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:
- Zentralisiertes System mit Kapazitätsverpflichtungen: RTE übernimmt künftig die zentrale Rolle als Vertragspartner und organisiert Auktionen zur Volumenbeschaffung (MW) für den Winterzeitraum (November–März). Die bezugschlagten Kapazitäten verpflichten sich vertraglich zu den Spitzenzeiten verfügbar zu sein und bekommen im Gegenzug eine gesicherte Prämie 2.
- 2 Hauptauktionen und ein sekundärer Marktplatz: Es finden zwei Hauptauktionen mit unterschiedlichen Vorlaufzeiten statt, eine langfristig (Jahre) vor dem Lieferzeitraum und eine kurzfristig (Monate) davor. Kapazitätsverpflichtungen sollen zudem auf einem sekundären Markt zwischen den Teilnehmern handelbar sein 2.
- Kostenumlage über Steuer: Die Auktionskosten werden über eine durch RTE erhobene Steuer auf Stromlieferanten und Endkunden, die ihren Bedarf direkt an der Strombörse kaufen, verteilt. Die Steuer ist dabei proportional zum jeweiligen Verbrauch in den Spitzenzeiten des Lieferzeitraums.2
- Integration des bestehenden AOLT-System: Das bestehende AOLT Kapazitäten werden als mehrjährige Vertragskapazitäten in das neue Modell integriert 2.
Versorger und große Endverbraucher müssen im neuen System keine Kapazitätsgarantien mehr vorhalten, sondern unterliegen einer Steuer, die auf ihren Verbrauch während der Spitzenlastzeit des Lieferzeitraums beruht. Jeder Netzbetreiber ist für die Zertifizierung der Kapazitäten in seinem Versorgungsgebiet verantwortlich (RTE für die Kapazitäten, die an das öffentliche Übertragungsnetz angeschlossen sind, und die ausländischen Kapazitäten, die VNB für die Kapazitäten, die an das öffentliche Verteilungsnetz angeschlossen sind).
Ausschreibungen für neue Kapazitäten (AOLT)#
Ausschreibung#
In Frankreich sind Ausschreibungen für neue Kapazitäten darauf ausgelegt, die Energiesicherheit zu gewährleisten und neue Investitionen in Erzeugungskapazitäten zu fördern. Daher gibt der für Energie zuständige Minister jedes Jahr eine Aufforderung zur Einreichung von Angeboten für neue Kapazitäten heraus, wenn ein Nutzen für das soziale Wohlergehen festgestellt wird. Dieser Prozess findet vier Jahre vor dem Lieferjahr statt und zielt darauf ab, Sichtbarkeit und einen stabilen Preis zu bieten, um neue Investitionen zu erleichtern 3.
Vergütung#
Der garantierte Preis, der am Ende jeder Ausschreibung festgelegt wird, dient als Referenzpreis für die vergebenen Verträge. Bieter, die Angebote unter dem garantierten Preis einreichen, werden ausgewählt und erhalten einen Differenzvertrag (CFD). Dieser Vertrag stellt über einen garantierten Preis eine stabile Vergütung für einen Zeitraum von sieben Jahren sicher. Während des Ausschreibungszeitraums erhalten erfolgreiche Bieter die Differenz, wenn der garantierte Preis den marktbestimmten Preis übersteigt. Umgekehrt muss der Bieter die Differenz zahlen, wenn der marktbestimmte Preis höher ist 3.
