Im Jahre 2023 haben sich EU-Parlament und -Rat auf einen Kompromiss zur Reform des Electricity Market Design (EMD) geeinigt. Die EU-Strommarktreform, die auch „Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie“ genannt wird, verändert die alte Verordnung EU 2019/943 zum Strombinnenmarkt. Unterstützend dazu traten Sommer 2024 die Änderungsrichtlinie EU 2024/1711, eine Änderung der Verordnungen EU 2024/1747 und EU 2019/942 (ACER), neue REMIT Regeln zur Marktaufsicht in Kraft. Zusätzlich veröffentlichte die EU-Kommission zeitgleich einen „Aktionsplan für erschwingliche Energie“, der Verbraucher und Unternehmen bis 2040 um jährlich 260 Mrd. Euro entlasten soll. Darin enthalten sind drei Leitlinien für die EU-Länder, wie die Energiekosten gesenkt werden sollen:
- Beschleunigter Einsatz innovativer erneuerbarer Technologien: Klare Regulierungs- und Förderrahmen für neue Technologien und Anwendungen (z. B. Meeresenergie, Floating-Wind, Agri-PV oder Floating-PV) schaffen, um Markteinführung, Investitionen sowie Forschung und Innovation gezielt zu unterstützen.
- Schnellere Genehmigungen für Netze und Speicher: Ausbau von Stromnetzen und Speicherlösungen beschleunigen, u. a. durch die Ausweisung spezieller Infrastrukturgebiete, in denen Planungs- und Genehmigungsverfahren vereinfacht werden können.
- Zukunftsfähige Netzentgelte für ein effizientes Energiesystem: Stromnetzentgelte so gestalten, dass sie Flexibilität fördern, die bestehende Infrastruktur optimal nutzen und Verbraucher zu netzdienlichem Stromverbrauch anreizen.
Ziele der EU-Strommarktreform
Die zentralen Ziele der EU-Strommarktreform sind, den europäischen Strommarkt widerstandsfähiger zu machen, Preisvolatilität zu reduzieren und gleichzeitig Investitionen in erneuerbare Energien sowie Flexibilitätsoptionen zu stärken. Konkret sollen Strompreise künftig weniger stark von schwankenden Preisen fossiler Brennstoffe abhängen und dadurch langfristig an Stabilität gewinnen. Gleichzeitig sollen Verbraucher besser vor Preisspitzen geschützt und ihre Position im Markt gestärkt werden, etwa durch größere Wahlmöglichkeiten bei Stromverträgen und durch einen verbesserten Krisenmechanismus. Darüber hinaus zielt die Reform darauf ab, den Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung zu beschleunigen und Flexibilitätsoptionen wie Demand Response und Energiespeicher stärker in das Stromsystem zu integrieren.
Erste umgesetzte Schritte der EU
Zu den bereits umgesetzten Maßnahmen der EU-Strommarktreform gehört insbesondere die Weiterentwicklung der Stromhandelsmechanismen im Großhandelsmarkt. Ein zentraler Schritt war die Umstellung der europäischen Day-Ahead-Märkte auf15-minütige Handelsintervalle. Die feinere zeitliche Auflösung gilt seit September 2025 und ermöglicht eine deutlich präzisere Abbildung von Angebot und Nachfrage im Stromsystem. Die EU möchte so kurzfristige Schwankungen – etwa durch wetterabhängige erneuerbare Energien – besser abfangen, den wachsenden Anteil variabler erneuerbarer Erzeugung einfacher integrieren und die Flexibilität sowie Zuverlässigkeit des europäischen Stromsystems steigern.
Darüber hinaus hat die EU den europäischen Großhandelsmarkt einheitlich auf ein Grenzpreissystem („Pay-as-Clear“) umgestellt. In diesem Marktdesign werden die Gebote der Stromerzeuger nach ihren Grenzkosten sortiert – von der günstigsten bis zur teuersten Erzeugungsquelle. Die Nachfrage wird dann schrittweise mit den günstigsten Angeboten gedeckt, bis der Bedarf vollständig erfüllt ist. Der Preis des zuletzt benötigten Kraftwerks – also des teuersten noch eingesetzten Angebots – bestimmt dabei den Marktpreis. Alle Erzeuger, deren Gebote zum Zuge kommen, erhalten diesen einheitlichen Preis für die eingespeiste Strommenge.
