EU-Strommarktreform 2024: Was CfD, Kapazitätsmarkt und Flexibilität für Unternehmen 2026 bedeuten

Im ersten Teil dieser Reihe haben wir gezeigt, dass der europäische Demand-Response-Rahmen die Industrie nicht zur Produktionsdrosselung zwingt, sondern Flexibilität marktbasiert organisiert. Der eigentliche Rahmen dahinter ist die EU-Strommarktreform 2024. Sie erklärt, warum Flexibilität künftig zum Strukturprinzip wird – und sie erreicht 2026 das deutsche Recht.

Die Reform ist mehr als eine Reaktion auf die Preiskrise von 2022. Sie verschiebt die Logik des Strommarkts: weg von der reinen Vergütung gelieferter Energie, hin zu langfristiger Investitionssicherheit, gesicherter Kapazität und steuerbarer Nachfrage. Für energieintensive Unternehmen und Stadtwerke entscheidet sich daran die Beschaffungs- und Investitionsstrategie der nächsten Jahre.

Auf einen Blick

• Die Reform besteht aus der unmittelbar geltenden Verordnung (EU) 2024/1747 und der umzusetzenden Richtlinie (EU) 2024/1711 (plus verschärfte REMIT-Regeln).
• Drei Säulen: Preisstabilität und Investitionssicherheit (CfD und PPA), Flexibilität als Strukturprinzip, gestärkte Verbraucher- und Letztverbraucherrechte.
• Deutschland setzt um: Das Kabinett hat am 13. Mai 2026 das StromVKG (Kapazitätsmarkt) beschlossen; die Richtlinie ist 2026 in nationales Recht zu überführen.
• Kritisch bleiben die Kostenumlage des Kapazitätsmarkts, das konkrete CfD-Design und die Verteilung der Flexibilitätslast.

Warum die Reform kam

Auslöser war die Energiepreiskrise 2022: Hohe Gaspreise schlugen über die Merit-Order voll auf den Strompreis durch. Die Reform soll den Strompreis von den Schwankungen fossiler Brennstoffe entkoppeln, Investitionen in CO2-arme Erzeugung absichern und Verbraucher besser vor künftigen Krisen schützen. Rechtlich geschieht das durch eine Änderung der Strombinnenmarkt-Verordnung (VO (EU) 2019/943) und der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (RL (EU) 2019/944).

Die drei Säulen der Reform

1. Preisstabilität und Investitionssicherheit: CfD und PPA

Für neue, staatlich geförderte Investitionen in bestimmte CO2-arme Erzeugung (insbesondere erneuerbare Energien) schreibt die Reform zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) als Förderinstrument vor. Der Erzeuger erhält einen vereinbarten Ausübungspreis; liegt der Marktpreis darüber, fließen die Mehreinnahmen an die öffentliche Hand zurück und sollen den Endkunden zugutekommen.

Parallel werden Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPA) gestärkt – etwa durch Maßnahmen, die ihre Verfügbarkeit und Absicherung verbessern. Für energieintensive Abnehmer sind PPA das zentrale Instrument, um sich langfristig Preisniveau und Herkunftsnachweise zu sichern.

2. Flexibilität als Strukturprinzip

Die Mitgliedstaaten müssen ihren Flexibilitätsbedarf regelmäßig ermitteln und indikative nationale Ziele für nichtfossile Flexibilität festlegen. Zulässig werden Förderregelungen für nichtfossile Flexibilität wie Laststeuerung und Energiespeicherung. Zugleich werden Kapazitätsmechanismen von einem befristeten Notbehelf zu einem strukturellen Element des Marktdesigns – mit einem gestrafften beihilferechtlichen Genehmigungsverfahren. Hier schließt sich der Kreis zum Demand-Response-Rahmen aus Teil 1: Flexible Lasten sollen nicht nur geduldet, sondern vergütet werden.

3. Verbraucher- und Letztverbraucherrechte, Krisenschutz

Letztverbraucher erhalten ein Recht auf die Wahl zwischen Festpreisverträgen und Verträgen mit dynamischer Preisgestaltung, Schutz vor willkürlicher Versorgungsunterbrechung sowie einen Lieferanten letzter Instanz. Neu ist außerdem ein Krisenmechanismus: Der Rat kann eine Strompreiskrise feststellen, woraufhin für schutzbedürftige Kunden regulierte Preise möglich werden. Auch wirtschaftlich aktive Letztverbraucher profitieren von erweiterten Vertrags- und Wechselrechten.

Rechtsnatur: Verordnung wirkt sofort, Richtlinie braucht Umsetzung

Die Unterscheidung ist praktisch entscheidend. Die Verordnung (EU) 2024/1747 gilt in Deutschland unmittelbar und verbindlich – sie wirkt bereits. Die Richtlinie (EU) 2024/1711 muss dagegen in nationales Recht umgesetzt werden; die Umsetzungsfrist läuft 2026. Das geschieht über Novellen des EnWG und des EEG, unter anderem zu CfD-Pflicht, PPA-Stärkung und erweitertem Verbraucherschutz. Bis zur vollständigen Umsetzung besteht für Unternehmen ein Zeitfenster mit Planungsunsicherheit, das aktiv begleitet werden sollte.

