Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten und zur Änderung der Besonderen Gebührenverordnung BNetzA - Drucksache 21/6279 - Stellungnahme des Bundesrates und Gegenäußerung der Bundesregierung

Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten und zur Änderung der Besonderen Gebührenverordnung BNetzA - Drucksache 21/6279 - Stellungnahme des Bundesrates und Gegenäußerung der Bundesregierung Deutscher Bundestag Drucksache 21/6563 21. Wahlperiode (zu Drucksache 21/6279) 18.06.2026 Unterrichtung durch die Bundesregierung Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten und zur Änderung der Besonderen Gebührenverordnung BNetzA – Drucksache 21/6279 – Stellungnahme des Bundesrates und Gegenäußerung der Bundesregierung Stellungnahme des Bundesrates Der Bundesrat hat in seiner 1066. Sitzung am 12. Juni 2026 beschlossen, zu dem Gesetzentwurf gemäß Artikel 76 Absatz 2 des Grundgesetzes wie folgt Stellung zu nehmen: 1. Zu Artikel 1 (§ 8 StromVKG) a) Der Bundesrat stellt fest, dass das Erfordernis einer verbindlichen Zusage für einen Stromnetzanschluss eine unverhältnismäßig hohe Hürde für die Ausschreibungen der Langzeitkapazitäten darstellt. b) Der Bundesrat bittet, im weiteren Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens die Teilnahmevoraussetzung auf eine vorvertragliche Regelung für einen Stromnetzanschluss zu beschränken. c) Der Bundesrat bittet zudem darum, das Netzanschlussverfahren für bezuschlagte Projekte zu privilegieren und den Netzbetreibern eine prioritäre Behandlung des Netzanschlusses zu ermöglichen. Begründung: Die Umsetzung des Netzanschlusses liegt nicht in der Verantwortung der Projektierer. Deshalb sollte eine vorvertragliche Regelung für einen Stromnetzanschluss als Teilnahmevoraussetzung genügen, um die Inbetriebnahme bis 2031 ausreichend zu bekunden. Darüber hinaus soll durch eine privilegierte Behandlung seitens der Netzbetreiber die Realisierung bis zum Beginn des Erbringungszeitraums sichergestellt werden. Dieses Vorgehen ermöglicht Projekten, die bisher keine Netzanschlusszusage erhalten haben, aber eine fortgeschrittene Projektentwicklung nachweisen können, eine Teilnahme an den Ausschreibungen. Der dadurch erhöhte Wettbewerb reduziert die volkswirtschaftlichen Kosten der Ausschreibungen. 2. Zu Artikel 1 (§ 12 Absatz 3 Nummer 1 Buchstabe a StromVKG) In Artikel 1 § 12 Absatz 3 Nummer 1 Buchstabe a ist nach der Angabe „Brennstoffe“ die Angabe „mit Ausnahme von erneuerbaren Gasen“ einzufügen. Begründung In dieser Regelung sind in den Ausschreibungen nur Gebote für Erzeugungsanlagen zulässig, die an einem Standort errichtet werden, an dem in den letzten fünf Jahren vor dem jeweiligen Gebotstermin keine gasförmigen Brennstoffe als Hauptenergieträger zur Stromerzeugung eingesetzt wurden. In der Begründung des Gesetzentwurfes heißt es: „Ziel der Regelung ist es zu verhindern, dass bestehende Gaskraftwerke, die sich nicht bereits kurz vor der Stilllegung befinden, aufgrund der Förderung nach diesem Gesetz verfrüht durch neue Anlagen ersetzt werden.“ Von der Regelung sollten deshalb Erzeugungsanlagen ausgeschlossen werden, die mit erneuerbaren Gasen betrieben werden. Das betrifft sowohl Biogas- und Biomethananlagen als auch Anlagen mit Kraft-Wärme- Kopplung, die auf erneuerbare Gase umstellen. Der Ausschluss dieser Anlagen trägt zu einem Ausbau von dezentralen Strukturen mit zusätzlicher Kapazität an erneuerbaren Gasen bei und dient dem Klimaschutz. Gleichzeitig kann die Systemstabilität erhöht werden, indem ein gezielter Ausbau flexibler Kapazitäten gezielt an den Standorten erfolgt, die netz- und systemdienlich sind. 3. Zu Artikel 1 (§ 12 Absatz 4 Satz 2 StromVKG) In Artikel 1 § 12 Absatz 4 Satz 2 ist die Angabe „nicht teilnehmen“ durch die Angabe „teilnehmen, wenn der Kleinanlagenpool insgesamt einen Neubau von Kapazitäten oder eine Erweiterung von Kapazitäten in der in § 7 vorgesehenen Höhe vornimmt“ zu ersetzen. Begründung: Der Ausschluss von Kleinanlagenpools von den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeugungskapazitäten ist nicht gerechtfertigt. Sofern das Mindestleistungskriterium nach § 7 erfüllt wird, sollten auch Kleinanlagenpools die Möglichkeit zur Beteiligung an den Ausschreibungen für Langzeit- und Erzeugungskapazitäten haben. Der Ausschluss entwertet faktisch die Möglichkeit nach § 7 Absatz 2, die Mindestleistung auch durch einen Anlagenpool zu erreichen. Für Kleinanlagenpools bliebe so nur die deutlich unattraktivere Teilnahme an Ausschreibungen gemäß § 3 Absatz 1 Nummer 3. Die Änderung würde zahlreichen Biogasanlagen die Teilnahme an den Ausschreibungen ermöglichen und ihnen damit eine wertvolle Zukunftsoption eröffnen. 4. Zu Artikel 1 (§ 16 StromVKG) Artikel 1 § 16 ist zu streichen. Folgeänderungen: Artikel 1 ist wie folgt zu ändern: a) § 62 Absatz 1 Nummer 4 ist zu streichen. b) In Anlage 5 Nummer 2.4 Spalte 2 Satz 4 ist die Angabe „die Anforderungen zur Erbringung von Momentanreserve nach § 16,“ zu streichen. Begründung: Die Regelung sieht vor, dass Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 10 Megawatt oder Anlagen, die an die Hoch- oder Höchstspannungsebene angeschlossen sind, bei Geboten für einen Verpflichtungszeitraum von 15 Jahren auch ohne Leistungsbetrieb Momentanreserve zur Verfügung stellen müssen. Diese Anforderung führt zu gesteigerten technischen Anforderungen an die Anlagen und lässt erhebliche zusätzliche Kosten erwarten. Zugleich weicht § 16 von den bestehenden Regelungen zur Beschaffung von Systemdienstleistungen ab. Die Regelung führt zur technischen Überfrachtung der Gebotsvoraussetzungen und vermischt den geplanten Kapazitätsmarkt mit den eigens geschaffenen Märkten zur Beschaffung von Systemdienstleistungen, die auch deren Finanzierung regeln. Gleichzeitig ist trotz der zu erwartenden Mehrkosten für den Kapazitätsmarkt nicht sichergestellt, dass eine Vermarktung der Momentanreserve an den Märkten für Systemdienstleistungen auch tatsächlich erfolgt. Die Anforderung steht nicht im zwingenden Zusammenhang mit dem Zweck des geplanten Gesetzes, kann aber investitionshemmend wirken und die Wirtschaftlichkeit großer Anlagen mindern. Der nachvollziehbare Bedarf an Momentanreserve außerhalb des Wirkleistungserbringungszeitraums der Gas-und-Dampf-Anlagen sollte durch eine separate Ausschreibung angereizt werden. Gas-und-Dampf-Anlagen können nur durch bestimmte Modifikationen (z. B. Zweiwellenanlagen) Momentanreserve erbringen, wenn sie nicht im Wirkleistungsbetrieb sind. Eine Beibehaltung von § 16 würde den potenziellen Bieterkreis weiter einengen. Die Erbringung von Momentanreserve ist technisch auch an anderen Standorten möglich und muss deswegen nicht als zwingende Anforderung für die Teilnahme an den Ausschreibungen eingeführt werden. 5. Zu Artikel 1 (§ 18 Absatz 1 Nummer 1a – neu –, Absatz 3 Satz 2 – neu –, § 19 Absatz 1 Nummer 1a – neu – StromVKG) Artikel 1 ist wie folgt zu ändern: a) § 18 ist wie folgt zu ändern: aa) Nach Absatz 1 Nummer 1 ist die folgende Nummer 1a einzufügen: „1a. sich auf dem Gebiet eines anderen Mitgliedstaates der Europäischen Union befinden, die Teil einer deutschen Regelzone ist, oder“. bb) Nach Absatz 3 Satz 1 ist der folgende Satz einzufügen: „Ausgenommen davon sind Anlagenpools, auf die die Regelung des Absatz 1 Nummer 1a anwendbar sind.“ b) Nach § 19 Absatz 1 Nummer 1 ist die folgende Nummer 1a einzufügen: „1a. im Fall von Anlagen nach § 18 Absatz 1 Nummer 1a ein Vertrag zwischen dem Anlagenbetreiber und einem oder mehreren deutschen Übertragungsnetzbetreibern vorliegt und dadurch diese Anlagen dauerhaft Teil einer deutschen Regelzone sind, oder“. Begründung: Es tragen auch solche Anlagen zu Versorgungssicherheit Deutschlands bei, die sich zwar nicht auf dem Gebiet der Bundesrepublik Deutschland befinden, aber eine direkte elektrische Anbindung an Deutschland über Kraftwerksleitungen haben. Der Vorschlag dient daher der Klarstellung, dass Anlagen, die Teil der deutschen Regelzone sind, nicht unter die Einschränkungen des § 18 StromVKG fallen. Konkret können diese Anlagen durch die Änderung auch an Ausschreibungen mit einem Verpflichtungszeitraum von 15 Jahren teilnehmen. Im Ergebnis stärkt dieser Vorschlag die mit dem Gesetzesvorhaben intendierte Zielsetzung. 