Teilnahme#
Berechtigte Erzeugungskapazitäten müssen bestimmte Kriterien erfüllen: Sie müssen sich in Frankreich befinden, dürfen nicht von bestehenden Unterstützungsmechanismen profitieren und dürfen keinen vorherigen Zertifizierungsanträgen oder Anschlussvereinbarungen unterliegen, bevor die Gewinner benannt werden. Außerdem muss eine neue Betriebsgenehmigung aufgrund einer Erhöhung der installierten Leistung um mindestens 20 % oder einer Änderung der primären Energiequelle vorliegen. Ebenso muss die berechtigte Lastreduzierungskapazität in Frankreich angesiedelt sein. Sie darf vor dem 29. Dezember 2028 nicht von der Vergütung für Lastreduzierungen in Marktmechanismen profitiert haben oder muss ihre Vertragsleistung seit der letzten Teilnahme vor diesem Datum um mindestens 20 % erhöht haben. Sie darf nicht mehr als sechs Jahre Vergütung aus Nachfragereaktion oder neuen Kapazitätsausschreibungen erhalten haben und sollte nicht von Unterstützungsmechanismen profitieren. Darüber hinaus dürfen die Bieter nur ein einziges Lastreduzierungskapazitätsprojekt vorschlagen 3.
Ausschreibungen für Lastmanagement (AOE)#
Der französische Lastmanagement-Ausschreibungsmechanismus („Appel d’Offres Effacement“, AOE) ist ein staatlich reguliertes Förderinstrument zur Unterstützung nachfrageseitiger Flexibilitätsressourcen. Seit seiner Einführung 2018 ergänzt er den allgemeinen Kapazitätsmechanismus, um flexible Verbrauchseinheiten wirtschaftlich tragfähig zu machen und so die Versorgungssicherheit zu stärken. Seit 2020 sind nur noch dekarbonisierte Flexibilitätsoptionen förderfähig. Ziel ist es, durch verlässliche Lastverschiebung und -reduktion Verbrauchsspitzen abzufedern und Investitionen in CO₂-intensive Reservekapazitäten zu vermeiden. Die Förderung kleiner, verteilter Verbrauchergruppen unterstützt zugleich die Dezentralisierung des Stromsystems. Geplant ist die Laufzeit des AOEs aktuell bis zur angestrebten Reform des bestehenden Kapazitätsmechanismuses in Q1/2026.
Ausschreibung#
Die Ausschreibungen werden jährlich vom französischen Energieministerium initiiert und vom Übertragungsnetzbetreiber RTE durchgeführt. Teilnahmeberechtigt sind alle Verbrauchseinheiten in Frankreich – von einzelnen Industrie- oder Gewerbestandorten bis zu Aggregatoren, die kleinere Lasten bündeln. Grundsätzlich werden zwei Formen des Lastmanagements unterschieden. Bei der expliziten Laststeuerung („effacement explicite“) verpflichten sich Anbieter, eine zuvor definierte Verbrauchsreduktion auf Abruf aktiv umzusetzen. Die zweite Form, die Lastreduktion im Rahmen eines Stromliefervertrags („effacement indissociable de la fourniture“), basiert auf flexiblen Tarifen, die Kunden dazu anregen, ihren Verbrauch eigenständig bei hohen Strompreisen zu reduzieren oder zeitlich zu verschieben. Beide Varianten unterscheiden zwischen kleinen (≤ 1 MW) und großen (> 1 MW) Verbrauchern. Für kleinere Verbraucher sind Mehrjahresverträge bis zu zehn Jahren möglich, was Investitionen in Steuerungstechnik fördert. Die Aktivierung erfolgt an von RTE angekündigten Spitzentagen, an denen die Anbieter die vereinbarte Reduktion erbringen und technisch nachweisen müssen 4.
Vergütung#
Die im (AOE) bezuschlagten Kapazitäten erhalten eine zusätzliche Vergütung zum regulären Erlös aus dem Kapazitätsmarkt. Grundlage ist ein Differenzvertrag (CfD) in einem pay-as-clear-Auktionsverfahren: Die Anbieter geben Gebote in €/kW für die Bereitstellung ihrer Flexibilität ab. Wird ihr Angebot bezuschlagt, erhalten sie die Differenz zwischen ihrem Gebotspreis und dem marktbestimmten Kapazitätspreis, falls Letzterer niedriger ist. Umgekehrt reduziert sich die Zahlung bei höheren Marktpreisen entsprechend 5.
