Strommarktdesign

Ein Zentraler Kapazitäts­markt für die Versorgungs­sicherheit 

Die Energiewende verändert die Anforderungen an die Versorgungssicherheit grundlegend. Während der Anteil erneuerbarer Energien wächst, gehen mit dem Kohleausstieg gesicherte Erzeugungskapazitäten vom Netz.

Mit dem Stromversorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) reagiert die Politik darauf: Der gezielte Neubau von Langfristkapazitäten mit regionaler Steuerung sowie der schrittweise Aufbau eines zentralen Kapazitätsmarkts schaffen Investitionsanreize und stellen sicher, dass gesicherte Leistung auch künftig dort verfügbar ist, wo sie im System gebraucht wird.

Versorgungssicherheit

Status Quo in Deutschland

Veränderte Rahmenbedingungen für die Versorgungssicherheit in Deutschland

Während der Anteil wetterabhängiger erneuerbarer Energien wie Wind- und Solarstrom stetig wächst, sinkt gleichzeitig die gesicherte konventionelle Erzeugungskapazität – etwa durch den Rückbau von Kohlekraftwerken. Diese Entwicklung macht deutlich, wie entscheidend verfügbare, gesicherte Leistung in Zeiten hoher Stromnachfrage ist, zum Beispiel an kalten, trüben Wintertagen mit geringer Einspeisung aus Wind und Sonne. In solchen Situationen – etwa bei einer sogenannten Dunkelflaute – müssen flexible Erzeugungsanlagen wie moderne Gaskraftwerke oder Biogasanlagen kurzfristig einspringen, um die Stromversorgung stabil zu halten und Versorgungslücken zu vermeiden.

Bis 2035 steigt die marktliche Versorgungslücke auf bis zu 97 Stunden pro Jahr

Diese veränderten Rahmenbedingungen spiegeln sich auch in den jüngsten Bewertungen zur Versorgungssicherheit wider. Der European Resource Adequacy Assessment (ERAA) 2025 bewertet die Versorgungssicherheit probabilistisch und zeigt: Für 2035 liegt die erwartete Loss of Load Expectation (LOLE) für Deutschland zwischen 24 und 97 Stunden im Jahr. LOLE bedeutet nicht automatisch Stromausfälle, sondern weist auf rechnerische Unterdeckungen hin. Zusätzliche Reserven stützen das System – insbesondere die Netz- und Kapazitätsreserve. Allerdings sind viele Reservekraftwerke alt, es gibt Personalengpässe und ihre Verfügbarkeit ist immer wieder durch notwendige Revisionen begrenzt.  

An der Dunbkelflaute entscheidet sich die Versorgungssicherheit

Nur mit dem schnellen Zubau wasserstofffähiger Gaskraftwerke kann der Kohleausstieg gelingen. Aus Systemsicht sollte der Schwerpunkt des Zubaus im netztechnischen Süden liegen – um Redispatchkosten zu senken, die Netzstabilität zu stärken und Engpässe zielgenau zu entschärfen. Maßstab für die Verortung zusätzlicher gesicherter Leistung sind die Analysen der vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), die den Bedarf unter Systemaspekten ausweisen.  

Das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) bringt Kraftwerksstrategie und Adhoc‑Kapazitätsmarkt

Die Bundesregierung reagiert auf die aktuelle Entwicklungen mit einem zweistufigen Ansatz, das 2026 im StromVKG verankert wird: 2026 soll zunächst im Rahmen der Kraftwerksstrategie und eines Adhoc‑Kapazitätsmarkts schnell neue gesicherte Leistung ausgeschrieben werden („Schnellboot“). Ab 2027 folgt der Übergang in einen langfristig angelegten zentralen Kapazitätsmarkt. 

Mit dem StromVKG liegt erstmals ein konkreter gesetzlicher Rahmen für den Einstieg in einen zentralen Kapazitätsmarkt vor. Damit ist ein wichtiger Schritt getan. Entscheidend ist nun, den Kapazitätsmarkt praxistauglich, systemdienlich und kosteneffizient auszugestalten.

Forderungen

Was jetzt politisch gefragt ist

  1. Verlässliche und rechtssichere Umsetzung

    Der Kapazitätsmarkt muss verlässliche Rahmenbedingungen für Investitionen schaffen und gleichzeitig effizient in den bestehenden Strommarkt integriert werden. Ausschreibungsdesign, Pflichten und Kontrollmechanismen sollten klar, konsistent und langfristig planbar sein.

  2. Gesicherte Finanzierung der Umsetzungsaufgaben

    Die Aufgaben zur Umsetzung des Kapazitätsmarkts – etwa Ausschreibungen, IT‑Plattformen und administrative Prozesse – sind vom Bund an die ÜNB übertragene Aufgaben. Die dafür entstehenden Kosten müssen von Beginn an vollständig erstattet und im Gesetz rechtssicher verankert werden.