6. Zu Artikel 1 (§ 39 StromVKG) a) Der Bundesrat stellt fest, dass der Erfolg der Ausschreibungen maßgeblich von der Festlegung des Höchstwertes in § 39 StromVGK abhängt. b) Der Bundesrat ist der Auffassung, dass bei der Festlegung des Höchstwertes externe Unsicherheitsfaktoren für die Bieter, wie zum Beispiel die mögliche Einführung von Einspeisernetzentgelten durch die Bundesnetzagentur, zu berücksichtigen sind. Ebenso zu berücksichtigen sind die Wechselwirkungen zu anderen Mechanismen und Regelungen im StromVKG wie zum Beispiel der vorgesehene Preisspitzenausgleich nach § 81 oder die vorgesehenen Regelungen zu Sicherheiten und Pönalen. Ferner ist zu berücksichtigen, dass es in den vergangenen Jahren, unter anderem aufgrund der weltweit gestiegenen Nachfrage nach Gasturbinen, zu signifikanten Kostensteigerungen bei Anlagenkomponenten kam. c) Der Bundesrat bemängelt, dass der in § 39 Absatz 1 festgelegte Höchstwert in Höhe von 173 000 Euro je Megawatt reduzierte Leistung pro Jahr in den Ausschreibungen von Langzeitkapazitäten und in der Ausschreibung für Erzeugungskapazitäten zu niedrig angesetzt ist. d) Der Bundesrat fordert vor diesem Hintergrund, den Höchstwert unter Berücksichtigung der bestehenden Unsicherheiten und unter Berücksichtigung aktualisierter Kostenschätzungen zu erhöhen, um erfolgreiche Ausschreibungen zu ermöglichen. Begründung: Die Festlegung des Höchstwertes ist ein wichtiger Schritt, um kosteneffiziente und gleichzeitig wettbewerbliche Ausschreibungen zu ermöglichen. In diesem Zusammenhang ist zu berücksichtigen, dass insbesondere das derzeit laufende Verfahren zur Weiterentwicklung der allgemeinen Netzentgeltsystematik der Bundesnetzagentur (AgNes-Verfahren) die Unsicherheit für potenzielle Bieter erhöht und aktuell ein wesentlicher Unsicherheitsfaktor bei den anstehenden Ausschreibungen sein kann. In dem AgNes-Verfahren werden Netzentgelte für Einspeiser diskutiert. Diese können je nach Ausgestaltung erhebliche Auswirkung auf die Finanzierungslücke etwaiger Kraftwerksprojekte haben und müssten entsprechend in den Geboten abgebildet werden. Ebenso relevant sind die Wechselwirkungen zu anderen Mechanismen der Ausschreibung wie zum Beispiel der vorgesehene Preisspitzenausgleich nach § 81. Weiterhin ist festzuhalten, dass es in den vergangenen Jahren, u.a. aufgrund der weltweit gestiegenen Nachfrage nach Gasturbinen, zu signifikanten Kostensteigerungen bei Anlagenkomponenten kam. Diese Kostensteigerungen sind ebenfalls bei der Festlegung der Höchstwerte zu berücksichtigen. Der in § 39 Absatz 1 festgelegte Höchstwert in Höhe von 173 000 Euro je Megawatt reduzierte Leistung pro Jahr in den Ausschreibungen von Langzeitkapazitäten und in der Ausschreibung für Erzeugungskapazitäten ist zu niedrig angesetzt. Vor diesem Hintergrund sollte der Höchstwert unter Berücksichtigung der bestehenden Unsicherheiten und unter Berücksichtigung aktualisierter Kostenschätzungen erhöht werden, um erfolgreiche Ausschreibungen zu ermöglichen. 7. Zu Artikel 1 (§ 39 StromVKG) Der Bundesrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren dafür Sorge zu tragen, dass die Entwicklung der Preise für Kraftwerksanlagen bei der Festlegung des Höchstwerts gemäß § 39 StromVKG angemessen berücksichtigt wird. Begründung: Der im Gesetzentwurf vorgesehene Höchstwert beträgt in den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und in der Ausschreibung für Erzeugungskapazitäten jeweils 173 000 Euro je Megawatt reduzierte Leistung pro Jahr. Die stark gestiegenen Preise für Kraftwerke führen zu erheblichen Mehrkosten bei Bau, Betrieb und Wartung von Kraftwerksanlagen. Der Höchstwert spiegelt jedoch tendenziell die Situation vor der Corona- Krise und dem Ukraine-Krieg wider. Eine entsprechende Fortschreibung des Höchstwerts ist erforderlich, um die Wirtschaftlichkeit und damit auch die Investitionsbereitschaft von Kraftwerksprojektierern sicherzustellen. 8. Zu Artikel 1 (§§ 42 bis 44, 76, 80 StromVKG) Der Bundesrat bittet, im weiteren Gesetzgebungsverfahren sicherzustellen, dass die im Rahmen des StromVKG geforderten Sicherheiten für das Gebot und die Realisierung des Projektes sowie die vorgesehenen Ausgleichszahlungen und Pönalen in der Summe auf maximal 15 Prozent des Projektvolumens begrenzt werden. Es sollten geeignete gesetzliche Regelungen formuliert werden, die eine übermäßige Belastung der Projektträger vermeiden und Investitionen in neue Kraftwerkskapazitäten gerade auch von kleinen und mittleren Unternehmen bis 2031 fördern. Zudem sollte vermieden werden, dass Anlagen nur in wenigen Regionen bzw. nur von wenigen Investoren realisiert werden. Begründung: Die geforderten Sicherheiten und Pönalen in den Kraftwerksausschreibungen sollten auf ein projektübliches Maß begrenzt und zum Beispiel die Sicherheit für die Verfügbarkeitsfehlmengen nicht parallel zur Realisierungssicherheit verlangt werden, um die Liquidität der Investoren nicht übermäßig zu beanspruchen und unterschiedliche Finanzierungsformen für die Projektrealisierung zu ermöglichen. Hierdurch soll auch gewährleistet werden, dass der Wettbewerb auch in unterschiedlichen Regionen Deutschlands ermöglicht wird. 9. Zu Artikel 1 (§ 48 Absatz 5 Nummer 1 Buchstabe c, Nummer 2, 3, 4 – neu –, Absatz 6 StromVKG) Artikel 1 § 48 ist wie folgt zu ändern: a) Absatz 5 ist wie folgt zu ändern: aa) Nummer 1 Buchstabe c ist zu streichen. bb) Die Nummern 2 und 3 sind durch die folgenden Nummern 2 bis 4 zu ersetzen: „2. weist die Bundesnetzagentur zwei Drittel der ausgeschriebenen Leistung des jeweiligen Gebotstermins Geboten zur Bereitstellung von Kapazität durch Kraftwerke im netztechnischen Süden zu; die Gebotsreihung und Bezuschlagung erfolgt nach den Absätzen 3 und 4, 3. weist die Bundesnetzagentur ein Drittel der ausgeschriebenen Leistung des jeweiligen Gebotstermins Geboten zur Bereitstellung von Kapazität durch Kraftwerke außerhalb des netztechnischen Südens zu; die Gebotsreihung und Bezuschlagung erfolgt nach den Absätzen 3 und 4, 4. für den Fall, dass die jeweils vorgesehene Leistung gemäß Nummer 2 oder 3 nicht durch vorhandene Gebote zur Bereitstellung von Kapazität durch Kraftwerke gedeckt werden kann, führt die Bundesnetzagentur eine Bezuschlagung für die Restmenge unter zusätzlicher Berücksichtigung aller verbliebenen Gebote durch; diese berücksichtigt auch die Gebote sonstiger Anlagen; die Gebotsreihung und Bezuschlagung erfolgt nach den Absätzen 3 und 4.“ b) Absatz 6 ist durch den folgenden Absatz 6 zu ersetzen: „(6) Absatz 5 ist auf ein Gebot für einen Anlagenpool nur anzuwenden, wenn sämtliche Anlagen des Anlagenpools als Kraftwerke ausschließlich an Standorten im netztechnischen Süden oder an Standorten außerhalb des netztechnischen Südens vorgesehen sind.“ Begründung: Der Vorschlag beinhaltet die Umsetzung der Südquote durch eine Aufteilung der Auktionen in zwei Teilauktionen anstelle der Umsetzung über den „Südbonus“. Die räumliche Aufteilung von zwei Dritteln (netztechnischer Süden) und einem Drittel (restliches Gebiet) gilt vor dem Hintergrund der Anforderungen an Netz- und Systemsicherheit als weitgehend unstreitig. Die aktuelle Regelung des § 48 Absatz 5 StromVKG zielt jedoch lediglich auf eine Sicherstellung der zwei Drittel im netztechnischen Süden ab. Dabei sind zwei Effekte möglich, die in Summe zu einer deutlichen „Übererfüllung“ führen könnten: erstens wird der „Südbonus“ auch auf das letzte Gebot gewährt, welches über die zwei Drittel hinaus geht. Dies kann je nach Größe bereits zu einer deutlichen Verschiebung der bevorzugt behandelten Leistung führen. Zweitens ist zu erwarten, dass südliche Kraftwerksstandorte aufgrund des mutmaßlich häufigeren Einsatzes im Redispatch und der damit verbundenen Zahlungen (anteiliger Wertverbrauch) ohnehin eine bessere Kostenstruktur aufweisen, sodass eine weitere Übererfüllung denkbar ist. In Summe wäre nicht gewährleistet, dass das verbleibende Drittel tatsächlich im netztechnischen Norden bezuschlagt wird. Die Änderungen enthalten folgende Unterpunkte: – § 48 Absatz 5 Nummer 1 Buchstabe c sowie die Nummern 2 und 3 werden gestrichen, da diese der Umsetzung des „Südbonus“ dienten. – Stattdessen wird jeweils für die Gebote des netztechnischen Südens sowie außerhalb desselben eine Teilauktion mit zwei Dritteln bzw. einem Drittel der ausgeschriebenen Kraftwerksleistung durchgeführt (neu gefasst Nummern 2 und 3). – Für den Fall, dass eine oder beide Teilauktionen unterdeckt sind, wird die übrige Menge durch die verbliebenen Gebote aufgefüllt. Dabei wird dann weder die Art der Anlage noch die geografische Verortung beachtet (neue Nummer 4). – In § 48 Absatz 6 wird als Folgeänderung klargestellt, dass Anlagenpools aus Kraftwerken nur in den priorisierten Teilauktionen berücksichtigt werden können, wenn sich sämtliche Anlagen im jeweiligen Gebiet (netztechnischer Süden oder außerhalb) befinden. In Summe soll damit sichergestellt werden, dass die gesamte ausgeschriebene Leistung bezuschlagt wird, wobei bei den Kraftwerksstandorten – soweit sich dies aus den vorliegenden Geboten ergibt – eine Aufteilung im Verhältnis von einem Drittel zu zwei Dritteln gewährleistet wird. 10. Zu Artikel 1 (§ 64 StromVKG) Der Bundesrat stellt fest, dass die Regelungen zur Nichtrealisierungspönale die Teilnahmebereitschaft von Projektierern einschränken. Er bittet, im weiteren Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens dafür Sorge zu tragen, dass a) eine Karenzzeit von drei Monaten ohne Pönalisierung eingeführt und b) der Zeitraum des Erhöhungsturnus von aktuell zwei Monaten auf drei Monate erhöht wird. Begründung: Die Ausgestaltung der Pönalisierung hat eine unmittelbare Auswirkung auf die Attraktivität der Ausschreibungen und die Höhe der Gebote. Zu hohe Sanktionen erhöhen die Projektrisiken, die entsprechend eingepreist werden und somit die Gebotshöhe beeinflussen. Die Einführung einer Karenzzeit und die Erhöhung des Zeitraums des Erhöhungsturnus erhöhen die Teilnahmebereitschaft von Projektierern, reduzieren die Projektrisiken und führen zu mehr Wettbewerb. Der Effekt der Maßnahmen wirkt somit insgesamt stark kostensenkend und erhält gleichzeitig die notwendige Teilnahmehürde. 