Teilnahme#
Teilnahmeberechtigt sind ausschließlich flexible Verbrauchseinheiten und Speicheranlagen in Frankreich, die ohne fossile Brennstoffe betrieben werden und zuvor im Kapazitätsmechanismus zertifiziert wurden. Ausgeschlossen sind Einheiten, die in den letzten zwölf Monaten regulierte Laststeuerungstarife (z. B. TEMPO oder EJP) genutzt haben, Anlagen mit anderen staatlichen Förderungen sowie Einheiten, die ihre maximale Teilnahmezeit überschritten haben (6 Jahre für kleine, 4 Jahre für große Verbraucher). Anlagen mit unterbrechbaren Lasten sowie solche, die ihre Lastreduktion durch Eigenerzeugung aus konventionellen Technologien (z. B. Diesel- oder Biokraftstoffgeneratoren) kompensieren, sind ebenso von der Teilnahme ausgeschlossen. Geförderte Kapazitäten müssen zusätzlich am allgemeinen Kapazitätsmarkt teilnehmen und dort ihre Verfügbarkeit nachweisen 6. So wird sichergestellt, dass (AOE)-geförderte Flexibilitäten konventionelle Kapazitäten ersetzen und damit zur Begrenzung der Gesamtsystemkosten beitragen.
Unterbrechbarkeitsregeln#
In Frankreich wurde die minimale förderfähige Kapazität und die Mindestgebotsgröße 2023 auf bis zu 10 MW gesenkt. Ab 2024 wird das Interruptibilitätsprogramm im Rahmen eines Experiments auf Mittelspannungsstandorte ausgeweitet, mit der Möglichkeit der Aggregation bis zu einer Grenze von 100 MW 7.
Marktweiter Kapazitätsmechanismus mit dezentralem Käufer#
In Frankreich sind Stromlieferanten, große Verbraucher sowie der Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, Kapazitätsnachweise in dem Umfang zu beschaffen, der ihrem Beitrag zur Systemspitzenlast entspricht. Diese Kapazitätsgarantien werden an Betreiber von Erzeugungsanlagen oder Demand Response-Ressourcen vergeben – abhängig von deren Verfügbarkeit während Spitzenlastzeiten 8 9.
Ausschreibung#
Im französischen dezentralen Kapazitätsmechanismus können Kapazitätszertifikate entweder bilateral am OTC-Markt oder über Auktionen gehandelt werden, die von EPEX SPOT organisiert werden. Für jedes Lieferjahr finden insgesamt 15 Auktionen über einen Zeitraum von vier Jahren statt: eine in DY-4, vier in DY-3, vier in DY-2 und sechs in DY-1 9. Die Auktionen und deren genaue Daten werden im Vorjahr von EPEX bekannt gegeben 10. Für das Jahr 2019 lag die Preisobergrenze bei 4.000 €, für die Jahre 2020 - 2024 bei 6.000 € 10. Konkrete Angebotsgrenzen sind nicht festgelegt, jedoch wird von Anbietern mit überschüssigen Zertifikaten erwartet, diese dem Markt zur Verfügung zu stellen – ohne dass konkrete Durchsetzungsmechanismen beschrieben sind. Netzengpässe innerhalb Frankreichs werden im Mechanismus nicht adressiert 8 9.
Teilnahme#
Teilnahmeberechtigt sind bestehende und geplante Erzeugungskapazitäten sowie Demand Response, sofern sie vom Übertragungsnetzbetreiber RTE zertifiziert wurden. Die Fristen zur Zertifizierung variieren: Bestehende Erzeuger müssen drei Jahre vor Lieferung zertifiziert sein, neue Anlagen und Laststeuerung spätestens zwei Monate vor Lieferbeginn. Die Teilnahme ist freiwillig, und Zertifikate werden nur für Leistungserhöhungen ab 0,1 MW ausgestellt. Ausländische Kapazitäten sind aktuell nicht zugelassen, allerdings ist eine Regelung in Diskussion, wonach sogenannte Interconnection Tickets eingeführt werden könnten. Diese würden es ausländischen Anbietern ermöglichen, Kapazitätszertifikate für den französischen Markt zu verkaufen, ohne von anderen Märkten ausgeschlossen zu werden 8 9.
