Andreas Fischer

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Aktuelle Entwicklungen # Die Strategische Reserve in Schweden war seit dem Jahr 2003 aktiv1 und ist mit 15. März 2025 ausgelaufen2. Ende Juli 2025 hat die Europäische Kommission eine neue Strategische Reserve um insgesamt 300 Mio. € genehmigt, die bis 2035 bestehen wird und allen Erzeugungsanlagen, Speichern und steuerbaren Lasten offen steht 3. Wie genau die neue Strategische Reserve ausgestaltet sein wird, ist noch unklar, da der Beschluss der Europäischen Kommission noch nicht im Beihilfegregister veröffentlicht wurde 3 4.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Europa im Überblick # Es gibt neun europäische Länder mit aktiven Kapazitätsmechanismen: Belgien, Finnland, Frankreich, Deutschland, Vereinigtes Königreich, Irland (SEM), Italien, Polen und Schweden. Drei von ihnen (Finnland, Deutschland und Schweden) haben strategische Reserven eingerichtet, während die sechs anderen Staaten marktweite Kapazitätsmechanismen unterhalten. Spanien und Portugal haben keinen aktiven Kapazitätsmechanismus, aber einige langfristige Altverträge (gezielte Kapazitätszahlungen) gelten noch.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Aktuelle Entwicklungen # Frankreich plant die Umstellung vom dezentralen auf einen zentralen Kapazitätsmarkt, der ab 2026 in Kraft treten und von EPEX betrieben werden soll 1. Der neue Kapazitätsmarkt soll folgende Merkmale aufweisen:

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Marktweiter Kapazitätsmechanismus mit zentralem Käufer # In Belgien ist seit 2021 ein marktweiter Kapazitätsmechanismus mit zentralem Käufer aktiv 1.

Versorgungssicherheit ist heute wichtiger denn je: Steigende Anteile erneuerbarer Energien, hohe Preisvolatilität und geopolitische Risiken stellen den Strommarkt vor große Herausforderungen. Kapazitätsmechanismen können hier den Energy-Only-Markt (EOM) ergänzen und langfristige Investitionsanreize für ausreichende Kapazitäten fördern, um eine zuverlässige Stromversorgung zu gewährleisten.

Diese Seite zieht Schlussfolgerungen zur Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen auf Basis zentraler Analysefelder: Investitions- und Verfügbarkeitsanreize, Effizienz und Systemkosten, Marktverzerrungen, Klima- und Technologieneutralität sowie europäische Wechselwirkungen. Sie diskutiert, wie das Missing-Money-Problem adressiert werden kann und welche Anforderungen sich daraus für Vertragslaufzeiten, Auktionsdesign und Sekundärmärkte ergeben. Die Bewertung betont, dass Kapazitätsmechanismen differenziert und kontextabhängig eingesetzt werden sollten, um Versorgungssicherheit und Marktstabilität effizient zu sichern.

Was macht einen Kapazitätsmechanismus erfolgreich? Damit Strom auch in Zukunft sicher und bezahlbar bleibt, braucht es geeignete Anreize und Strukturen im Energiesystem. Kapazitätsmechanismen spielen dabei eine zentrale Rolle. Sie helfen, systemische Knappheiten zu adressieren – sei es durch fehlende Erzeugungskapazität zu Spitzenzeiten oder durch einen Mangel an verfügbarer Energie über längere Zeiträume. Welche Aspekte dabei entscheidend sind, zeigt dieser Beitrag.

Kapazitätsmechanismen sind komplexe Instrumente zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Strommärkten. Sie bestehen aus einer Vielzahl ineinandergreifender Elemente, deren Ausgestaltung erheblich variiert. Diese Seite bietet einen systematischen Überblick über zentrale Gestaltungsaspekte wie das Auktionsdesign, die Definition und Zertifizierung von Kapazität, Derating-Faktoren sowie vertragliche Rahmenbedingungen. Darüber hinaus werden Fragen der Vergütungsstruktur, Kostenallokation und institutionellen Zuständigkeiten beleuchtet. Anhand konkreter Beispiele aus europäischen Ländern werden unterschiedliche Mechanismendesigns dargestellt, um ein besseres Verständnis für deren Aufbau, Funktionen und praktische Umsetzung zu ermöglichen.