11. Zu Artikel 1 (§ 73 StromVKG) a) Der Bundesrat begrüßt die Schaffung einer Dekarbonisierungsanforderung für die vorgesehenen Kapazitäten. b) Der Bundesrat stellt fest, dass es jedoch an klaren Vorgaben zu einem Übergang in den klimaneutralen Betrieb fehlt. Gemäß § 73 sollen alle Anlagen nach dem 31. Dezember 2045 klimaneutral und Erdgaskraftwerke gemäß § 17 für den Betrieb mit Wasserstoff vorbereitet sein. Ein entsprechendes Anreizsystem, welches diese Umstellungen wirtschaftlich gestaltet und einbettet, wird allerdings nicht definiert. c) Der Bundesrat fordert daher, einen Transformationspfad für die geplanten Ausschreibungen zu schaffen und diesen mit einem klaren Anreizsystem zur Dekarbonisierung der Kraftwerkskapazitäten zu verknüpfen. Begründung: Mit dem geplanten StromVKG werden energiepolitische Grundlagen geschaffen, die die Struktur der zukünftigen Stromerzeugung entscheidend gestalten. Laut Entwurfsbegründung soll das StromVKG die nationalen Klimaschutz- und Dekarbonisierungsziele unterstützen, allerdings fehlt es an klaren Vorgaben zu einem Übergang in den klimaneutralen Betrieb. Anreize für eine vorzeitige Umstellung auf Wasserstoff werden lediglich für künftige Regelungen angekündigt. Insbesondere vor dem Hintergrund des stagnierenden Wasserstoffhochlaufs und zur Schaffung von Investitionssicherheit für alle Akteure der Wasserstoff- Wertschöpfungskette sollten klare Regelungen für den Umstieg auf Wasserstoff in das geplante Gesetz integriert werden. Die im Entwurf vorgesehenen Regelungen werden voraussichtlich erst sehr spät wirksam, wodurch sich bis 2045 die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern weiter verfestigen kann. Angesichts der geopolitischen Lage und bestehenden Energiekrise ist klar, dass Versorgungssicherheit und Energiewende auch von strategischer Bedeutung sind. Ein Kapazitätsmechanismus muss daher die Klimaziele miteinbeziehen und vorausschauend Entwicklungen des Energiesystems einbeziehen. Daher ist ein Anreizsystem für neue Kapazitäten mit langen Verpflichtungszeiträumen, welches einen Dekarbonisierungspfad verpflichtend und frühzeitig abbildet, notwendig. Ein entsprechendes System könnte damit Investitionssicherheit für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft schaffen und verhindern, dass an fossilen Kapazitäten langfristig über den Kapazitätsmechanismus festgehalten wird. 12. Zu Artikel 1 (§ 81 StromVKG) a) Der Bundesrat stellt fest, dass Hochpreisphasen ein wichtiger Bestandteil in der marktlichen Refinanzierung von Kraftwerken sind. b) Der Bundesrat bittet darum, den Abschöpfungsmechanismus so auszugestalten, dass ein ausreichendes Niveau des Erlöspotenzials erhalten bleibt. Begründung: Wird das Erlöspotenzial reduziert, steigt der Förderbedarf, der zur Anreizung von Investitionen in gesicherte und steuerbare Kapazitäten erforderlich ist. Um die Teilnahmebereitschaft der Projektierer nicht zu gefährden und die Förderungskosten möglichst gering zu halten, ist eine Anpassung des Abschöpfungsmechanismus notwendig. 13. Zu Artikel 1 allgemein (Frühere und höhere Umstellung von Gas-Kraftwerksleistung auf Wasserstoff - StromVKG) a) Der Bundesrat begrüßt das Bestreben der Bundesregierung, zum Wasserstoffhochlauf im Kraftwerksbereich beizutragen, indem die Ausgestaltung von Regelungen für Anreize zur Umstellung von Gaskraftwerken auf Wasserstoff bereits vor 2045 vorgesehen ist. b) Der Bundesrat empfiehlt, die Anreize zur Umstellung auf Wasserstoff bereits mit dem aktuellen Gesetzgebungsvorhaben zu verbinden und dabei zeitlich und mengenmäßig ambitionierter auszugestalten. Anstatt jeweils zwei Gigawatt in den Jahren 2040 und 2043 sollen zwei beziehungsweise fünf Gigawatt in den Jahren 2035 und 2038 vorgesehen werden. Begründung: Der Beschluss unterstreicht die Notwendigkeit, die Umstellung auf Wasserstoff zu beschleunigen, um die Attraktivität des Industriestandorts zu erhalten, die Resilienz zu erhöhen und die Importabhängigkeit von fossilem Erdgas zu reduzieren. Kraftwerke sind wichtige Ankerkunden für den Wasserstoffhochlauf. Durch die frühere und ambitioniertere Umstellung auf Wasserstoff kann sowohl der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft gefördert als auch die Dekarbonisierung des Energiesystems vorangetrieben werden. Während die von der Bundesregierung anvisierte Ausgestaltung von weiteren Anreizen zur Umstellung von Gaskraftwerken auf Wasserstoff begrüßt wird, wird aufgrund der engen Zeitschiene bis zum Ziel der Klimaneutralität 2045 sowohl eine Beschleunigung der Umsetzung als auch eine mengenmäßige Steigerung als notwendig erachtet. 14. Zum Gesetzentwurf allgemein a) Der Bundesrat begrüßt, dass mit dem vorliegenden Gesetzentwurf die Grundlage für den Zubau von neuen steuerbaren Kapazitäten geschaffen wird. Dabei sollte aus Sicht des Bundesrates auch die Nutzung von Biogas- und Biomasseanlagen als steuerbare, flexible Reserve adäquat einbezogen werden. Zudem hebt der Bundesrat hervor, dass neben dem Zubau von Erzeugungsanlagen auch Stromspeicher und eine gezielte Steuerung der Nachfrage ein enormes Potenzial bieten, ein stabiles und versorgungssicheres Stromversorgungssystem sicherzustellen. b) Vor diesem Hintergrund begrüßt der Bundesrat, dass sich die im Gesetzentwurf vorgesehenen Ausschreibungen grundsätzlich auch an Stromspeicher und regelbare Lasten richten. Er sieht jedoch kritisch, dass beide Technologien zeitlich erst nachgelagert berücksichtigt werden sollen und insbesondere die Gebotsabgabe für Speicher durch eine Vielzahl von Zusatzanforderungen erschwert wird. c) Der Bundesrat bittet daher, im weiteren Gesetzgebungsverfahren die erhebliche Zahl an Teilnahmebedingungen für die Ausschreibungen noch einmal zu überprüfen und auf das absolut erforderliche Maß zu reduzieren. Dabei sollte ein besonderes Augenmerk darauf gelegt werden, dass die Ausschreibungen technologieoffen gestaltet sind und keine Potenziale für die Bereitstellung der erforderlichen steuerbaren Kapazitäten durch Speicher und Nachfrageflexibilitäten ungenutzt bleiben. Nur so können nach Überzeugung des Bundesrates effiziente Auktionsergebnisse erzielt und die Förderkosten insgesamt so gering wie möglich gehalten werden. d) Des Weiteren weist der Bundesrat darauf hin, wie wichtig es ist, dass sich durch die Ausschreibungen ausgelöste Investitionsentscheidungen als nachhaltig erweisen und im Einklang mit den deutschen Klimaschutzzielen und dem eingeschlagen Dekarbonisierungspfad im Stromsektor stehen. Neu errichtete Erdgaskraftwerke müssen daher von Anfang an so geplant werden, dass eine spätere Umrüstung auf grünen Wasserstoff problemlos möglich ist. e) Der Bundesrat stellt jedoch fest, dass die aktuell im Gesetzentwurf vorgesehen Anforderungen an die H2-Readiness als sehr unkonkret anzusehen sind und insbesondere keine Angaben darüber enthalten, mit welchem finanziellen Aufwand eine Umrüstung verbunden sein darf. Er fordert die Bundesregierung daher auf, die entsprechenden Regelungen zu konkretisieren und sicherzustellen, dass eine spätere Umrüstung nicht nur technisch möglich, sondern auch wirtschaftlich darstellbar ist. f) Abschließend weist der Bundesrat darauf hin, dass die geplante Förderung von Erzeugungskapazitäten nicht zu zusätzlichen Belastungen bei den Strompreisen führen darf. Günstige Strompreise sind sowohl für die Elektrifizierung von Industrie, Verkehr und Wärmeversorgung und damit das Erreichen der Klimaschutzziele als auch für die internationale Wettbewerbsfähigkeit deutscher Unternehmen von großer Bedeutung. Die im Gesetzentwurf in Aussicht gestellte Einführung einer Umlage lehnt der Bundesrat daher klar ab und verweist in diesem Zusammenhang auch auf seinen Beschluss vom 24. April 2024 (BR-Drucksache 120/24 (Beschluss)). 