Sowohl implizite (nicht angemeldete) als auch explizite (registrierte) Demand Response sind unter jeweils unterschiedlichen Regelungen zulässig. Verpflichtete Akteure – insbesondere Stromlieferanten, Netzbetreiber und große Stromverbraucher – müssen Kapazitätszertifikate in Höhe ihres geschätzten Beitrags zur Spitzenlast in besonders kalten Perioden halten. Die Verbrauchsspitzenzeiten (PP1 und PP2) werden jeweils am Vortag bis 10:30 Uhr bekannt gegeben. RTE kann zudem bis zu drei unangekündigte Tests pro Lieferjahr durchführen. Die Gültigkeit der Zertifikate beträgt ein Jahr. Obwohl erwartet wird, dass überschüssige Zertifikate am Markt angeboten werden, sind keine konkreten Regelungen zur Durchsetzung vorgesehen. Netzengpässe werden auch hier nicht adressiert 8 9.
Vergütung#
Kapazitätsanbieter erzielen Erlöse durch den Handel ihrer Zertifikate, die nach erfolgreicher Zertifizierung durch RTE automatisch zugeteilt werden. Zusätzliche Vergütungen oder Boni für Anbieter sind nicht vorgesehen. Strafen bei Nichterfüllung sind im Mechanismus nicht ausdrücklich geregelt. Stromversorger sind finanziell für Ungleichgewichte in ihrer Kapazitätsdeckung verantwortlich – gemessen an ihrem tatsächlichen Lastbeitrag zur Spitzenzeit. Der Zertifikatsbesitz wird über ein zentrales Register erfasst, das vom Übertragungsnetzbetreiber geführt und regelmäßig aktualisiert wird. Im Falle von Ungleichgewichten erfolgt die Abrechnung zu Preisen, die sich nach der Knappheitssituation im relevanten Zeitraum richten 8 9.
Weitere Details zur Ausgestaltung des dezentralen Kapazitätsmechanismuses in Frankreich sind in den Operational Rules von epexspot zu finden.
Auktionsergebnisse#
EPEX SPOT Auktionen (dezenraler KM)
Bericht: Auktionen für das Lieferjahr 2026Zusammenfassung anzeigen
Für das Lieferjahr 2026 fanden bisher fünf Auktionen statt. Zuletzt wurden am 19.06.2025 insgesamt 26.531 Kapazitätszertifikate für einen Preis von je 329,99 € auktioniert. Zuvor fand am 22.05.2025 eine Auktion statt, bei der 27.084 Zertifikate zu einem Preis von 364,62 € den Zuschlag erhielten. Im Vorjahr 2024 kam es zu drei Auktionen: Am 05.12.2024 wurden 42.036 Zertifikate zu einem Preis von 252,18 € vergeben, am 24.10.2024 waren es 29.652 Stück zu 354,02 €, und am 25.04.2024 schließlich 28.509 Zertifikate zu einem Preis von 1.553,81 €. Weitere Auktionen sind laut EPEX Auktionskalender für den 18.09.2025, 23.10.2025 und 04.12.2025 geplant.Bericht: Auktionen für das Lieferjahr 2025Aktuelle Auktionsergebnisse sind auf epexspot.com verfügbar.Zusammenfassung anzeigen
Die bislang letzte Auktion für das Lieferjahr 2025 fand am 19.06.2025 statt. Dabei wurden 19.605 Kapazitätszertifikate zu einem Preis von je 3,90 € versteigert. Im Jahr 2024 gab es drei weitere Auktionen: Am 05.12.2024 wurden 102.777 Zertifikate zum Preis von 0,00 € zugeteilt, am 24.10.2024 waren es 40.924 Stück zu 619,16 €, und am 25.04.2024 schließlich 41.653 Zertifikate für 1.999,96 € pro Stück.