Energy-Only-Märkte (EOM) basieren auf der Annahme, dass Versorgungssicherheit allein durch freie Preisbildung und daraus resultierende Investitionsanreize gewährleistet werden kann. Doch wie realistisch ist diese Annahme in der Praxis? Die folgenden Abschnitte erläutern zunächst, welche Voraussetzungen hierfür erfüllt sein müssten – und analysieren anschließend, in welchem Maße diese Bedingungen heute und zukünftig tatsächlich bestehen.

Ein reiner Energy-Only-Markt (EOM) kann Versorgungssicherheit gewährleisten – jedoch nur, wenn zentrale Marktbedingungen erfüllt sind. Diese Seite analysiert, welche ökonomischen Voraussetzungen bestehen müssen, damit Investitionen allein durch Marktpreise ausgelöst werden: vollkommener Wettbewerb, ausreichende Planungssicherheit sowie die Möglichkeit zur Bildung von Knappheitspreisen. Die theoretischen Grundlagen werden praxisnah eingeordnet und bewertet.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Im folgenden Abschnitt wird evaluiert, ob die Voraussetzungen eines reinen Energy-Only-Markt (EOM) aktuell und in der absehbaren Zukunft gegeben sind.

1. Kernfragestellung und methodischer Ansatz # Der folgende Abschnitt fokussiert auf die Frage, ob bestehende Kraftwerkskapazitäten im Setting eines Energy-Only-Markts ausreichend finanziert werden können. Ziel der Analyse ist somit ein ‚quantitativer Nachweis‘ des Missing Money auf historischer Basis für Österreich.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Marktweiter Kapazitätsmechanismus mit zentralem Käufer # Im Vereinigten Königreich wird seit 2014 eine zentralisierte Kapazitätsauktion durchgeführt 1.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Aktuelle Entwicklungen # Die spanische Regierung plant die Einführung eines zentralen Kapazitätsmarktes, der bis 2026 in Betrieb genommen werden soll 1 2. Der Kapazitätsmarkt wird die Teilnahme von Erzeugungsanlagen, Speichern und flexiblen Lasten ermöglichen 3. Die öffentliche Konsultation zu den Vorschlägen der Regierung fand zwischen Dezember 2024 und Ende Januar 2025 statt. Die nächsten Schritte umfassen die Auswertung der Konsultationsergebnisse, die Veröffentlichung des endgültigen Textes sowie die Beantragung der Genehmigung als staatliche Beihilfe bei der Europäischen Kommission 1 4.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Aktuelle Entwicklungen # Portugal verfügt derzeit über keinen aktiven Kapazitätsmechanismus. Im Nationalen Bericht zur Angemessenheit der Ressourcen (NRAA) 2024 wurde jedoch ein Versorgungssicherheitsproblem festgestellt. Der portugiesische Übertragungsnetzbetreiber REN (Redes Energéticas Nacionais) und die Generaldirektion für Energie und Geologie DGEG (Direção-Geral de Energia e Geologia) sprechen sich daher erstmals gemeinsam für die Einführung eines Kapazitätsmechanismus aus, um die Stillegung der bestehenden CCGTs zu vermeiden 1.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Marktweiter Kapazitätsmechanismus mit zentralem Käufer # Um Brownouts und wirtschaftliche Verluste zu vermeiden, führte Polen 2018 einen zentralisierten Kapazitätsmarkt ein, der sich an den Lösungen des Vereinigten Königreichs orientiert, aufgrund der Ähnlichkeiten in ihren Energiemärkten, einschließlich eines großen Anteils an kohlenstoffbasierten Kraftwerken und einer einheitlichen Marktstruktur mit einem einzigen ÜNB. Dieser Kapazitätsmarkt zielt darauf ab, die mittel- und langfristige Energiesicherheit auf wirtschaftlich gerechtfertigte, nicht diskriminierende und nachhaltige Weise zu gewährleisten. Während der polnische Mechanismus Fragen zur Ressourcenangemessenheit adressiert, wird jedoch kritisiert, dass er nicht genügend Investitionsanreize für neue Kapazitäten bietet und wirtschaftlich ineffiziente, alte Kohlekraftwerke erhält, wodurch die notwendige Dekarbonisierung des Stromsystems verzögert wird. Die Hauptnutznießer waren bestehende Anlagen, und der Markt hat es nicht geschafft, Investitionen in neue Stromerzeugungseinheiten anzuregen. 1.