15. Zum Gesetzentwurf allgemein a) Der Bundesrat betrachtet die Sicherstellung der Versorgungssicherheit als gesamtstaatliche Aufgabe. Hierfür muss auch die Verteilung der Anlagen gesicherter, steuerbarer Erzeugungskapazitäten innerhalb einer einheitlichen Stromgebotszone ausgewogen erfolgen. b) Der Bundesrat begrüßt eine regionale Komponente bei der Verteilung gesicherter, steuerbarer Langzeitkapazitäten grundsätzlich. Aus Sicht des Bundesrates weist der Entwurf hinsichtlich der regionalen Schwerpunktsetzung Anpassungsbedarf auf, um die Zielerreichung des geplanten Gesetzes nicht zu gefährden und eine ausgewogene regionale Umsetzung sicherzustellen. c) Der Bundesrat ist der Ansicht, dass eine Verteilung der Anlagen zu zwei Dritteln im netztechnischen Süden und zu einem Drittel im übrigen Bundesgebiet anzustreben ist. Diese Verteilung entspricht den netztechnischen Analysen der Übertragungsnetzbetreiber. Der Bundesrat ist der Auffassung, dass das Ausschreibungsdesign eine wirtschaftlich und netztechnisch angezeigte Verteilung der Anlagen auch außerhalb des netztechnischen Südens ermöglichen muss. Der Bundesrat bittet, mit dem Ausschreibungsdesign sicherzustellen, dass eine aus netztechnischer Sicht optimale Verteilung der Anlagen sichergestellt wird. d) Der Bundesrat fordert im weiteren Verfahren dazu auf, eine Verrechnung der Vergütung des anteiligen Wertverbrauchs der Redispatchvergütung mit der Kapazitätsvergütung zu prüfen. Die Vergütung des anteiligen Wertverbrauchs als Fixkostenförderung im Rahmen der Redispatchentschädigung kann kumuliert mit einer Kapazitätsförderung zu erhöhten volkswirtschaftlichen Kosten führen. Begründung: Der kurz- und mittelfristige Erhalt der Systemstabilität wird zunehmend herausfordernder. In den Regionen außerhalb des netztechnischen Südens ist die Volatilität der Stromeinspeisung aufgrund des hohen Anteils von Erneuerbaren-Energie-Anlagen besonders hoch. Auch hier besteht ein konkreter Bedarf an gesicherter, steuerbarer Erzeugungskapazität. Zugleich bestehen gerade in den nördlichen und östlichen Ländern leistungsfähige Standorte mit vorhandener Infrastruktur. Diese sind im Zuge des Kohleausstiegs besonders geeignet, gesicherte Erzeugung zu ersetzen. In Zusammenschau mit dem Aufbau eines Wasserstoff- Kernnetzes, der bis 2031 maßgeblich in den nördlichen und östlichen Ländern erfolgen wird, ist davon auszugehen, dass an diesen Standorten eine hohe Realisierungswahrscheinlichkeit für Anlagen eines Kapazitätsmarkts besteht. Dieses Potenzial ist in der regionalen Steuerung des Ausschreibungsdesign zu berücksichtigen. 16. Zum Gesetzentwurf allgemein a) Der Bundesrat begrüßt, dass mit dem vorliegenden Gesetzentwurf die Kraftwerksstrategie sowie ein darauf aufbauender Kapazitätsmechanismus nun zeitnah umgesetzt werden sollen und unterstützt insbesondere den Start der ersten Ausschreibungen noch im Jahr 2026. b) Der Bundesrat betont die Notwendigkeit, dass zwei Drittel der zeitnah auszuschreibenden Langzeitkapazitäten im netztechnischen Süden verortet sein sollten. Gleichzeitig weist er darauf hin, dass das verbleibende Drittel aus Gründen der Systemstabilität und zur Erbringung von Systemdienstleistungen dringend im restlichen Bundesgebiet, zu dem der Osten Deutschlands gehört, vorgesehen werden sollte. c) Der Bundesrat erachtet bestehende Kraftwerksstandorte aus netztechnischen, wirtschaftlichen und strukturpolitischen Gründen als besonders geeignet für die Errichtung neuer Gaskraftwerke. Die Nutzung bestehender Kraftwerksstandorte kann wesentlich dazu beitragen, Wertschöpfung, Fachkräftepotenziale und Akzeptanz in den betroffenen Regionen zu erhalten. d) Der Bundesrat erachtet die neu zu errichtenden Gaskraftwerke als wichtige Ankerkunden für den Wasserstoffhochlauf und das Wasserstoffkernnetz. Er begrüßt, dass die Wasserstofffähigkeit als explizite Anforderung im Entwurfstext vorgesehen ist, weist aber darauf hin, dass die Regeln diesbezüglich weiterer Ausgestaltung bedürfen, um eine tatsächliche Umstellung zu einem späteren Zeitpunkt praxistauglich zu gewährleisten. 17. Zum Gesetzentwurf allgemein a) Der Bundesrat teilt die Auffassung der Bundesregierung, dass Sicherheitsleistungen und Pönalisierungen im vorliegenden Gesetzentwurf notwendig sind, um die Ernsthaftigkeit von Geboten zu gewährleisten sowie Anreize für eine getreue Erfüllung der Pflichten eines Zuschlags, insbesondere die Verfügbarkeitsverpflichtungen und bei Neuanlagen die rechtzeitige Inbetriebnahme der Anlagen, sicherzustellen. b) Der Bundesrat bemängelt jedoch den hohen Gesamtumfang und die aktuelle Ausgestaltung der verschiedenen Sicherheitsleistungen und Pönalisierungen. Die derzeitigen Anforderungen führen zu hohen und langen Kapitalbindungen bei den Unternehmen, wodurch die Attraktivität der Teilnahme an den Auktionen gemindert wird. Der Bundesrat befürchtet, dass diese finanziellen Belastungen und Risiken insbesondere für kommunale Unternehmen und kleinere Akteure ausschließend wirken und insgesamt zu einer Unterzeichnung in den Ausschreibungen führen könnten. c) Der Bundesrat fordert vor diesem Hintergrund, die Sicherheitsleistungen und Pönalen maßvoll auszugestalten, sodass unseriöse Bieter abgeschreckt werden und gleichzeitig Wettbewerb und Akteursvielfalt in den Ausschreibungen gewahrt werden. Begründung: Es ist grundsätzlich richtig und nachvollziehbar, dass der Gesetzentwurf Sicherheitsleistungen und Pönalen vorsieht. Durch diese Instrumente kann sichergestellt werden, dass nur seriöse Gebote abgegeben werden und Anreize für eine Erfüllung der Verfügbarkeitsverpflichtungen und bei Neuanlagen für eine rechtzeitige Inbetriebnahme der Anlage bestehen. Gleichzeitig sollten die Anforderungen im Sinne der Akteursvielfalt und des notwendigen Wettbewerbs in den Ausschreibungen ausgestaltet werden. Die aktuelle Ausgestaltung der Sicherheitsleistungen und Pönalisierungen führt zu sehr hohen und langen Kapitalbindungen bei den Unternehmen. Zu befürchten ist, dass die Summe der finanziellen Belastungen und Risiken insbesondere kommunale Unternehmen und kleinere Akteure überfordern könnte. Diese hohen Sicherheitsleistungen und Pönalen im Gesetzentwurf wirken sich insgesamt negativ auf die Akteursvielfalt und den Wettbewerb der Ausschreibungen aus. Der Bundesrat bittet vor diesem Hintergrund, die Sicherheitsleistungen und Pönalen maßvoll auszugestalten. 18. Zum Gesetzentwurf allgemein a) Der Bundesrat stellt fest, dass der Zubau von Gaskraftwerken neben dem Gasnetzanschluss auch Maßnahmen im vorgelagerten Methannetz auslösen kann. b) Der Bundesrat bittet, im weiteren Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens dafür Sorge zu tragen, das Verursacherprinzip bei der Kostenallokation zu wahren und die Kosten für die notwendigen Investitionen in die Gasinfrastruktur nicht auf die Gaskunden zu wälzen. c) Der Bundesrat bittet zudem, die Systemkosten über einen Bewertungsmechanismus in die Gebotsreihung zu integrieren. Begründung: Neben den unmittelbaren Anschlusskosten an das Gasnetz, die Teil des Gebotswerts sind, entstehen im vorgelagerten Netz erhebliche Aufwendungen für Verstärkungsmaßnahmen und den überregionalen Methannetzausbau. Da diese Kosten aktuell externalisiert und über die Netzentgelte auf die Gesamtheit der Gaskunden umgelegt werden, wird das Verursacherprinzip verletzt. Durch die Berücksichtigung der Systemkosten kann eine gesamtwirtschaftlich kostenoptimale Standortwahl sichergestellt werden. Biogasanlagen sollten von diesem Mechanismus ausgenommen werden. 19. Zum Gesetzentwurf allgemein a) Erschwingliche Strompreise sind nach Auffassung des Bundesrates für die internationale Wettbewerbsfähigkeit und die Erreichung der Klimaziele durch die Elektrifizierung von Industrie, Verkehr und Wärmeerzeugung elementar. Vor diesem Hintergrund begrüßt der Bundesrat, dass mit der Abschaffung der EEG-Umlage, der Einführung eines Industriestrompreises und der Senkung der Stromsteuer für das produzierende Gewerbe und die Land- und Forstwirtschaft sowie dem Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten wichtige Schritte in Richtung erschwinglicher Strompreise durch die Bundesregierung unternommen worden sind. Der Bundesrat ist der Auffassung, dass dies durch die Einführung neuer Umlagen nicht konterkariert werden darf. b) Der Bundesrat stellt fest, dass der Gesetzentwurf bislang keine Regelungen zur Finanzierung der vorgesehenen Kapazitätsförderung enthält. In den Vorbemerkungen wird darauf hingewiesen, dass im Einklang mit europäischen Vorgaben die Einführung einer Umlage vorgesehen sei. Das Umlageverfahren soll nach Rücksprache mit der Kommission im Jahr 2027 gesetzlich geregelt werden. Der Bundesrat lehnt die Einführung einer neuen Umlage zur Finanzierung der Bereitstellung neuer Kapazitäten ab. c) Der Bundesrat hat bereits in einer Entschließung zur Kraftwerksstrategie frühzeitig darauf hingewiesen, dass die geplante Förderung für den Zubau neuer Erzeugungskapazitäten so ausgestaltet werden muss, dass es nicht zu einer Umlage der Kosten auf den Strompreis kommt (vgl. BR-Drucksache 120/24 (B) vom 26. April 2024). Vor diesem Hintergrund fordert der Bundesrat im weiteren Verfahren dazu auf, im Gesetz für den Kapazitätsmarkt eine Finanzierung ohne neue Umlage zu prüfen. Insbesondere sind die europarechtlichen Möglichkeiten im Austausch mit der Kommission zu erörtern, in denen laut den Leitlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen auf eine Kostenzuweisung an die Marktteilnehmenden verzichtet werden kann. d) Sofern die Einführung einer neuen Umlage beihilferechtlich unvermeidbar sein sollte, fordert der Bundesrat dazu auf, Entlastungsmaßnahmen bei anderen Bestandteilen des Strompreises wie insbesondere der Stromsteuer, den Netzentgelten sowie den netzbezogenen Umlagen umzusetzen, damit es insgesamt zu keiner höheren Belastung von Verbraucherinnen, Verbrauchern und Unternehmen kommt. Gegenäußerung der Bundesregierung Die Bundesregierung hat am 13. Mai 2026 den Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten und zur Änderung der Besonderen Gebührenverordnung BNetzA beschlossen. Der Bundesrat hat am 12. Juni 2026 Stellung genommen. Die