AOLT
Auktionsjahr 2019
Bericht: AOLT Auktion für Lieferperiode 2023–2029Zusammenfassung anzeigen
Die langfristige Ausschreibung (AOLT) für die Lieferperiode 2023–2029 in Frankreich führte zu keiner Kapazitätsvergabe. Trotz eines Angebotsvolumens von 1.058,8 MW – bestehend fast ausschließlich aus Batteriespeichern und Lastmanagementlösungen (Effacements) – lagen alle Preise der eingereichten Gebote oberhalb der administrierten Nachfragekurve. Daher wurde keine der angebotenen Kapazitäten ausgewählt. Ein wesentlicher Grund war, dass in den vorangegangenen Auktionen 2021–2027 und 2022–2028 bereits 376,8 MW vergeben wurden, wodurch sich die Nachfragekurve für 2023–2029 entsprechend „nach links verschob“.Bericht: AOLT Auktion für Lieferperiode 2022–2028Zusammenfassung anzeigen
In der langfristigen AOLT-Auktion für die Lieferperiode 2022–2028 wurden insgesamt 225,7 MW neue Kapazität bezuschlagt, davon 159,7 MW Batteriespeicher und 66 MW Lastmanagement (Effacement). Alle erhielten eine garantierte Kapazitätsvergütung von 28.000 €/MW pro Jahr über eine die gesamte Vertragslaufzeit (2022–2028). Insgesamt gab es 1.148,6 MW an teilnahmeberechtigten Geboten.Bericht: AOLT Auktion für Lieferperiode 2021–2027Zusammenfassung anzeigen
In der langfristigen AOLT-Auktion für die Lieferperiode 2021–2027 wurden insgesamt 151,1 MW neue gesicherte Kapazität vergeben. Der Clearing-Preis betrug 29.000 €/MW pro Jahr und gilt für eine siebenjährige Vertragslaufzeit (2021–2027). Von den zugesagten Kapazitäten entfallen 93 MW auf Batteriespeicher und 58,1 MW auf Lastmanagement-Einheiten (Effacement). Insgesamt gab es 699,2 MW an teilnahmeberechtigten Geboten.Bericht: AOLT Auktion für Lieferperiode 2020–2026Zusammenfassung anzeigen
Im langfristigen AOLT-Aufruf für die Lieferperiode 2020–2026 gingen 2019 Gebote über insgesamt 221,8 MW ein, überwiegend Batteriespeicher (122 MW) und Lastmanagement-Kapazitäten (127,8 MW). Da sämtliche Gebotspreise oberhalb der administrierten Nachfragekurve lagen, wurde kein einziger Megawatt bezuschlagt.
AOE
Bericht: Y-1 Auktion für die Lieferperiode 2024Zusammenfassung anzeigen
Die AOE-Auktion 2023 sicherte für das Lieferjahr 2024 insgesamt 2.922 MW Lastreduktionskapazität: 2.900 MW an klassischem Lastmanagement (Effacement Explicite) und erstmals 22 MW aus „Effacements indissociables de la fourniture“, Verbrauchssenkungen, die über hohe Preissignale direkt in Stromverträge eingebettet sind. Der Clearing-Preis liegt bei 65.000 €/MW/a. Zusätzlich zum Basispreis aus dem Kapazitätsmarkt wird eine AEO Vergütung von bis zu 20.000 €/MW/a gezahlt, abhängig von den freiwilligen Zusagen der Anbieter zu maximalem Abrufpreis oder Mindestverfügbarkeitsdauer. Je stärker die zugesagte Systemdienstleistung, desto höher der Bonus – im Durchschnitt wurden 16.247 €/MW/a erreicht.Bericht: Y-1 Auktion für die Lieferperiode 2023Zusammenfassung anzeigen