Die deutsche Umsetzung 2026: StromVKG, Kapazitätsmarkt, EnWG-Novelle

Der greifbarste Schritt ist das Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG), das das Bundeskabinett am 13. Mai 2026 beschlossen hat. Es führt einen Kapazitätsmarkt ein, der nicht nur gelieferte Energie, sondern auch sicher verfügbare Leistung vergütet. Grundlage ist eine im Januar 2026 mit der Europäischen Kommission erzielte beihilferechtliche Grundsatzeinigung.

Kernpunkte des aktuellen Stands:

• Im Jahr 2026 sollen rund 11 bis 12 Gigawatt steuerbare Leistung in mehreren Runden ausgeschrieben werden, der Großteil für neue Langzeitkapazitäten (insbesondere wasserstofffähige Gaskraftwerke), mit Lieferjahr ab 2031.
• An späteren Ausschreibungen sollen Kraftwerke, Batteriespeicher und flexible Lasten gleichermaßen teilnehmen können – ein unmittelbarer Anknüpfungspunkt für industrielle Lastflexibilität.
• 2027 ist ein weiteres Gesetz für den umfassenden, langfristigen Kapazitätsmarkt (Lieferjahr ab 2032) vorgesehen.
• Flankierend werden zeitvariable bzw. dynamische Netzentgelte für steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG 2026 breiter eingeführt.

Kritische Punkte

Die Reform ist im Ziel breit getragen, in der Ausgestaltung aber umstritten:

• Kostenumlage des Kapazitätsmarkts: Die Kosten sollen über eine Umlage von den Stromkunden getragen werden; eine konkrete Bezifferung wird auf ein Folgegesetz 2027 verschoben. Für energieintensive Abnehmer ist diese Unbestimmtheit ein erhebliches Kalkulationsrisiko.
• CfD-Design: Offen sind die konkrete Ausgestaltung, die Behandlung von Rückzahlungen und das Verhältnis zwischen CfD und PPA. Ein zu enges Design kann den privatwirtschaftlichen PPA-Markt schwächen statt stärken.
• Verteilung der Flexibilitätslast: Indikative Flexibilitätsziele dürfen nicht dazu führen, dass die Anpassungslast einseitig auf jene Betriebe verlagert wird, deren Prozesse sich technisch kaum verschieben lassen (siehe Teil 1).

Praxishinweis

In der Beratungspraxis zeigt sich: Unternehmen behandeln die EU-Reform häufig als abstrakte Brüsseler Vorgabe und übersehen, dass die wirtschaftlich entscheidenden Weichen jetzt im nationalen Recht gestellt werden – im Kapazitätsmarkt, in den CfD- und PPA-Regeln und in der Netzentgeltsystematik. Wer die Konsultations- und Ausschreibungsfenster 2026/2027 aktiv begleitet, gestaltet seine Rahmenbedingungen mit, statt sie nur hinzunehmen.

Was Unternehmen und Stadtwerke jetzt tun sollten

• Beschaffungsstrategie prüfen: Eignung von PPA und – wo relevant – CfD-geförderten Mengen für die eigene Risiko- und Preisstruktur bewerten.
• Kapazitätsmarkt-Teilnahme prüfen: Können eigene flexible Lasten oder Speicher an Ausschreibungen teilnehmen und Erlöse erzielen?
• Vertragsrechte nutzen: Wahl zwischen Festpreis- und dynamischen Verträgen strategisch und nicht nur preisorientiert treffen.
• Umsetzung begleiten: EnWG- und EEG-Novellen sowie die Kapazitätsmarkt-Folgeregelung 2027 frühzeitig in die Planung einbeziehen.
• Kostenrisiken abbilden: Die künftige Kapazitätsmarkt-Umlage als Unsicherheitsfaktor in Investitions- und Lieferkalkulationen aufnehmen.

Fazit

Die EU-Strommarktreform 2024 ist der Rahmen, in dem Flexibilität, Investitionssicherheit und Verbraucherschutz neu austariert werden. Die unmittelbar geltende Verordnung wirkt bereits; die entscheidenden wirtschaftlichen Weichen werden jedoch jetzt national gestellt – mit dem Kapazitätsmarkt nach dem StromVKG und der laufenden Umsetzung der Richtlinie. Für Unternehmen und Stadtwerke ist das kein abstraktes Brüsseler Thema, sondern eine konkrete Gestaltungsaufgabe in Beschaffung, Investition und Vertrag.

Häufige Fragen

Gilt die EU-Strommarktreform in Deutschland direkt?

Teilweise. Die Verordnung (EU) 2024/1747 gilt unmittelbar und verbindlich. Die Richtlinie (EU) 2024/1711 muss erst in nationales Recht umgesetzt werden; die Umsetzungsfrist läuft 2026, unter anderem über Novellen des EnWG und des EEG.

Was ist ein zweiseitiger Differenzvertrag (CfD)?

Ein Fördervertrag mit vereinbartem Ausübungspreis. Liegt der Marktpreis darunter, erhält der Erzeuger die Differenz; liegt er darüber, zahlt der Erzeuger die Mehreinnahmen zurück. Diese sollen den Endkunden zugutekommen.

Können flexible Lasten am Kapazitätsmarkt teilnehmen?

Nach dem aktuellen Stand des StromVKG sollen an den Ausschreibungen neben Kraftwerken auch Batteriespeicher und flexible Lasten teilnehmen können. Die genaue Ausgestaltung ergibt sich aus dem Gesetz und den nachfolgenden Festlegungen.

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Jasper Stein, Rechtsanwalt · Energie und Recht – Die Kanzlei für Energie- und Steuerrecht · Köln & Berlin · www.energieundrecht.com