Bundesregierung dankt dem Bundesrat für seine Stellungnahme und legt hiermit ihre Gegenäußerung vor. Zu Nummer 1 Artikel 1 (§ 8 StromVKG) Die Bundesregierung stimmt den Vorschlägen des Bundesrates nicht zu, die Teilnahmevoraussetzung nach § 8 StromVKG für die Ausschreibungen auf eine vorvertragliche Regelung für einen Stromnetzanschluss zu beschränken, das Netzanschlussverfahren für bezuschlagte Projekte zu privilegieren und den Netzbetreibern eine prioritäre Behandlung des Netzanschlusses zu ermöglichen. Die im Gesetzentwurf vorgesehene Teilnahmevoraussetzung, dass ein Netzanschluss beziehungsweise eine Netzanschlusszusage für das Erbringungsjahr 2031 vorliegen muss, ist aus Sicht der Versorgungssicherheit notwendig. Es muss sichergestellt werden, dass die nach dem StromVKG bezuschlagten Anlagen im Jahr 2031 auch einspeisen und so die Versorgungssicherheit gewährleisten können. Ohne einen Netzanschluss ist dies nicht möglich. Darüber hinaus entspricht die nach § 8 StromVKG zumindest geforderte Netzanschlusszusage nach dem Verständnis der Bundesregierung bereits einer vorvertraglichen Regelung für einen Stromnetzanschluss, da die Zusage dem Netzanschlussvertrag vorausgeht. Der Bitte, das Netzanschlussbegehren von Bietern nach dem StromVKG zu privilegieren, kann nicht zugestimmt werden. Die Trennung der Verfahren zum Netzanschluss und der nach dem StromVKG ist sinnvoll. Eine Verknüpfung würde unter Umständen sogar kontraproduktiv wirken. Die Privilegierung könnte das Ausschreibungsverfahren vollständig überlagern und zu substantiellen Fehlanreizen führen. Angesichts knapper Netzanschlusskapazitäten könnte es mit einer entsprechenden Regelung für Bieter, die eigentlich gar nicht an den Ausschreibungen teilnehmen wollen, strategisch sinnvoll sein trotzdem teil zu nehmen. Sie würden günstig (gegebenenfalls. sogar negativ) in den Ausschreibungen bieten mit dem ausschließlichen Ziel, dann privilegiert Netzanschluss zu erhalten. Im Übrigen verweist die Bundesregierung auf das parallel zu diesem Gesetzentwurf laufenden separate Maßnahmen der Bundesregierung zum Netzanschluss, im Rahmen dessen die Netzanschlussverfahren neu aufgestellt werden sollen (Netzanschlusspaket). Zu Nummer 2 Artikel 1 (§ 12 Absatz 3 StromVKG) Die Bundesregierung stimmt dem Vorschlag des Bundesrates nicht zu, in § 12 Absatz 3 Nummer 1 Buchstabe a StromVKG nach dem Wort „Brennstoffe“ die Wörter „mit Ausnahme von erneuerbaren Gasen“ einzufügen. Zunächst möchte die Bundesregierung klarstellen, dass mit den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten keine Bestandsanlagen, sondern nur der Neubau beziehungsweise die Kapazitätserweiterung von Erzeugungsanlagen gefördert wird. Zudem können grundsätzlich auch Biogas- und Biomethananlagen sowie Anlagen mit Kraft- Wärme-Kopplung an den Ausschreibungen für Langfristkapazitäten teilnehmen, sofern die Anforderungen an den Standort gegeben sind. Auch für Anlagen an Standorten, an denen bereits Biogas- und Biomethananlagen vorhanden sind, können unter den Voraussetzungen des § 12 Absatz 3 Gebote abgegeben werden. Ziel der Regelung ist es zu verhindern, dass bestehende Anlagen, die sich nicht bereits kurz vor der Stilllegung befinden, aufgrund der Förderung nach dem StromVKG verfrüht durch neue Anlagen ersetzt werden. Entsprechend darf in diesen Fällen die gebotsgegenständliche Anlage nur neben (und nicht anstelle) der Bestandsanlage(n) errichtet werden, sodass nach Inbetriebnahme die Anlagen zeitgleich unter Volllast in das Netz der allgemeinen Versorgung einspeisen können. Damit ist die Erweiterung eines bestehenden Standorts zulässig, soweit diese nicht zur Stilllegung vorhandener Anlagen, die am Strommarkt teilnehmen, führt. Zu Nummer 3 Artikel 1 (§ 12 Absatz 4 StromVKG) Die Bundesregierung stimmt dem Vorschlag des Bundesrates nicht zu, dass Kleinanlagenpools an den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeugungskapazitäten teilnehmen können sollen, wenn der Kleinanlagenpool insgesamt einen Neubau von Kapazitäten oder eine Erweiterung von Kapazitäten in der in § 7 StromVKG vorgesehenen Höhe vornimmt. Zwei Gründe sprechen gegen den Vorschlag des Bundesrates: Erstens, Kleinanlagenpools schließen ausdrücklich steuerbare Lasten oder gemischte, auch unklare Technologieklassen ein. Dies ist insbesondere wichtig, um Anlagen mit Anschluss an die unteren Netzebenen, auch innovative Technologien oder Kombinationen aus Technologien, die diskriminierungsfreie Teilnahme am StromVKG zu ermöglichen. Das senkt die Gesamtkosten. Steuerbare Lasten sind aus Gründen der noch ausstehenden Ausgestaltung der Referenzwertbestimmung (sogenanntes Baselining) von den bereits für September und Dezember 2026 geplanten Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeugungskapazitäten ausgeschlossen. Die erforderliche Baselining-Methode kann in der verbleibenden Zeit nicht erarbeitet und durch die Bundesnetzagentur genehmigt werden. Erst rechtzeitig für die Ausschreibungen für Kapazitäten Ende 2027 legen die Übertragungsnetzbetreiber einen Methodenvorschlag vor, den sie der Bundesnetzagentur zur Genehmigung vorlegen müssen. Für Kleinanlagenpools müssen dieselben Teilnahmeregeln wie für steuerbare Lasten gelten. Daher steht ihnen die Teilnahme am StromVKG erst mit den Ausschreibungen für Kapazitäten Ende 2027 offen. Zweitens, es kann kein vorgeschaltetes Präqualifizierungsverfahren der teilnehmenden Anlagen durch die Übertragungsnetzbetreiber stattfinden, wegen der sehr geringen Vorlaufszeit nach Inkrafttreten des StromVKG bis zu den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeugungskapazitäten. Vielmehr muss die Bundesnetzagentur die Angaben zu sämtlichen Anlagen im Rahmen des Gebotsverfahrens überprüfen. Eine Überprüfung von Anlagen eines Kleinanlagenpools, für die keine Vorgaben zur Mindestgröße der einzelnen Anlagen und keine Limitierung der Anzahl der Anlagen gelten, ist im gegebenen Zeitrahmen praktisch nicht darstellbar. Zu Nummer 4 Artikel 1 (§ 16 StromVKG) Die Bundesregierung stimmt dem Vorschlag des Bundesrates nicht zu, die Anforderungen zur Erbringung von Momentanreserve nach § 16 StromVKG zu streichen. Die Erbringung von Momentanreserve ist von enormer Bedeutung für die Stabilität des Stromsystems und damit für die Versorgungssicherheit. Auf Grund des bereits jetzt sehr hohen und zukünftig weiter zunehmenden Bedarfs ist ihre Beschaffung prioritär und damit regelungsbedürftig. Die Bedarfe werden zukünftig über drei verschiedene Säulen gedeckt werden: Technische Mindestanforderungen an alle Anlagen, die marktgestützte Beschaffung von Momentanreserve und netzbetreibereigene Netzbetriebsmittel. Aktuell ist davon auszugehen, dass keine der Säulen alleine für die Deckung der Bedarfe ausreichen wird. Der Erschließung zusätzlicher Potentiale kommt daher eine immense Bedeutung zu. Bei der Erschließung von zusätzlichem Momentanreserve-Potenzialen handelt es sich um eine der zentralen Maßnahmen, die die Übertragungsnetzbetreiber in ihrem Systemstabilitätsbericht 2025 nach § 12i des Energiewirtschaftsgesetzes als sehr dringlich für die Gewährleistung der Systemstabilität und damit für die Versorgungssicherheit eingestuft haben. Die Notwendigkeit der technischen Anforderungen, die über die heute gültigen technischen Mindestanforderungen hinausgehen, wird durch verschiedene Untersuchungen und Prozesse für einen sicheren und stabilen Netzbetrieb gestützt, zum Beispiel durch die Ergebnisse der Netzentwicklungspläne nach § 12b des Energiewirtschaftsgesetzes und der in einem breiten Branchenprozess erarbeiteten und von der Bundesregierung 2023 beschlossenen „Roadmap Systemstabilität“. Anfang 2026 wurde in Deutschland als erster EU-Mitgliedstaat die marktgestützte Beschaffung für Momentanreserve eingeführt. Dieser Markt stellt aber lediglich eine Möglichkeit zur Beschaffung von Momentanreserve dar und befindet sich erst in einer Einführungsphase. Es ist nicht davon auszugehen, dass der Markt eine vollständige Deckung der Bedarfe anreizen kann. Die zukünftigen Momentanreservebedarfe übersteigen die derzeit verfügbaren Potentiale deutlich. Die Erschließung von zusätzlichem Momentanreserve-Potenzial in Stromerzeugungs-kapazitäten, die im Rahmen des StromVKG ohnehin neu errichtet werden, ist volkswirtschaftlich preiswerter als die spätere separate Bereitstellung durch technologische Umrüstung oder separate Anlagen. Die technologieoffene Regelung lässt den Bietern viele Gestaltungsfreiheiten. Eventuelle Mehrkosten wirken nicht verzerrend, sondern können in die Gebote eingepreist werden. Daher ergeben sich keine negativen Auswirkungen auf die Investitionsbereitschaft. Das StromVKG schreibt die Fähigkeit zur Bereitstellung der Momentanreserve vor und erhöht somit das Angebot an Momentanreserve. Die anschließende Erbringung der Momentanreserve wird über den neu eingeführten Markt für Momentanreserve angereizt und vergütet. Aufgrund der immens hohen Bedarfe erhalten derzeit alle Anbieter von Momentanreserve dort einen Zuschlag zu einem Festpreis. Der Bedarf an Momentanreserve besteht flächendeckend. Ihr