Die AOE 2022 Auktion für das Lieferjahr 2023 vergab 2.702 MW bei einem volumengewichteten Zuschlagspreis von 59.900 €/MW/a. Dieser Betrag speist sich aus zwei Komponenten: rund 42.300 €/MW/a stammen aus dem französischen Kapazitätsmechanismus, weitere durchschnittlich 17.600 €/MW/a aus der ergänzenden AOE-Vergütung. Erstmals konnten Standorte ≤ 1 MW (Lot 1) mit Laufzeiten von 1 – 10 Jahren bieten. 7 Anbieter reichten 27 Gebote (davon 24 mehrjährige, überwiegend 10-jährige) über zusammen 1.067 MW ein und nutzten die Ramp-up-Möglichkeit für steigende Leistung in den ersten vier Jahren.Bericht: Y-1 Auktion für die Lieferperiode 2022Zusammenfassung anzeigen
In der AOE-Auktion 2021 für das Lieferjahr 2022 boten zehn Teilnehmer insgesamt 2.792 MW an, wovon 1.982 MW einen Zuschlag erhielten, was einer Steigerung von 45 % gegenüber dem Vorjahr entspricht. Die durchschnittliche Vergütung lag bei 59.600 €/MW/a und setzte sich aus zwei Komponenten zusammen: 23.900 €/MW/a über den Kapazitätsmechanismus und durchschnittlich 35.700 €/MW/a als ergänzende AOE-Vergütung. Der maximale Gebotspreis war 60.000 €/MW/a.Bericht: Y-1 Auktion für die Lieferperiode 2021Zusammenfassung anzeigen
Die AOE-Auktion 2020 sicherte für das Lieferjahr 2021 insgesamt 1.509 MW Lastreduktionskapazität, und damit fast doppelt so viel wie im Vorjahr. Im Durchschnitt erhielten die erfolgreichen MW rund 55.000 €/MW/a, zusammengesetzt aus 32.700 €/MW/a über den Kapazitätsmechanismus und 22.700 €/MW/a als ergänzende AOE-Prämie. Das Clearing-Preis-Limit wurde erstmals auf 60.000 €/MW/a angehoben. Ein Frühverfügbarkeits-Bonus sicherte zudem 371 MW bereits für November und Dezember 2020 – hierfür war eine Zusatzvergütung von etwa 3 Mio € vorgesehen.Bericht: Y-1 Auktion für die Lieferperiode 2020Weitere Frankreich AOE Auktionsergebnisse & Informationen finden sie hier.Zusammenfassung anzeigen
Die 2019 durchgeführte AOE-Auktion vergab 770 MW Lastreduktionskapazität (18 MW ≤ 1 MW und 752 MW > 1 MW) an 27 Gebote von zehn Anbietern. Das bezuschlagte Volumen lag damit 31 % höher als 2019 und ist vollständig „grün“, da dieselgestützte Angebote erstmals ausgeschlossen waren. Die durchschnittliche Gesamtvergütung lag bei etwa 22.800 €/MW. Sie setzt sich zusammen aus einer Kapazitätsmarktvergütung von rund 15.800 €/MW sowie einer durchschnittlich ausgezahlten AOE-Prämie von rund 7.000 €/MW. Der Clearing-Preis betrug 10.879 €/MW und definiert die Obergrenze der möglichen AOE-Förderung. Da die Auktion pay-as-bid abgewickelt wurde und mehrere Gebote bei 0 €/MW bzw. im niedrigen dreistelligen Eurobereich lagen, lag die tatsächliche Auszahlung deutlich darunter.
Prepare for the new capacity mechanism
(services-rte.com) ↩︎ ↩︎ ↩︎ ↩︎Responding to the call for tenders for new capacities
(services-rte.com) ↩︎ ↩︎ ↩︎Commission approves €1.3 billion French State aid scheme to support non-fossil technologies to ensure electricity supply matches demand
(ec.europa.eu) ↩︎UFE response to ACER consultation on prioritising the removal of barriers to electricity demand response
(UFE) ↩︎Overview of EU Capacity Remuneration Mechanisms
Anthony Papavasiliou ↩︎ ↩︎ ↩︎ ↩︎ ↩︎COMMISSION DECISION of 8.11.2016 ON STATE AID SCHEME SA.39621 2015/C (ex 2015/NN)
(Europäische Kommission) ↩︎ ↩︎ ↩︎ ↩︎ ↩︎ ↩︎