Zentrale Marktinstrumente: PPAs & CfDs statt EEG-Marktprämie
Als erste zentrale Maßnahme der EU-Strommarktreform stärkt das Reformpaket langfristige Stromlieferverträge. Power Purchase Agreements (PPAs) sollen erleichtert werden, etwa durch den Abbau regulatorischer Hürden sowie durch staatliche oder private Garantieinstrumente und mögliche PPA-Pools. Parallel dazu werden zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference – CfDs) als zentrales Förderinstrument für staatlich unterstützte Investitionen in neue Erzeugungskapazitäten etabliert. Einnahmen aus solchen Modellen sollen entweder an Endkunden weitergegeben oder zur Finanzierung von Preissicherungsmaßnahmen genutzt werden. Den Mitgliedstaaten bleibt dabei Spielraum, ob sie stärker auf privat finanzierte PPAs oder auf öffentlich abgesicherte CfD-Modelle setzen.
Mehr Auswahl für Verbraucher durch die EU-Strommarktreform
Auch der Verbraucherschutz wird gestärkt. Endkunden erhalten mehr Wahlmöglichkeiten zwischen Festpreisverträgen und dynamischen Tarifen, während Lieferanten verpflichtet sind, die jeweiligen Risiken und Vorteile transparent darzustellen. Einseitige Vertragsänderungen zulasten der Kunden werden eingeschränkt und schutzbedürftige Verbraucher gestärkt. Eine vorübergehende Deckelung der Strompreise für KMU und energieintensive Industrien ist bei der EU-Strommarktreform ebenfalls vorgesehen. Der Mechanismus setzt ein, sobald ein Mitgliedstaat eine regionale Strompreiskrise feststellt oder die EU europaweit eingreift.
Erleichterter Zugang zu kurzfristigen Märkten
Um die Teilnahme kleinerer Anlagen und Aggregatoren an den kurzfristigen Strommärkten zu erleichtern, senkt die EU beispielsweise die Mindestgebotsgröße im Day-Ahead- und Intraday-Handel von 500 kW auf 100 kW. Zudem wird die Beteiligung von Demand Response und Energiespeichern gezielt gestärkt. Sofern EU-Mitglieder Kapazitätsmechanismen oder Flexibilitätsinstrumente einsetzen möchten, stellt die Kommission schnelle und einfache Prüfungen und Genehmigungen in Aussicht.
Stärkung der Instrumente & Marktaufsicht für die EU-Strommarktreform
Die EU-Strommarktreform stärkt auch die Instrumente, indem sie die REMIT-Verordnung verschärft und die Befugnisse der ACER massiv ausbaut. Um Marktmanipulation und Insiderhandel wirksamer zu bekämpfen, weitet die EU die Überwachungspflichten aus und fordert von den Marktteilnehmern deutlich mehr Transparenz. Eine verbesserte Datenerfassung hilft dabei, auffällige Marktbewegungen sofort zu erkennen und Verstöße direkt zu verfolgen.
Parallel dazu übernimmt die ACER eine zentrale Führungsrolle. Sie koordiniert die nationalen Regulierungsbehörden, entwickelt einheitliche Marktregeln und trifft bei Unstimmigkeiten verbindliche Entscheidungen. Mit zusätzlichen Ressourcen überwacht die Agentur vor allem den grenzüberschreitenden Handel und berät die EU beim Ausbau der Infrastruktur. Gemeinsam sichern diese Maßnahmen die Integrität und Stabilität des europäischen Energiebinnenmarktes.
Deutschlands Umsetzungsrahmen der EU-Strommarktreform
Die Verordnung (EU) 2024/1747, auch „EU-Strommarkt-Verordnung“ genannt, gilt in Deutschland unmittelbar und bindend. Sie erfordert Anpassungen im Energierecht, den Marktregeln und Netzkodizes – etwa bei Mindestgebotsgrößen, der Terminmarktausgestaltung und der Rolle der zentralen Vergabeplattform. Die parallel verabschiedete Richtlinie (EU) 2024/1711, bekannt als „Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (EMD)“, muss hingegen bis 17. Juli 2026 in nationales Recht umgesetzt werden. Dies betrifft vor allem das EnWG, ggf. das EEG sowie nachgelagerte Verordnungen wie Stromgrundversorgungsverordnung (StromGVV) und Lieferverordnungen.