Beitrag zur Systemstabilität ist nicht räumlich abgrenzbar. Eine regionale Steuerung ist daher nicht erforderlich. Der Wert für die Anlaufzeitkonstante als Bemessungsgrundlage für den Momentanreservebeitrag wurde bereits von 12 Sekunden auf das vertretbare Mindestmaß von 9 Sekunden abgesenkt. Eine weitere Absenkung liefe dem Ziel zuwider, die Systemstabilität weiter zu verbessern. Zentrales Motiv der Regelung ist die Erschließung von zusätzlichem Momentanreserve-Potenzial. Bei einer Anrechnung von Batteriespeichern schon ab 100 Prozent ihrer Leistung, das heißt ohne die Einbeziehung ihres Überlastbereichs, würde zusätzliches Potenzial nicht erschlossen werden. Zu Nummer 5 Artikel 1 (§ 18 Absatz 1 Nummer 1a – neu –, Absatz 3 Satz 2 – neu –, § 19 Absatz 1 Nummer 1a – neu – StromVKG) Die Bundesregierung prüft den Vorschlag des Bundesrates, eine Klarstellung vorzunehmen, wonach Anlagen, die sich auf dem Gebiet eines anderen Mitgliedstaates der Europäischen Union befinden aber Teil der deutschen Regelzone sind, nicht unter die Regelungen der §§ 18 und 19 StromVKG fallen. Die Gesetzesbegründung zu § 18 Absatz 1 StromVKG stellt bereits klar, dass Anlagen die ausschließlich an das deutsche Elektrizitätsversorgungsnetz angeschlossen sind nicht unter den Anwendungsbereich des § 18 StromVKG fallen: Anlagen, die nahe der deutschen Grenze in einem anderen Mitgliedsstaat liegen, aber ausschließlich an das deutsche Elektrizitätsversorgungsnetz angeschlossen sind, unterliegen nicht § 18, sondern gelten als Anlagen mit Standort in der Bundesrepublik Deutschland. Die Bundesregierung sieht jedoch Prüfbedarf, inwieweit eine Klarstellung notwendig ist hinsichtlich Anlagen, die sich außerhalb des Gebiets der Bundesrepublik Deutschland befinden, nicht ausschließlich an das deutsche Elektrizitätsversorgungsnetz angeschlossen sind, aber dennoch als Teil der deutschen Regelzone betrachtet werden. Zu Nummer 6 Artikel 1 (§ 39 StromVKG) Die Bundesregierung prüft den Vorschlag des Bundesrates, den Höchstwert unter Berücksichtigung der bestehenden Unsicherheiten, wie zum Beispiel die mögliche Einführung von Einspeisenetzentgelten durch die Bundesnetzagentur, und unter Berücksichtigung aktualisierter Kostenschätzungen zu erhöhen, um erfolgreiche Ausschreibungen zu ermöglichen. Die Setzung von Höchstwerten ist ein wichtiges Element, insbesondere bei geringen Erfahrungen mit der Intensität des zu erwartenden Wettbewerbs, wie bei den Ausschreibungen nach diesem Gesetz. Durch die Festlegung der Höchstwerte soll zum einen verhindert werden, dass insbesondere durch strategisches Verhalten und bei mangelndem Wettbewerb die Förderkosten stark steigen, und hierdurch eine erhebliche Überförderung entsteht. Zum anderen dienen Höchstwerte der Verhinderung von Überförderung auf einem Kapazitätsmarkt, auf dem abgesehen von unterschiedlichen Vertragslaufzeiten homogene Produkte gehandelt werden. Ohne die Festlegung von Höchstwerten könnten Bieter erwägen, spekulativ sehr hohe Gebote abzugeben, in der Hoffnung, dass in der Ausschreibung ein geringer Wettbewerb besteht und sie einen Zuschlag selbst bei einem hohen Gebotswert erhalten. Der Höchstwert ist so parametriert, dass die Finanzierungslücke einer typischen, effizienten Technologie gedeckt werden kann. Die betrachteten Technologien sollten einerseits kosteneffizient Kapazität zur Verfügung stellen und andererseits keinen relevanten Mengenbeschränkungen unterliegen. Eine typische Referenztechnologie stellt dabei eine offene Gasturbine dar. Gleichzeitig sollte der Höchstwert so angesetzt werden, dass ein breites Spektrum von Anwendungsfällen wirtschaftlich darstellbar ist, um ausreichend Gebote und damit Wettbewerb zu ermöglichen. Bei erwartetem niedrigem Wettbewerb bedarf es eines tendenziell höher gesetzten Höchstwertes, damit das Ausschreibungsvolumen ausreichend gezeichnet wird. Die Wechselwirkungen mit dem vorgesehenen Preisspitzenausgleich sowie der möglichen Einführung von Einspeisenetzentgelten werden bei der Bestimmung der Höchstwerte berücksichtigt. Für den Fall der Einführung eines arbeitsabhängigen Netzentgelts ist vorgesehen, dass entrichtete bzw. erhaltene Zahlungen bei der Berechnung des Preisspitzenausgleichs berücksichtigt werden. Um die Kostensteigerungen bei Anlagenkomponenten adäquat zu erfassen, werden erstens belastbare und aktuelle Datenquellen aus dem europäischen und nationalen Versorgungssicherheitsmonitorings herangezogen. Diese werden zweitens bis zum erwarteten Lieferzeitpunkt um die erwartete Inflation bereinigt, um ein zukünftiges Risiko steigender Anlagenpreise abzubilden. Drittens wird bei der Berechnung der Höchstwerte ein Korrekturfaktor angesetzt, um weitere Unsicherheiten hinsichtlich der Kostenstreuung und der technologischen Heterogenität abzubilden. Zu Nummer 7 Artikel 1 (§ 39 StromVKG) Die Bundesregierung nimmt den Hinweis des Bundesrates dankend entgegen, dass die Entwicklung der Preise für Kraftwerksanlagen bei der Festlegung des Höchstwerts gemäß § 39 StromVKG angemessen berücksichtigt werden sollte. Die Höchstwerte in den auf die Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeugungskapazitäten folgenden Ausschreibungen in 2027 und 2029 für Kapazitäten werden fortgeschrieben und dabei regelmäßig an die Preisentwicklung angepasst. Dabei sollen perspektivisch auch weitere, neu hinzukommende Kosten- und Erlösbestandteile (insb. auch regulatorisch vorgesehene Einspeisenetzentgelte) berücksichtigt werden. Im Übrigen wird auf die Gegenäußerung zu Nummer 6 verwiesen. Zu Nummer 8 Artikel 1 (§§ 42–44, 76, 80 StromVKG) Die Bundesregierung stimmt dem Vorschlag des Bundesrates nicht zu, dass die im Rahmen des StromVKG geforderten Sicherheiten für das Gebot und die Realisierung des Projektes sowie die vorgesehenen Ausgleichszahlungen und Pönalen in der Summe auf maximal 15 Prozent des Projektvolumens begrenzt werden, und eine übermäßige Belastung der Projektträger vermieden und Investitionen in neue Kraftwerkskapazitäten gerade auch von kleinen und mittleren Unternehmen bis 2031 gefördert wird. Die Pönalisierung der Nichtrealisierung bzw. verspäteten Realisierung sind erforderlich, damit rechtzeitig zum Beginn des Erbringungszeitraums ausreichend Kapazität zur Verfügung steht und die Versorgungssicherheit gewährleistet wird. § 61 Absatz 2 Satz 2 StromVKG sieht bereits eine Erleichterung vor, indem betriebsrelevante Nachweise erst drei Monate nach Beginn des Erbringungszeitraums fristwahrend nachgereicht werden können. Die Realisierungssicherheit in Höhe des 1,8-Fachen der jährlichen Kapazitätsprämie bei 15 Jahren Laufzeit bzw. in Höhe des 1,3-Fachen bei 7 Jahren Laufzeit sind notwendig, um auch bei unerwartetem Projektkostensteigerungen (25 bis 40 Prozent) einen ausreichenden Anreiz zu setzen, die Kapazitäten fristgerecht fertigzustellen. Ohne einen solchen Anreiz könnten bei ungünstigen Entwicklungen der Umfang tatsächlich in Betrieb genommener Kapazitäten deutlich unter dem bezuschlagten Kapazitätsvolumen liegen – was der zentralen Zielsetzung des Gesetzes zuwiderläuft und die Versorgungssicherheit gefährden kann. Die Gebotssicherheit hat als Ziele die Abschreckung unseriöser Bieter, indem sie die Bindungswirkung von Geboten flankiert, und die Besicherung der Einzahlung der anderen Sicherheiten nach erfolgreichem Zuschlag. Sie wird zurückgegeben, sobald die Realisierungssicherheit und die Sicherheit für Ausgleichszahlungen und für die Pönale für einen unvollständigen Funktionsnachweis geleistet wurden. Sie wird daher nur so lange einbehalten, wie es zur Erfüllung ihres Zweckes erforderlich ist, was die Höhe des gebundenen Kapitals reduziert. Zu Nummer 9 zu Artikel 1 (§ 48 Absatz 5 Nummer 1 Buchstabe c, Nummer 2, 3, 4 – neu – Absatz 6 StromVKG) Die Bundesregierung lehnt den Vorschlag ab, die regionale Steuerung in § 48 Absatz 5 StromVKG durch Aufteilung der Auktionen in zwei Teilauktionen umzusetzen, um zu gewährleisten, dass ein Drittel des Ausschreibungsvolumens im netztechnischen Norden zu bezuschlagt wird. Entsprechend der Grundsatzeinigung mit der Europäischen Kommission ist im Segment der Langzeitkapazitäten eine regionale Steuerung vorgesehen. Die Europäische Kommission sieht eine regionale Steuerung – auch vor dem Hintergrund der Diskussion zu einer Gebotszonenteilung – beihilferechtlich sehr kritisch, da sie den Wettbewerb einschränkt. Gleichzeitig hat sie im vorliegenden Fall die (einmalige) Notwendigkeit einer solchen Regelung akzeptiert. Der Europäischen Kommission ist wichtig, dass die Projekte aus dem Norden und Süden im Wettbewerb miteinander stehen. Ein verbindliches Kontingent oder separate Teilauktionen für den Norden und Süden bei den auszuschreibenden Kapazitäten nur für den netztechnischen Süden würden diesen Wettbewerb zwischen Projekten aus verschiedenen Regionen aushebeln. Zur Begründung verweist die Bundesregierung im Übrigen auf die Antwort zu Nummer 15. Zu Nummer 10 Artikel 1 (§ 64 StromVKG) Die Bundesregierung stimmt dem Vorschlag des Bundesrates nicht zu, dass die Regelungen zur Nichtrealisierungspönale dahingehend anzupassen seien, dass