Kapazitätsmärkte: Was Berlin von Europa lernen kann

Hamm (energate) - Während die Bundesnetzagentur die erste deutsche Kapazitätsauktion gestartet hat, wartet die Bundesregierung noch auf das entscheidende grüne Licht aus Brüssel. Ein Blick ins europäische Ausland zeigt, dass Deutschland bei der Sicherung seiner Stromversorgung weder allein dasteht noch eine Vorreiterrolle einnimmt. Die europäischen Ansätze unterscheiden sich in Tempo, Rechtsgrundlage und Reifegrad erheblich. Das zeigt eine energate-Auswertung verschiedener Kapazitätsmärkte in Europa. Deutlich wird: Deutschland geht trotz aller Beteuerungen der Großen Koalition einen Sonderweg.

Gleiche Diagnose, gleiche Lösung

In allen betrachteten Ländern lautet der Befund ähnlich. Der Anteil von Wind- und Solarstrom wächst zügig, steuerbare fossile Kraftwerke schließen, während die Nachfrage durch die Elektrifizierung von Industrie, Wärme und Verkehr perspektivisch ansteigt. Der reine Energy-Only-Markt liefert allein nicht mehr ausreichend Investitionssicherheit, da Erlöse fast vollständig von unsicheren Knappheitsstunden abhängen. Die Lösung in Spanien, Tschechien, Frankreich, den Niederlanden und Deutschland ist daher dieselbe: die Schaffung eines Kapazitätsmarkts - und keine strategische Reserve.

Rechtlich bewegen sich alle Mitgliedstaaten innerhalb des EU-Rahmens. Die Strommarktverordnung verlangt vor jedem Eingriff eine nachgewiesene Angemessenheitslücke. Die Richtlinien für staatliche Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen (KUEBLL) bilden hierfür die klassische Basis. Zudem bietet der Beihilferahmen für den Deal für eine saubere Industrie (CISAF) Ländern, die einen festen Kriterienkatalog erfüllen, ein beschleunigtes Prüfverfahren an.

Genehmigungstempo höchst unterschiedlich

Tschechien hat als erstes Land vollständig auf das neue CISAF-Zielmodell gesetzt, die EU-Kommission hat das tschechische Modell am 16. Juli genehmigt. Tschechien schafft demnach einen marktweiten, wettbewerblichen Mechanismus, der offen für Bestands- und Neuanlagen ist. Die Ausschreibungen sind für Speicher geöffnet und ermöglichen grenzüberschreitende Kapazitäten und Lastabsenkung. Die Vertragslaufzeiten gelten für bis zu 15 Jahre und einen Lieferbeginn ab Ende 2030. Spanien plant seinen Kapazitätsmarkt nach belgischem Vorbild mit zentralen Ausschreibungen. Anfang Juni hatte Brüssel das Konzept als beihilferechtlich konform genehmigt.

Frankreich hingegen hat seinen seit 2016 bestehenden Mechanismus umgebaut, von einem dezentralen auf einen zentralen Markt. Der Übertragungsnetzbetreiber RTE richtet die Ausschreibungen aus und orientiert sich dabei an einem von der EU-Regulierungsbehörde Acer gebilligten Zuverlässigkeitsstandard. Die EU-Kommission hat das französische Modell Ende 2025 genehmigt.

Die Niederlande stehen dagegen erst am Beginn dieses Prozesses. Mitte Juni 2026 informierte die Regierung das Parlament über die geplante Einführung eines marktweiten Kapazitätsmechanismus, nachdem Gutachten den volkswirtschaftlichen Nettonutzen gegenüber einer reinen Reserve bestätigt hatten. Erste Auktionen sind dort frühestens für 2028 vorgesehen. Derzeit laufen die Überlegungen, wie die Ausschreibungen konkret aussehen sollen.

Deutschland hat sich bekanntermaßen für einen zweistufigen Weg entschieden. Das im Juli 2026 in Kraft getretene Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG) gilt explizit nur als "Frühkapazitätsmarkt" für das Zieljahr 2031. Ein umfassender Kapazitätsmarkt für die Jahre ab 2032 soll im kommenden Jahr gesetzlich geregelt werden. Rechtlich stützt sich das StromVKG primär auf die klassischen KUEBLL-Leitlinien, greift aber punktuell auf CISAF-Kriterien zurück.