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Ausschreibungen für neue Kapazitäten (Tender für Marktprämien) # Ausschreibung # Im April 2024 kündigte der kroatische Energiemarktbetreiber HROTE Pläne an, eine öffentliche Ausschreibung zur Unterstützung der Erzeugung von 607 MW Strom aus erneuerbaren Quellen durch Marktprämien durchzuführen. HROTE gab einen öffentlichen Aufruf zur Einreichung von Angeboten heraus, in dem die Bedingungen für die Teilnahme an dieser Ausschreibung festgelegt wurden. Das Ausschreibungsverfahren war sechzig Tage lang geöffnet 1.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Aktuelle Entwicklungen # Um die Integration von 98 GW erneuerbarer Energien bis 2030 zu ermöglichen, sind vor allem großskalige Energiespeicher erforderlich, wie aus Italiens nationalem Energie- und Klimaplan (NECP) hervorgeht. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wird dabei vor allem in Süditalien und auf den Inseln stattfinden, während der Verbrauchsschwerpunkt in Norditalien liegt. Da die Übertragungskapazitäten bislang nicht ausreichen und die Entwicklung der erforderlichen Speicherprojekte aufgrund hoher Investitionskosten in diesem kurzen Zeithorizont bis 2030 unsicher ist, führt Italien zusätzlich zu seinem bestehenden Kapazitätsmechanismus einen Fördermechanismus für eigenständige Speicher ein. Der Fokus der neuen Speicherprojekte soll dabei - im Gegensatz zu den Batterieprojekten im Rahmen des Kapazitätsmechanismus - auf einer langfristigen Energiespeicherung liegen. Im Rahmen des Kapazitätsmechanismus wurden bisher vor allem kurzfristige Batteriespeicher, deren mittlere Speicherdauer bei vier Stunden liegt, beanreizt. Außerdem wurde durch den Kapazitätsmechanismus nicht die benötigte Menge an neuen Speicherprojekten beanreizt um Italiens Ziel von zusätzlichen 71 GWh an Speicherkapazität bis 2030 zu erreichen 1.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Marktweiter Kapazitätsmechanismus mit zentralem Käufer # Ausschreibung # Teilnehmer an einer Kapazitätsauktion reichen Gebote ein, in denen die Menge der Kapazität (MW) und der gewünschte Preis (£/€) spezifiziert sind. Die Auktion ist wettbewerbsorientiert und bevorzugt effiziente und kostengünstige Kapazität 1. Aufgrund von Übertragungsbeschränkungen gibt es kapazitätsbezogene Zwänge für die gesamte Insel sowie standortbezogene Kapazitätsbeschränkungen und damit verbundene Mindestanforderungen an die MW für bestimmte Standorte. Diese Mindestanforderungen basieren auf Analysen des TSO und werden von den Regulierungsbehörden genehmigt, wodurch eine Nachfragekurve entsteht, die an verschiedene Faktoren angepasst ist 1. Die Auktion findet auf der speziell entwickelten CMP statt. Die Angebotsabgabe beginnt eine Woche vor der Auktion und endet zwei Stunden davor. Es wird ein verdecktes Bietverfahren mit einem einheitlichen Clearing-Preis verwendet, wobei Preisobergrenzen auf 150 % des CONE festgelegt sind und bis zu fünf Preis-Mengen-Paare pro qualifizierter Kapazität zulässig sind. Die Einheiten unterliegen den genehmigten Angebotspreisobergrenzen, die während der Qualifikation für sie festgelegt wurden: für die meisten bestehenden Kapazitäten gilt die vordefinierte Preisobergrenze für bestehende Kapazitäten, neue Kapazitäten und DR-Einheiten können bis zur Auktionspreisobergrenze bieten; außerdem gibt es Einheiten, denen spezifische Obergrenzen vom Regulierer zugewiesen wurden 1. Nach der Angebotsabgabe verwenden die Systembetreiber eine spezielle Auktionssoftware, um den kostengünstigsten Kapazitätsmix zu finden, der die Nachfrage- und Standortanforderungen erfüllt. Der Auktions-Clearing-Preis ergibt sich, wenn die Angebotskurve auf die Nachfragekurve trifft. Kapazitäten, die aufgrund von Standortanforderungen erfolgreich in der Auktion sind, beeinflussen den Auktions-Clearing-Preis nicht. Erfüllte Angebote erhalten den höheren Wert aus ihrem Angebotspreis und dem Auktions-Clearing-Preis 1. Auktionen werden vier Jahre (T-4) vor dem Lieferjahr abgehalten, mit zusätzlichen Auktionen nach Bedarf (T-1, T-2).

