In nahezu allen europäischen Ländern wird intensiv darüber diskutiert, wie die Versorgungssicherheit in einem zunehmend von erneuerbaren Energien geprägten Stromsystem gewährleistet werden kann. Die meisten europäischen Länder setzen heute auf Kapazitätsmärkte oder strategische Reserven. Dabei haben sich unterschiedliche Ausgestaltungsformen entwickelt – von zentralisierten über dezentralisierte bis hin zu hybriden Mechanismen.

In den vergangenen Jahren haben sich in Europa vor allem zentral organisierte Kapazitätsmärkte durchgesetzt, und die aktuellen Diskussionen sowie regulatorischen Entwicklungen weisen klar in diese Richtung. Denn zentral organisierte Kapazitätsmärkte können die Versorgungssicherheit planbar und effizient sicherstellen. So kann der Bedarf an Kapazitäten zentral ermittelt und über Auktionen beschafft werden. Dabei werden sowohl bestehende als auch neue Kapazitäten berücksichtigt, häufig mit langfristigen Verträgen für Neuanlagen.  

Zuletzt führte Belgien mit dem Lieferjahr 2025/2026 einen zentralen Kapazitätsmarkt ein. Auch in Großbritannien, Polen, Italien, und Irland bestehen bereits entsprechende Kapazitätsmärkte. In mehreren europäischen Ländern wird derzeit die Einführung solcher Mechanismen diskutiert; so planen beispielsweise Frankreich und Spanien die Einführung eines zentralen Kapazitätsmarkts für das kommende Jahr.

Hohe Hürden bis zum Ziel 

Die Einführung eines solchen Mechanismus ist komplex und erfordert Vorlauf für Design, Genehmigung und Implementierung. Ein Kapazitätsmarkt darf in der EU nur eingeführt werden, wenn eine Analyse zum Stand der Versorgungssicherheit – auf EU-Ebene das European Resource Adequacy Assessment (ERAA) und auf nationaler Ebene der Versorgungssicherheitsbericht Strom – nachweist, dass der nationale Versorgungsstandard nicht eingehalten werden kann. In Deutschland liegt dieser Standard bei maximal 2,77 Stunden nicht versorgter Last pro Jahr. Aktuell liegt die tatsächliche Ausfallzeit mit rund 12 Minuten pro Endverbraucher deutlich darunter, was die hohen Anforderungen an eine Einführung unterstreicht. Dennoch besteht ein hoher Handlungsdruck, da der Ausbau erneuerbarer Energien und der gleichzeitige Rückbau konventioneller Kraftwerke die Versorgungslage verschärfen.

Ein zentraler Kapazitätsmarkt ermöglicht eine präzise Steuerung von Ausschreibungen – sowohl hinsichtlich der benötigten Kapazitätsmengen als auch der technologischen Anforderungen. Das erhöht die Verlässlichkeit des Stromsystems und senkt das Risiko kritischer Netzsituationen. Außerdem werden verlässliche Investitionsbedingungen ermöglicht: Langfristige Kapazitätsverträge bieten stabile Zahlungen und machen Investitionen in neue Kapazitäten kalkulierbarer. Mit einer regionalen Komponente können gezielt dort Anreize gesetzt werden, wo neue Kapazitäten den größten Systemnutzen bringen – als Hochfahrpotential für Redispatch-Maßnahmen oder zur netzdienlichen Integration neuer Lasten wie Elektrolyseure und Speicher.  

Nicht zuletzt bietet ein zentraler Mechanismus regulatorische Sicherheit. Er ist mit dem EU-Rechtsrahmen vereinbar und wurde bereits in anderen Mitgliedstaaten erfolgreich implementiert. Der im Juni 2025 veröffentliche EU-Rechtsrahmen CISAF sieht als Zielmodell nun explizit einen zentral organisierten Mechanismus vor.

Transparenz schafft Akzeptanz

So bilden ERAA und nationale Berichte heute die zentrale fachliche Grundlage für das „Ob“. Belgien hat seinen Kapazitätsmarkt nach intensiver beihilferechtlicher Prüfung der EU-Kommission verabschiedet. Grundlage waren sowohl ERAA als auch ein nationaler Adäquanzbericht mit öffentlicher Konsultation. Ein solches Verfahren soll sicherstellen, dass der Mechanismus technologieoffen, diskriminierungsfrei und wettbewerbskonform ausgestaltet ist.  

Ein häufig geäußerter Kritikpunkt an Kapazitätsmärkten ist, dass Sicherheitsbedarfe von Übertragungsnetzbetreibern zu hoch angesetzt würden. Bei der Frage der Dimensionierung können wir aus Belgien lernen, wie durch öffentliche Konsultationen zur Dimensionierung Transparenz geschaffen werden kann.