  3. Südbonus für die gesamtvolkswirtschaftliche Effizienz wichtig 

    Die regionale Verortung der Langfristkapazitäten – mit zwei Drittel der Anlagen im netztechnischen Süden – ist zentral für die Versorgungssicherheit und die volkswirtschaftliche Effizienz. Gesicherte Leistung sollte dort entstehen, wo sie systemisch benötigt wird, um Netzengpässe zu reduzieren, Redispatch‑Kosten zu senken und bestehende Reservemechanismen schrittweise abzulösen.

  4. Neubau von Langfristkapazitäten gezielt voranbringen

    Zur Absicherung längerer Knappheitssituationen – wie z. B. einer Dunkelflaute – braucht es den Neubau von Langfristkapazitäten. Das sind vielfach Kraftwerke. Speicher haben laut einer Studie von Enervis (2025) heute im Durchschnitt eine Speicherdauer von unter zwei Stunden und können zum Beispiel keine länger andauernden Dunkelflauten abfedern. Sie können umgekehrt für kürzere Knappheitssituationen Versorgungssicherheit absichern. Deshalb ist es gut, dass der anschließende Adhoc-Kapazitätsmarkt technologieoffen gestaltet ist.

  5. Synergien für Systemstabilität nutzen

    Der Kapazitätsmarkt sollte neben Versorgungssicherheit auch zur Systemstabilität beitragen. Da mit dem Rückgang von Kraftwerken mit Synchrongeneratoren zentrale Netzstabilitätsfunktionen nicht mehr automatisch verfügbar sind, steigt entsprechend der Bedarf an nichtfrequenzgebundenen Systemdienstleistungen, wie Momentanreserve. Deshalb begrüßen wir die im Gesetz aufgenommenen Anforderungen zur Momentanreserve-Erbringung bei den 15-Jahresverträgen.

Kapazitätsmechanismus

Stromversorgung langfristig sichern

Hauptschaltleitung Warte Wendlingen

Kapazitätsmechanismen – Schlüssel für eine sichere Stromversorgung in Europa

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.

Es braucht einen zentralen Kapazitätsmarkt

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.

Landschaft der Kapazitätsanbieter

Funktionsweise

Wie funktioniert ein zentraler Kapazitäts­mechanismus?

1

Produkt

Im Kapazitätsmarkt stellt das Produkt die sicher verfügbare Kapazität in Knappheitssituationen dar. Es handelt sich nicht um die Stromproduktion an sich, sondern um die Verpflichtung, Kapazitäten verfügbar zu halten. Als Gegenleistung erhalten Kapazitätsanbieter eine Kapazitätszahlung.

2

Teilnehmerkreis

Grundsätzlich teilnahmeberechtigt sind alle Technologien, etwa Erzeugungsanlagen, Speicher und Lasten sowie ausländische Kapazitäten.

3

Bedarfs-festlegung

Als zentraler Akteur im Energiesystem könnten beispielsweise die Übertragungsnetzbetreiber den Bedarf an gesicherter Leistung und Kapazitäten auf Basis probabilistischer Modelle ermitteln.

4

De-Rating

Nicht jede Anlage trägt im gleichen Maß zur Versorgungssicherheit bei. Deshalb wird im Kapazitätsmarkt jede teilnehmende Kapazität mit einem sogenannten De-Rating-Faktor bewertet. Dieser gibt an, wie viel gesicherte Leistung eine Anlage im Verhältnis zu ihrer installierten Leistung tatsächlich in Knappheitssituationen  bereitstellen kann – abhängig von Technologie, Standort, Jahreszeit und Systemkontext.

Beispiel: Eine PV-Anlage hat bei Dunkelflaute einen geringeren Beitrag als ein Gaskraftwerk – und erhält daher einen niedrigeren De-Rating-Faktor.

5

Beschaffung

Kapazitäten werden wettbewerblich über Auktionen beschafft. Die Beschaffung kann in mehreren Stufen erfolgen. Ein Teil des Bedarfs kann langfristig beschafft werden, um Investitionen in Neuanlagen zu ermöglichen. Der Rest kann kurzfristig beschafft werden.

6

Verfügbarkeits-verpflichtung und Monitoring

Anbieter müssen ihre „de-rated capacity“ in Knappheitssituationen bereitstellen. Die physische Verfügbarkeitskontrolle sollte Pönalen bei Nichterfüllung beinhalten. Ein Preisauslöser kann beispielsweise als Trigger – wie im belgischen Modell – die Verfügbarkeitskontrolle auslösen. Wird dann festgestellt, dass ein Anbieter seine Verpflichtung nicht erfüllt, greift die Pönale.

Ein Sekundärmarkt ermöglicht den Handel von Verfügbarkeits­verpflichtungen.

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    Marina SchmidNationale Politik
    Marktdesign, Redispatch 3.0, Anreize für gesicherte Leistung    marina.schmid@transnetbw.de+49 711 21858 3829

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