistung, rechnerisch 850 Volllaststunden, zahlt das EEG für 2 MW einen Flexzuschlag von 200 T€ im Jahr. Dieser Sprung hebt die EEG-Kurve über die StromVKG-Kurve.
Der niedrigere Zuschlag verschiebt die Grenze nicht, er vergrößert nur den Abstand: Am EEG-Deckel liegt das EEG jetzt 568 statt 417 T€ vorn. Flexible Fahrweise verdient im EEG zusätzlich den Spot über dem Marktwert, im Modell Ø 132 statt 85 €/MWh.
Unter der Flex-Schwelle verliert das EEG den Flexzuschlag, und die Marktprämie fällt nur auf wenige Megawattstunden. Dort trägt die feste Kapazitätsprämie. Das StromVKG passt damit nur für echten Wenig-Betrieb, etwa ein Backup-BHKW.
| StromVKG (Kapazitätsmarkt) | EEG-Neubau (Ausschreibung) | |
|---|---|---|
| Grundsatz | Bereithalten wird vergütet | Produzieren wird vergütet |
| Instrument | Kapazitätsprämie €/kW · Jahr | Spot + Marktprämie (Zuschlag − Marktwert) + Flexzuschlag €/kW · Jahr |
| Bezugsgröße | reduzierte Leistung (Gasmotor × 0,85) | eingespeiste kWh und installierte kW |
| Höhe | höchstens 244 €/kW, erste Auktion Ø 155 €/kW | Ø-Zuschlag 18,46 ct/kWh (04/2026) + 100 €/kW |
| Vergabe | Auktion 18.05.2027 (2 GW) | Ausschreibung 1.4. und 1.10. |
| Laufzeit | 15 Jahre | 20 Jahre |
| Strompreisrisiko | beim Betreiber, Spitzen werden abgeschöpft | Zuschlag als Boden, flexible Fahrweise verdient den Spot darüber |
| Betriebslogik | so wenig fahren wie nötig | teuerste Stunden fahren, bis zum Deckel (2.920 h) |
| Kapazitätsprämie 1.700 kW × 155,3 € | +264 T€ |
| Spoterlös 5.000 MWh × Ø 132 € | +661 T€ |
| Abschöpfung Preisspitzen | −15 T€ |
| Substrat 120 €/MWh | −600 T€ |
| Fixkosten | −60 T€ |
| Kapitaldienst (5 %, 15 Jahre) | −193 T€ |
| Jahresergebnis | +57 T€ |
| Spoterlös 5.000 MWh × Ø 132 € | +661 T€ |
| Marktprämie (18,5 − 8,5 ct Marktwert) | +501 T€ |
| Flexzuschlag 2.000 kW × 100 € | +200 T€ |
| Substrat 120 €/MWh | −600 T€ |
| Fixkosten | −60 T€ |
| Kapitaldienst (5 %, 20 Jahre) | −160 T€ |
| Jahresergebnis | +541 T€ |
Zahlungen bei Ausfall fallen nur an, wenn systemweit Kapazität fehlt. Hart sind zwei Dinge: die technische Lieferfähigkeit und ein gesicherter Netzanschluss.
Nur in Hochpreisviertelstunden. Geprüft wird, wenn der Spotpreis mehr als 150 €/MWh über dem Ausübungspreis liegt, bei 40 €/MWh Erdgas also ab rund 360 €/MWh. Die übrigen Stunden zählen nicht (§ 66). Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen diese Viertelstunden täglich bis 14 Uhr für den Folgetag.
Verfügbarkeitsindikator. Er setzt die erbrachte Energie ins Verhältnis zur Soll-Energie eines Monats. Ein Wert von 1 heißt: In allen Hochpreisvierteln stand die volle reduzierte Leistung bereit (§ 65, Anlage 6).
Revision. Einmal im Jahr sind bis zu zwei Monate verpflichtungsfrei, nur zwischen Mai und September und mit Antrag zwölf Monate vorher (§ 67). In dieser Zeit entfällt auch die Prämie.
| Fehlmenge (§ 68) | red. Leistung × (1 − Indikator) |
| Ausgleichszahlung (§ 76) | Fehlmenge × Verrechnungspreis |
| Obergrenze | 2 × Jahresprämie |
| Verrechnungspreis (§ 78) | 0 ohne systemweite Knappheit |
Höhere Gewalt befreit (§ 76 Abs. 4). Im Modell daher kein eigener Kostenblock.
Einmal im Jahr muss die Anlage zehn Stunden ununterbrochen die volle reduzierte Leistung liefern. Fehlt die Meldung, gilt die Leistung als null, und es droht eine Zahlung bis zum Doppelten der Kapazitätsvergütung. Ohne gesicherten Netzanschluss zum Beginn des Verpflichtungszeitraums ist die Teilnahme ebenfalls nicht zu halten.
8.760 Stundenpreise, kalibriert an EPEX Day-Ahead Deutschland 2024/25 (Ø 85 €/MWh im Modelljahr). Das BHKW fährt jeweils die teuersten Stunden des Jahres.
Prämie auf 1,7 MW reduzierte Leistung zum Ø-Zuschlag der ersten Auktion, Spoterlös der gefahrenen Stunden, Abschöpfung über dem Ausübungspreis, Substrat, 60 T€ Fixkosten, Kapitaldienst für 2,0 Mio € über 15 Jahre zu 5 %.
Zeitgleiche Bewertung: Spot der gefahrenen Stunden plus Marktprämie (18,5 ct/kWh minus Marktwert) bis zum Deckel von 11.680 Betriebsviertelstunden, Flexzuschlag 100 €/kW ab 1.000 h mit 85 % Leistung, Kapitaldienst über 20 Jahre.
Steuern, Degradation, Inflation, Verfügbarkeitszahlungen, die genaue Formel des Ausübungspreises nach Anlage 7, der sinkende EEG-Deckel im Förderverlauf und § 51b EEG. Wärmeerlöse stecken pauschal in den Netto-Substratkosten.
Zwischen 129.551 und 189.970 € je MW reduzierter Leistung und Jahr, mengengewichtet 155.296 €. Das sind 64 % des Höchstwerts von 244.000 €. Ausgeschrieben waren 4.500 MW im Segment Langzeitkapazitäten, bezuschlagt wurden 5.160 MW, überwiegend Gaskraftwerke.
Nicht mit EEG- oder KWKG-Förderung, eine Doppelförderung ist ausgeschlossen. Möglich ist ein neues Satelliten-BHKW ohne EEG mit mindestens 1 MW reduzierter Leistung, beim Gasmotor rund 1.180 kW installiert. Die passende Auktion ist die für Erzeugungskapazitäten am 18. Mai 2027.
Im Muster bis rund 850 Volllaststunden im Jahr das StromVKG, darüber das EEG. Ab der Flex-Schwelle bringt der Flexzuschlag von 100 €/kW so viel, dass das EEG durchgehend vorn liegt: bei 2.500 Stunden +541 gegen +57 T€ im Jahr.
Mit dem Ø-Zuschlag der ersten Auktion wird das Muster-Ergebnis ab rund 132 €/MWh Substratkosten negativ. Bei 150 €/MWh müsste das Gebot bei 210.000 €/MW liegen, mehr als jeder Zuschlag der ersten Runde. Gute Chancen haben gülle-lastige Anlagen mit guter Wärmenutzung.
Ob StromVKG, EEG oder Speicher: Wir rechnen das mit Ihren Substratkosten, Ihrem Gasprofil und echten Spotpreisen, ohne Hersteller- oder Lieferantenbindung. Das erste Gespräch ist kostenlos: Termin auswählen.