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Strategische Reserve # Ausschreibung # Finnland hat der Kommission einen finnischen Kapazitätsmechanismus in Höhe von 150 Millionen Euro in Form einer strategischen Reserve gemeldet. Die Maßnahme zielt darauf ab, ein Gleichgewicht zwischen Stromnachfrage und -angebot während Spitzenverbrauchszeiten in Finnland sicherzustellen 1. Das strategische Reservemodell lief im Juli 2022 aus und wurde durch ein neues Modell ersetzt, das bis 2032 in Kraft sein wird. Die erste Auktion des neuen Modells fand im Sommer 2022 statt und vergab keine Kapazitäten (jedoch blieb die Kapazität, die an der Auktion teilgenommen hatte, im Energiemarkt verfügbar). Im Allgemeinen ist der Ausschreibungsprozess transparent, diskriminierungsfrei und wettbewerblich, wobei die Begünstigten auf der Grundlage von Angeboten um die geringste Höhe der Unterstützung pro MW Kapazität konkurrieren (unter Berücksichtigung technischer und umweltbezogener Aspekte wie Flexibilität der Einheiten und CO2-Emissionen) 1.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Aktuelle Entwicklungen # Die erste Ausschreibung für die Strategische Reserve fand im Jahr 2019 1 2 statt und wird seit dem Winterhalbjahr 2020/2021 außerhalb des Strommarkts vorgehalten3. Derzeit wird in Deutschland die Einführung eines Kapazitätsmarktes geplant, der bis 2028 operativ sein soll 4. Die 2024 zerbrochene Ampelkoalition bestehend aus SPD, FDP und Grünen hat sich dabei für einen kombinierten Kapazitätsmarkt bestehend aus zentralen und dezentralen Elementen ausgesprochen. Ob die neue deutsche Bundesregierung bestehend aus CDU, CSU und SPD diesen Weg fortsetzt bleibt abzuwarten. Laut einer ersten Einschätzung von Frontier Economics erscheint es unwahrscheinlich, dass die Bundesregierung am kombinierten Modell festhält und sieht die Einführung eines zentralen Kapazitätsmarkts nach belgischem oder britischem Vorbild als wahrscheinlicher 5. Weiters diskutiert die deutsche Bundesregierung den Einsatz der Strategischen Reserve zur Stabilisierung der Strompreise zusätzlich zur Vermeidung von Versorgungsengpässen 6.

Um ausreichende Kapazitäten für eine zuverlässige Stromversorgung sicherzustellen, wurden verschiedene Arten von Kapazitätsmechanismen entwickelt. Allgemein unterscheidet man zwischen gezielten Mechanismen (z. B. strategische Reserven), die nur ausgewählte Kraftwerke umfassen, und marktweiten Mechanismen, an denen alle Kapazitätsanbieter teilnehmen können. Zusätzlich lässt sich differenzieren, ob bei diesen Mechanismen der Preis oder die Kapazitätsmenge zentral festgelegt wird, während sich der jeweils andere Faktor am Markt bildet. Dieser Abschnitt bietet eine detaillierte Übersicht über die verschiedenen Arten, ihre Funktionsweise und die jeweiligen Vor- und Nachteile.