a) eine Karenzzeit von 3 Monaten ohne Pönalisierung eingeführt, und b) der Zeitraum des Erhöhungsturnus von aktuell 2 Monaten auf 3 Monate erhöht wird. Die Pönalisierung der Nichtrealisierung bzw. verspäteten Realisierung ist erforderlich, damit rechtzeitig zum Beginn des Erbringungszeitraums ausreichend Kapazität zur Verfügung steht und die Versorgungssicherheit gewährleistet wird. § 61 Absatz 2 Satz 2 sieht bereits eine Erleichterung vor, indem betriebsrelevante Nachweise für drei Monate nach Beginn des Erbringungszeitraums fristwahrend nachgereicht werden können. Eine allgemeine Karenzzeit von 3 Monaten ist u. a. beihilferechtlich nicht möglich. Das StromVKG zielt auf die Absicherung der Versorgungssicherheit von 1. November 2031 bis 30. Oktober 2032, was bereits später ist als der in § 1 benannte Zielzeitraum des StromVKG, und von dem Betrachtungszeitraum des Versorgungssicherheitsmonitorings der Bundesnetzagentur abweicht, auf den der Bedarf nach Beschaffung von steuerbaren Kapazitäten durch das StromVKG begründet ist (beide beziehen sich auf das Kalenderjahr 2031). Bezuschlagte Kapazitäten müssen grundsätzlich ab Beginn des Verpflichtungszeitraums verfügbar sein. Eine pönalenfreie Karenzzeit über diesen Zeitpunkt hinaus würde dem Ziel des StromVKG zuwiderlaufen, und wäre von der Bedarfsherleitung über das Versorgungssicherheitsmonitoring nicht gedeckt. Kapazitäten könnten dann ohne wesentliche Rechtsfolgen erst Ende Januar 2032 zur Verfügung stehen, womit die Versorgungssicherheitsrisiken in diesen Monaten zunähmen. Mit einem Pönalenhochlauf in sieben Stufen und einer Streckung auf 14 Monate, also bis 31.12.2032 sieht das StromVKG bereits eine vergleichsweise moderate Progression vor, denn die Verpflichtung zur Fertigstellung besteht zuschlagsgemäß zum 1.11.2031. Mit einer Änderung des Erhöhungsturnus von zwei auf drei Monate würde der Hochlauf von 14 auf 21 Monate gestreckt. Dies wäre eine signifikante Schwächung des Anreizes aus der Nichtrealisierungspönale, die Anlagen rechtzeitig in Betrieb zu nehmen, und die per Zuschlag zugewiesene Verpflichtung zur Bereitstellung der Kapazität ab dem 1. November 2031 zu erfüllen. Auch in diesem Fall würden die Versorgungssicherheitsrisiken steigen. Zu Nummer 11 Artikel 1 (§ 73 StromVKG) Die Bundesregierung dankt dem Bundesrat, dass dieser die Schaffung einer Dekarbonisierungsanforderung für die vorgesehenen Kapazitäten nach dem StromVKG begrüßt. Die Bundesregierung ist sich bewusst, dass im Gesetzentwurf keine weiteren Regelungen zu einem Übergang in den klimaneutralen Betrieb enthalten sind. Die Bundesregierung wird zur Dekarbonisierung des Kraftwerkparks separat von diesem Gesetzgebungsvorhaben Maßnahmen umsetzen, die den vorzeitigen Umstieg eines Teils der Gaskraftwerke auf Wasserstoff vor 2045 anreizen. Diese Maßnahmen werden derzeit auf Basis der Grundsatzeinigung mit der Europäischen Kommission erarbeitet, sodass 2027 die ersten Ausschreibungen für die Umstellung auf Wasserstoff durchgeführt werden können. Im Übrigen weist die Bundesregierung daraufhin, dass die Vorgabe nach § 73 StromVKG, Anlagen „ab dem Jahr 2045“ klimaneutral zu betreiben, den Vorgaben des Bundes-Klimaschutzgesetzes entspricht. Das StromVKG sieht zudem vor, dass sämtliche Gaskraftwerke, die einen Zuschlag erhalten, mit einem Verpflichtungszeitraum von 15 Jahren wasserstofffähig gebaut werden müssen, um den späteren Umstieg auf Wasserstoff und damit die Dekarbonisierung zu ermöglichen (§ 17). Zu Nummer 12 Artikel 1 (§ 81 StromVKG) Die Bundesregierung stimmt dem Vorschlag des Bundesrates nicht zu, den Abschöpfungsmechanismus so auszugestalten, dass ein bestimmtes Niveau des Erlöspotenzials aus Strommarktgeschäften erhalten bleibt. Denn der Preisspitzenausgleich aus § 81 StromVKG-E entfaltet für Kraftwerksbetreiber und Verbraucher die optimale Auswirkung, wenn der Auslösepreis nach Anlage 7 StromVKG möglichst gut die tatsächlichen variablen Kosten einer offenen Gasturbine widerspiegelt. Grund dafür ist, dass der Preisspitzenausgleich der Ausgestaltung nach eine sogenannte „Reliability Option“ (RO) ist. Eine RO ist, technisch gesprochen, eine Call-Option, wie sie in Finanzmärkten gehandelt wird. Mit einem Zuschlag in den Ausschreibungen nach dem StromVKG tauscht ein Bieter gleichsam die unsichere künftige RO-Zahlungen gegen eine sichere Kapazitätsprämie ein. Für Bieter hat das den Vorteil, dass sich ihre künftigen Erlösströme ganz oder teilweise von den Preisausschlägen am Strommarkt lösen. Die RO „hedgt“ sie gegen unsichere künftige Strommarkterlöse. Je treffsicherer die Strommarkterlöse abgeschöpft werden, desto besser die Absicherung. Die Investitionssicherheit steigt, weil Unsicherheiten bei der Gebotskalkulation sinken und mithin auch der Bedarf, Risikoprämien auf die Gebote aufzuschlagen, reduziert wird. Das senkt die Kapitalkosten und die Gebotshöhe. Für Verbraucher hat die RO einen analogen Preisabsicherungseffekt: Da die RO-Zahlungen reduzierend auf den Umlagenbedarf angerechnet werden, werden auch die Verbraucher vor unsicheren künftigen Zahlungen geschützt. Ein weiterer Vorteil des Preisspitzenausgleichs ist der gestärkte Anreiz, die Anlagen im Sinne der Versorgungssicherheit stets betriebsbereit zu halten. Denn nur eine betriebsbereite Anlage kann die RO-Zahlungen, die unabhängig vom Betrieb der Anlage fällig werden, durch die Einnahmen am Day-Ahead Markt gegenfinanzieren. Schließlich schützt der Preisspitzenausgleich auch vor Marktmachtausübung. Er mindert die Möglichkeiten teilnehmender Anlagen, in Zeiten in denen sie marktmächtig sind, Monopolerlöse zu erzielen. Anders als vom Bundesrat unterstellt hat der Preisspitzenausgleich als Tauschgeschäft (unsichere künftige Zahlungen gegen sichere Kapazitätsprämie) keinen negativen Effekt auf die Refinanzierbarkeit von Kraftwerken. Im Gegenteil verbessert er durch die Absicherung der Erlösströme die Refinanzierbarkeit. Gleichzeitig senkt der Preisspitzenausgleich die Förderkosten des StromVKG, was durch die Reduktion der Umlage allen Verbrauchern zugutekommt. Bieterseitige Gebotsaufschläge korrespondieren der Höhe nach mit verbraucherseitigen Senkungen der Umlage. Die Förderkosten sinken im Saldo, weil sich Risikoaufschläge reduzieren. Zu Nummer 13 Artikel 1 allgemein (Frühere und höhere Umstellung von Gas-Kraftwerksleistung auf Wasserstoff – StromVKG) Die Bundesregierung dankt dem Bundesrat, dass er das Bestreben der Bundesregierung, zum Wasserstoffhochlauf im Kraftwerksbereich beizutragen, unterstützt, indem er vorschlägt Vorgaben für eine frühere Umstellung von Gaskraftwerken auf Wasserstoff vorzusehen. Die Bundesregierung stimmt dem Vorschlag des Bundesrates nicht zu, die Anreize zur Umstellung auf Wasserstoff bereits mit dem aktuellen Gesetzgebungsvorhaben zu verbinden. Der Gesetzesentwurf trägt dazu bei, den gesetzlich verankerten Kohleausstieg bis spätestens 2038 abzusichern, und unterstützt die Klimaziele des Bundesklimaschutzgesetzes, indem ab 2045 alle Kraftwerke klimaneutral betrieben werden müssen. Alle Anlagen, die sich in den Ausschreibungen bewerben, müssen bei Einsatz fossiler Brennstoffe den europarechtlichen Emissionsgrenzwert von 550 g CO2/kWh erzeugter Elektrizität einhalten. Sämtliche Gaskraftwerke, die sich in den Ausschreibungen bewerben, müssen wasserstofffähig sein, und müssen ab dem Jahr 2045 vollständig klimaneutral betrieben werden. Damit trägt die Maßnahme zur Einhaltung der deutschen und europäischen Klimaziele bei. Der Rechtsrahmen für die Dekarbonisierungsausschreibungen wird derzeit erarbeitet, sodass ab 2027 Ausschreibungen für die Umstellung auf Wasserstoff durchgeführt werden können. Dies wird in einem separaten Gesetzgebungsverfahren geregelt. Zu Nummer 14 Zum Gesetzentwurf allgemein Zu Buchstabe a) Die Bundesregierung dankt dem Bundesrat, dass er das Bestreben der Bundesregierung vorliegenden Gesetzentwurf die Grundlage für den Zubau von neuen steuerbaren Kapazitäten geschaffen wird, begrüßt. Die Bundesregierung möchte klarstellen, dass Biogas- und Biomethananlagen sowie Stromspeicher an den Ausschreibungen für Erzeugungskapazitäten und für Kapazitäten teilnehmen können. Auch die Teilnahme an den Ausschreibungen für Langfristkapazitäten ist zulässig, sofern die Voraussetzungen (insb. Anforderungen an den Standort (§ 12 Abs. 4) und Verfügbarkeitszeitraum) gegeben sind. Im Übrigen verweist die Bundesregierung auf die Gegenäußerung zu Nummer 2. Zu Buchstabe b) und c) Die Bundesregierung nimmt die den Hinwies des Bundesrates dankend entgegen, die Anzahl der Teilnahmebedingungen für die Ausschreibungen noch einmal zu überprüfen und auf das absolut erforderliche Maß zu reduzieren. Die Bundesregierung möchte in diesem Zusammenhang klarstellen, dass die Regelung der Teilnahmevoraussetzungen eine Hinweis- und Warnfunktion haben. Den Bietern soll verdeutlicht werden, welche Anforderungen sie für eine Gebotsabgabe und erfüllen müssen, unter anderem damit sie nach erfolgreichem Zuschlag sämtlichen Verpflichtungen nach diesem Gesetz nachkommen können. Die Allgemeinen Voraussetzungen umfassen neben