Brüsseler Realität trifft Berliner Optimismus

Die europäischen Nachbarländer haben auf die Genehmigung ihres Kapazitätsmarktes dabei unterschiedlich lange warten müssen. Tschechien demonstriert den Best Case: Von der Kommissionsstellungnahme bis zur finalen Genehmigung im Juli 2026 vergingen lediglich vier Monate. Dieser Expresspfad gelang Prag jedoch nur, weil es strikt und ohne nationale Sonderregelungen das EU-Zielmodell übernahm. Frankreichs Reform benötigte unter den KUEBLL-Leitlinien rund zehn Monate. Komplexe nationale Mechanismen mit zahlreichen Sonderregeln - wie beispielsweise in Belgien - zogen sich in der Vergangenheit über eineinhalb bis zwei Jahre hin.

Deutschland geht an dieser Stelle einen Sonderweg: Weil Berlin nicht den reinen CISAF-Weg, sondern die längere KUEBLL-Route mit CISAF-Anleihen gewählt hat, wäre nach den Erfahrungen aus Belgien und Frankreich ein Verfahren von eineinhalb bis zweieinhalb Jahren keine Überraschung. Diese Sorge war auch aus dem Umfeld von Kraftwerksbetreibern zu hören. Zwar gibt es eine Grundsatzeinigung mit Brüssel über die Ausgestaltung des StromVKG, die Genehmigung steht aber weiterhin aus. Ein Kraftwerksbetreiber sagte gegenüber energate, dass es naiv sei, völlig sorgenfrei auf die ausstehende Genehmigung zu schauen. Trotz der Grundsatzeinigung habe es immer wieder unerwartete Wendungen zwischen Brüssel und Berlin gegeben.

Regulatorische Komplexität als Klagerisiko

Während das europäische Ausland lehrt, dass einfache, technologieoffene und marktweite Ansätze die geringsten juristischen Angriffsflächen bieten, tendiert Deutschland beim StromVKG zu hoher regulatorischer Komplexität. Nationale Detailvorgaben zur Wasserstoff-Readiness, verpflichtende Bereitstellungen von Momentanreserve für Großanlagen, regionale Südquoten sowie Resilienzkriterien könnten das Instrument und damit seine Genehmigung überfrachten. Eine Einschätzung, die auch mit dem Prozess vertraute Marktteilnehmer im Gespräch mit energate teilten.

Diese Komplexität schafft Rechtsrisiken. Der Branchenverband Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES) kündigte bereits eine Beschwerde bei der EU-Kommission an. Der Verband argumentiert, dass Speicher und dezentrale Flexibilitäten durch die konkrete Ausgestaltung der Verfügbarkeits- und Auktionsregeln gegenüber Gaskraftwerken benachteiligt würden. Formelle Beschwerden von Marktteilnehmern bei der Generaldirektion Wettbewerb zwingen die Kommission häufig zur Eröffnung eines förmlichen Prüfverfahrens. Ähnliche Streitpunkte gab es bei der Genehmigung in Prag und Paris, sie wurden dort aber vor der Genehmigung ausgeräumt. Kommt es tatsächlich zu einer offiziellen Beschwerde durch den BVES, könnte dies das Genehmigungsverfahren weiter verzögern und den Zeitplan vollends einfrieren.

Ungeklärte Finanzierung und das Brüsseler Nadelöhr

Politische Sprengkraft birgt auch die Refinanzierung. Während Frankreich und Tschechien die Kostenstrukturen klar verankert haben, hinterlässt Deutschland eine offene Flanke. Die Bundesregierung kalkuliert mit jährlichen Kosten von ein bis drei Milliarden Euro im Jahr 2031 und bis zu 2,3 Milliarden Euro jährlich in den Folgejahren, die über eine neue Umlage auf die Netzentgelte finanziert werden sollen. Dagegen regt sich Widerstand im Bundesrat: Die Länderkammer fordert eine durch den Haushalt finanzierte Lösung, um Industrie und Verbraucher nicht mit zusätzlichen Strompreiskosten zu belasten.

Eine politisch umstrittene Finanzierungsstruktur erzeugt jedoch dauerhafte Unwägbarkeiten für den Markt. Hinzu kommt, dass Deutschland den zulässigen Höchstwert auf 244.000 Euro/MW angehoben hat. Eine Entscheidung, die der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (BNE) scharf kritisierte. In Belgien freute sich die Regulierungsbehörde stattdessen Ende 2025 über geringere Kosten als angenommen.

Deutschlands Wette liegt darin, mit dem StromVKG als befristetem Frühkapazitätsmarkt schneller zu sein. Doch aufgrund der nationalen Sonderwünsche könnte der deutsche Kapazitätsmarkt nicht am politischen Willen, sondern am bürokratischen und juristischen Nadelöhr in Brüssel scheitern. /rh