Aktueller Stand der Umsetzung (März 2026)
Juristische Fachkommentare und Branchenanalysen deuten darauf hin, dass das BMWK derzeit einen Referentenentwurf zur Umsetzung der novellierten EMD-Richtlinie vorbereitet, der wesentliche Teile direkt ins EnWG integriert. Deutschland nutzte bis Ende 2025 eine Übergangsregelungen bei grenzüberschreitenden Handelskapazitäten (minRAM). Die Anpassung relevanter Netzkodizes wie „Forward Capacity Allocation“erwarten Experten bis Mitte 2026. Parallel laufen Debatten zur Ausgestaltung zweiseitiger CfDs, zur Förderung von Langfrist-PPAs und zur Anpassung der Kapazitätsmechanismen, um die EU-Vorgaben vollständig zu erfüllen.
Deutsche EEG-Transformation: CfDs & PPAs
Die bisherige EEG-Förderung als gleitende Marktprämie (OPEX-Modell) soll bis spätestens Juli 2027 in ein System zweiseitiger CfDs überführt werden, da die EU-Strommarktreform dies faktisch vorschreibt. Parallel wird der PPA-Markt als zweite Säule gestärkt. Die Bundesregierung und die „Marktoffensive Erneuerbare“ entwickeln klare Rahmenbedingungen, damit CfD-Förderung und ungeförderte PPAs komplementär funktionieren und Kannibalisierungseffekte minimiert werden. Ein zentrales Streitthema bleibt die Wechseloption zwischen staatlicher CfD-Förderung und Grünstrom-PPAs – Studien warnen, dass ein Wegfall dieser Flexibilität kurzfristige PPAs und die Marktorientierung von EE-Anlagen bremsen könnte.
EnWG-Anpassungen: Dynamische Tarife & Flexibilität
Das EnWG enthält bereits Vorgaben zu variablen und dynamischen Stromtarifen (§ 41a EnWG), wonach Versorger für Smart-Meter-Kunden variable Tarife anbieten müssen – ein Vorlauf zu den EMD-Vorgaben für Vertragswahl und dynamische Preise. § 14a EnWG wurde kürzlich so weiterentwickelt, dass Haushaltskunden mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (z. B. Wärmepumpe, Wallbox, Speicher >4,2 kW) zeitvariable Netzentgelte erhalten; diese dynamischen Netzentgelte werden 2026 flächendeckend eingeführt und dienen als zentraler Flexibilitätshebel. Für die vollständige Umsetzung der erweiterten Verbraucherrechte (Wahl zwischen Festpreis-, variablen und dynamischen Tarifen sowie Krisenmechanismen) sind weitere EnWG-Novellen und untergesetzliche Regelungen zu Endkundenverträgen vorgesehen.
Kapazitätsmechanismen & Kraftwerksstrategie
Das BMWK legte bereits 2024 ein „Optionenpapier Strommarktdesign der Zukunft“ vor, das u. a. einen dezentralen Kapazitätsmarkt mit zentraler Komponente (KKM) empfiehlt, um Investitionssicherheit und Innovation zu verbinden. Auf Basis der Kraftwerksstrategie einigten sich Bundesregierung und EU-Kommission Anfang 2026 auf Ausschreibungen für rund 10 GW (geplant waren 20 GW) neue Kapazitäten durch Gaskraftwerke sowie 2 GW technologieoffen ohne Laufzeitkriterium, an denen sich auch Batteriegroßspeicher bewerben können. Für 2027 und 2029 folgen vollständig technologieoffene Ausschreibungen, bei denen Speicher, Demand Side Response und EE-Hybride teilnehmen können – passend zur erleichterten Zulässigkeit von Kapazitätsmechanismen nach EMD.
Zeitplan & offene Fragen zur Umsetzung der EU-Strommarktreform
Die EU-Strommarkt-Verordnung gilt bereits; Deutschland passt schrittweise Netzkodizes, Auktionsdesigns und Marktregeln an (z. B. Flexibilitätsziele, Forward-Märkte). Die EMD-Richtlinie muss bis Juli 2026 umgesetzt werden, mit EnWG- und EEG-Novellen zu CfD-Pflicht, PPA-Stärkung und Verbraucherschutz. Offene Punkte: Genaue CfD-Designs, Wechselregeln PPA/CfD und die finale Struktur des Kapazitätsmarkts.