Anforderungen an die Person des Bieters Vorgaben zur Mindestleistung von Anlagen, das Vorliegen eines Stromnetzanschlusses oder einer verbindlichen Stromnetzanschlusszusage, die Einhaltung von europarechtlich vorgeschriebenen Kohlenstoffdioxid-Emissionsgrenzwerten sowie den europarechtlich und aus Kosteneffizienzgründen gebotenen Ausschluss von Überförderungen beziehungsweise Doppelförderung. Die Besonderen Teilnahmevoraussetzungen für die Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten und Erzeugungskapazitäten adressieren die besonderen Anforderungen, die das Stromsystem an diese neuerrichteten Kapazitäten stellt. Diese Anlagen müssen aus Gründen der Versorgungssicherheit ein Langzeitkriterium erfüllen, um auch längere, für das Stromsystem herausfordernde Phasen („Dunkelflaute“) abdecken zu können. Für die weiteren Ausschreibungen entfällt dieses Kriterium. Systemische Bedarfe werden auch adressiert durch die Besonderen Vorgaben für lange Verpflichtungszeiträume, welche auch in anderen Ausschreibungen gelten, insbesondere die Fähigkeit zur Erbringung von Momentanreserve und bei Kraftwerken die Vorbereitung auf den Wasserstoffbetrieb. Zu Buchstabe d) und e) Die Bundesregierung verweist hinsichtlich Nummer 14 Buchstabe d) und e) der Stellungnahme des Bundesrates auf die Gegenäußerung zu Nummer 13. Zu Buchstabe f) Die Bundesregierung nimmt die den Hinweis des Bundesrates dankend entgegen und weist in diesem Zusammen darauf hin, dass das EU-Beihilferecht für die Finanzierung von Kapazitätsmechanismen wie dem StromVKG eine verursachergerechte Kostenzuweisung vorsieht. Diese EU-beihilferechtliche Vorgabe soll durch eine Finanzierung über eine Umlage umgesetzt werden. Die Umlage soll erst mit dem Gesetz zum Kapazitätsmarkt im Jahr 2027 eingeführt und ab 2031 erhoben werden. Die konkrete Ausgestaltung der Umlage wurde noch nicht mit der Europäischen Kommission besprochen, über sie ist noch nicht entschieden. Die beihilferechtlichen Vorgaben werden eingehalten werden müssen. Die Bundesregierung hat die Belastung für die Verbraucher durch eine solche Umlage im Blick, und nimmt die Bedenken des Bundesrates zur Kenntnis. Die mit der Umlage verbundenen Kosten, insbesondere die Auswirkungen auf den Strompreis, werden im geplanten Entwurf des Gesetzes zum Kapazitätsmarkt, mit dem die Umlage im Jahr 2027 eingeführt und auf dessen Grundlage die Umlage ab 2031 erhoben werden soll, dargestellt. Im Übrigen weist die Bundesregierung darauf hin, dass Investitionen in steuerbare Kapazitäten unabhängig vom Marktdesign notwendig sind, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. In einem Energy-Only-Markt erfolgt die Refinanzierung über Strommarkterlöse, insbesondere in Hochpreiszeiten, so wie das bislang in Deutschland der Fall ist. Ein Kapazitätsmarkt verlagert einen Teil dieser Finanzierung in eine Umlage. Letztlich werden die Kosten somit in beiden Fällen von den Verbrauchern getragen. Zu Nummer 15 Zum Gesetzentwurf allgemein Die Bundesregierung dankt den Bundesrat, dass dieser eine regionale Komponente bei der Verteilung gesicherter, steuerbarer Langzeitkapazitäten grundsätzlich begrüßt. Die regionale Steuerung ist erforderlich, damit die neuen Kapazitäten dort entstehen, wo sie für ein stabiles und sicheres Energiesystem gebraucht werden. Nach einer Analyse der Übertragungsnetzbetreiber zu den Auswirkungen einer geographisch günstigen Verteilung auf die systemischen Kosten (Redisptach), die CO2-Emissionen sowie den Netzwiederaufbau und die Systemstabilität, ist der Steuerungsmechanismus daher so auszugestalten, dass zwei Drittel der Anlagen im netztechnischen Süden und ein Drittel im netztechnischen Norden entstehen. Eine Begrenzung der regionalen Steuerung auf maximal zwei Drittel der Ausschreibungsmenge wird diesem Ziel gerecht. Um auch Anlagen im netztechnischen Norden eine erfolgreiche Teilnahme bereits in der ersten Ausschreibungsrunde zu ermöglichen, ist vorgesehen, dass bereits im ersten Ausschreibungstermin ein Drittel der Ausschreibungsmenge ohne eine regionale Steuerung bezuschlagt wird. In der zweiten Runde wird berücksichtigt, in welchem Umfang bereits Kapazitäten im netztechnischen Süden bezuschlagt werden, um sicherzustellen, dass die insgesamt unter Anwendung der regionalen Steuerung bezuschlagte Ausschreibungsmenge zwei Drittel nicht übersteigt. Somit wird über beide Ausschreibungstermine hinweg sichergestellt, dass ein Drittel der gesamten Ausschreibungsmenge ohne Anwendung der regionalen Steuerung bezuschlagt wird. Es ist Gegenstand der Grundsatzeinigung mit der Europäischen Kommission, dass die regionale Steuerung nur für die Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten vorgesehen ist. Dies ist auch sinnvoll, weil mit den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten ausschließlich zusätzliche Erzeugungskapazitäten (Neubau, Kapazitätserweiterungen) angereizt werden sollen. Über die regionale Steuerung kann ein systemdienlicher Zubau dieser Anlagen im netztechnischen Süden sichergestellt und Redispatchkosten gesenkt werden. Bei den Ausschreibungen für Kapazitäten können demgegenüber auch regelbare Lasten sowie Bestandsanlagen teilnehmen. Eine regionale Steuerung kann hier nicht dieselben gewünschten Effekte für das Stromsystem erzielen. Zu Nummer 16 Zum Gesetzentwurf allgemein Zu Buchstabe a) Die Bundesregierung dankt dem Bundesrat, dass er das Bestreben der Bundesregierung unterstützt, die Kraftwerksstrategie sowie einen darauf aufbauenden Kapazitätsmechanismus schnellstmöglich umzusetzen, um insbesondere die ersten Ausschreibungen noch im Jahr 2026 zu ermöglichen. Zu Buchstabe b) Die Bundesregierung verweist insoweit auf ihre Gegenäußerung zu Nummer 9 und Nummer 15. Zu Buchstabe c) Die Bundesregierung teilt die Ansicht des Bundesrats, dass sich bestehende Kraftwerksstandorte besonders für die Errichtung neuer Kraftwerke eignen dürften. Die Bundesregierung geht davon aus, dass solche Standorte, soweit dort entsprechende Projekte geplant sind, in den Ausschreibungen aufgrund verschiedener Kostenvorteile und der bestehenden Netzanschlüsse sehr wettbewerbsfähig sein dürften, und daher gute Chancen für einen Zuschlag haben. Zu Buchstabe d) Die Bundesregierung verweist insoweit auf ihrer Gegenäußerung zu Nummer 13. Zu Nummer 17 Zum Gesetzentwurf allgemein Die Bundesregierung dankt dem Bundesrat, dass dieser die Auffassung der Bundesregierung teilt, dass Sicherheitsleistungen und Pönalisierungen im vorliegenden Gesetzentwurf notwendig sind, um die Ernsthaftigkeit von Geboten zu gewährleisten sowie Anreize für eine Erfüllung der Pflichten, insbesondere die Verfügbarkeitsverpflichtungen und bei Neuanlagen die rechtzeitige Inbetriebnahme der Anlagen, sicherzustellen. Die Bundesregierung teilt die Bedenken des Bundesrates nicht, dass der Gesamtumfang und die aktuelle Ausgestaltung der verschiedenen Sicherheitsleistungen und Pönalen eine übermäßige finanzielle Belastung und Risiko insbesondere für kommunale Unternehmen und kleinere Akteure darstellt, was diese faktisch von den Ausschreibungen ausschließt. Entsprechend sieht die Bundesregierung keine Notwendigkeit, die Sicherheitsleistungen und Pönalen nach dem StromVKG abzusenken, um Wettbewerb und Akteursvielfalt in den Ausschreibungen zu wahren. Die Realisierungssicherheit in Höhe des 1,8-Fachen der jährlichen Kapazitätsprämie bei einem Verpflichtungszeitraum von 15 Jahren bzw. in Höhe des 1,3-Fachen bei 7 Jahren ist notwendig, um auch bei unerwarteten Projektkostensteigerungen von 25 bis 40 Prozent einen ausreichenden Anreiz zu setzen, die Kapazitäten fristgerecht fertigzustellen. Ohne einen solchen Anreiz könnte bei ungünstigen Entwicklungen der Umfang der tatsächlich in Betrieb genommenen Kapazitäten deutlich unter dem bezuschlagten Kapazitätsvolumen liegen, was der Versorgungssicherheit als zentraler Zielsetzung des Gesetzes zuwiderläuft. Im Übrigen verweist die Bundesregierung auf die Gegenäußerungen zu Nummer 8 und 10. Zu Nummer 18 Zum Gesetzentwurf allgemein Die Bundesregierung stimmt dem Vorschlag des Bundesrates nicht zu, im Rahmen des Gesetzesentwurfes eine Sonderregelung für die Kostentragung im Falle einer notwendigen Gasnetzverstärkung mit aufzunehmen, indem diese Kosten über einen Bewertungsmechanismus in die Gebotsreihung nach dem StromVKG berücksichtigt werden. Die Reihung der Gebote, insbesondere unter Berücksichtigung der regionalen Steuerung, ist bereits durch hohe Komplexität gekennzeichnet, und weitere Faktoren würden die Komplexität weiter steigern und könnten leicht zu sich überlagernden oder sogar gegenläufigen und unerwünschten Effekten führen. Zu Nummer 19 Zum Gesetzentwurf allgemein Die Bundesregierung dankt für die Hinweise des Bundesrates und verweist insoweit auf die Gegenäußerung zu Nummer 14 Buchstabe f. Gesamtherstellung: H. Heenemann GmbH & Co. KG, Buch- und Offsetdruckerei, Bessemerstraße 83–91, 12103 Berlin, www.heenemann-druck.de Vertrieb: Bundesanzeiger Verlag GmbH, Postfach 10 05 34, 50445 Köln, Telefon (02 21) 97 66 83 40, Fax (02 21) 97 66 83 44, www.bundesanzeiger-verlag.de ISSN 0722-8333