Zielgerichtete Unterstützungsprogramme ermöglichen die gezielte Förderung bestimmter Technologien – etwa erneuerbare Erzeugung, Speicher oder Nachfrageflexibilität. Sie verbinden Marktnähe mit planbarer Unterstützung und ergänzen Kapazitätsmechanismen punktuell.

Unterbrechbarkeitsregelungen ermöglichen eine kurzfristige Reduktion industrieller Lasten zur Stabilisierung des Stromnetzes. Großverbraucher stellen ihre Nachfrage flexibel bereit und können bei Netzengpässen auf Anforderung vom Netz genommen werden.

Strategische Reserven dienen der Versorgungssicherheit in Knappheitssituationen und werden außerhalb des Strommarkts vorgehalten. Typischerweise befinden sich in einer strategischen Reserve Anlagen, die wirtschaftlich nicht mehr rentabel sind und andernfalls bereits stillgelegt worden wären.

Ein Dienst oder eine Strategie, die den Stromverbrauch während Spitzenlastzeiten reduziert, typischerweise durch Lastmanagement oder DR Techniken.

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Obwohl sich dieser Bericht auf die EU bezieht, wollen wir darauf hinweisen, dass dies die Hauptart von Kapazitätsmechanismen ist, die in den USA verwendet wird (PJM, NE-ISO usw.).

Wir arbeiten gerade an diesem Artikel. Informationen können unvollständig oder teilweise inkorrekt sein. Fehler oder fehlende Details kannst Du direkt per GitHub Issue melden. Dezentrale Kapazitätsmärkte verpflichten Stromversorger und Großverbraucher, ihren Bedarf an gesicherter Leistung eigenständig zu decken. Sie fördern Wettbewerb und technologische Vielfalt, stellen aber hohe Anforderungen an Koordination, Markttransparenz und Überwachung.

Leistbarkeitsptionen ermöglichen es, Verbrauchern hohe Strompreise zu ersparen, indem Erzeuger ihre Spitzengewinne abgeben und dafür im Gegenzug regelmäßige Zahlungen erhalten. Der Mechanismus verbindet soziale Entlastung mit Planungssicherheit für Anbieter.

Verträge zwischen Stromerzeugern und Käufern (wie Versorgungsunternehmen, Unternehmen oder Regierungen), bei denen der Erzeuger zustimmt, eine bestimmte Menge Strom zu einem vorher festgelegten Preis über einen längeren Zeitraum zu verkaufen, der oft zwischen 10 und 20 Jahren liegt.

Der kombinierte Kapazitätsmarkt (KKM) ist ein theoretischer Mechanismus zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit, der Elemente des zentralen und dezentralen Kapazitätsmarkts verbindet. Ziel ist es durch Kombination der Vorteile beider Einzelansätze, sowohl langfristige Investitionsanreize für neue steuerbare Kapazitäten zu schaffen, als auch das dezentrale Wissen der Stromnachfrageseite zu nutzen, um Systemeffizienz und Anpassungsfähigkeit zu erhöhen.

Kapazitätsabonnements geben Verbrauchern die Möglichkeit, ihr gewünschtes Maß an Versorgungssicherheit zu wählen – ähnlich wie bei Versicherungen. Durch feste Verträge erhalten sie Energie auch in Engpässen, während Anbieter Planungssicherheit gewinnen.

Gezielte Kapazitätszahlungen setzen auf finanzielle Anreize für bestimmte Anlagen, um spezifische Probleme zu lösen, wie etwa die Unterstützung erneuerbarer Energien, die Erleichterung der Schließung von Kohlekraftwerken und die Stärkung der Betriebsreserven.

Contracts for Difference (CfD) erhöhen die Planungssicherheit der Produzenteneinnahmen, indem sie Marktpreisabweichungen ausgleichen: Liegt der Marktpreis unter dem Vertragspreis, zahlt der vertragspartner die Differenz – liegt er darüber, fließt die Differenz vom Produzenten zurück.

Ausschreibungen für neue Kapazitäten fördern gezielt Investitionen in zusätzliche Kapazität zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit. Sie ermöglichen eine wettbewerbliche, staatlich gesteuerte Vergabe neuer Projekte – mit Planungssicherheit, klaren Vorgaben und stabilen Erlösmodellen.