Zweiseitige Differenzverträge: Was steckt im künftigen EEG?

Energiepolitische Debatten führen in aller Regel zu hitzigen Debatten zwischen allen beteiligten Marktakteuren. Neue Marktinstrumente bedeuten immerhin, dass sie ihre Geschäftsmodelle anpassen müssen, und Veränderung bringen meistens Unsicherheit. Doch bei kaum einem Begriff erhitzen sich die Gemüter so sehr wie bei zweiseitigen Contracts for Difference (kurz: CfDs, deutsch: Differenzverträge). Das Instrument trägt den Geruch der unbeliebten Erlösabschöpfung, die sich auf vermeintliche Übergewinne der Anlagenbetreiber bezieht. Gemeint ist die Rückführung von Markterlösen, die als nicht gerechtfertigt gelten, weil sie von Anlagen mit staatlicher Preisabsicherung während außergewöhnlicher Marktsituationen erwirtschaftet wurden. Entstanden ist die Debatte als direkte Folge der Gaspreiskrise 2022. In mehreren EU-Mitgliedstaaten mussten Regierungen massive Schulden aufnehmen, um explodierende Strom- und Gaspreise zu deckeln. In Deutschland wurde diese staatliche Krisenintervention unter dem Schlagwort „Doppelwumms“ bekannt. Ziel war es, Verbraucher und Industrie kurzfristig zu entlasten. Die volkswirtschaftlichen Kosten waren mit 200 Milliarden Euro entsprechend hoch.

Der Eindruck, dass es bei zweiseitigen CfDs gewisse Parallelen zur Übergewinnabschöpfung gibt, ist nicht ganz von der Hand zu weisen. Allerdings geht es weniger darum, die Gewinne von Anlagenbetreibern direkt zu deckeln, sondern eher darum, eine Überförderung zu verhindern. Gleichzeitig muss der Investitionsrahmen für erneuerbare Energien verlässlich und attraktiv bleiben. Wie dieser Spagat gelingen kann, entscheidet sich dieser Tage im politischen Berlin, wo eine anstehende EEG-Novelle und damit die konkrete Ausgestaltung zweiseitiger CfDs ausgehandelt wird. Bis März soll ein Kabinettsentwurf vorliegen, sagte Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) vor ein paar Tagen. Wir haben uns die Debatte genauer angesehen und mit Thorsten Müller, Professor an der Leuphana Universität Lüneburg und wissenschaftlicher Leiter der Stiftung Umweltenergierecht, sowie Katja Röper vom Beratungsunternehmen Enervis Energy Advisors gesprochen.

Die beihilfenrechtliche Genehmigung des EEG 2023 läuft zum 31. Dezember 2026 aus. Bereits im Rahmen dieser Genehmigung hatte die EU-Kommission Deutschland aufgetragen, einen Abschöpfungs- oder Rückzahlungsmechanismus einzuführen, sofern bis Mitte 2024 kein harmonisierter europäischer Rechtsrahmen geschaffen würde.

Dieser Rechtsrahmen liegt inzwischen vor. Mit einer Reform der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung der EU wurde festgelegt, dass für bestimmte erneuerbare Energien bei direkten Preisstützungssystemen künftig zweiseitige CfDs oder gleichwertige Systeme einzuführen sind. Spätestens ab Juli 2027 müssen diese Vorgaben umgesetzt sein. „Die Pflicht zur Einführung zweiseitiger Differenzverträge greift nur dann, wenn Strom aus erneuerbaren Energien über ein direktes Preisstützungssystem gefördert wird“, sagt Müller. Diese Voraussetzung ist nicht bei allen Fördermodellen automatisch erfüllt.

Die vier BMWK-Optionen

Das Bundeswirtschaftsministerium unter der Leitung von Robert Habeck (Grüne) hat in einem Optionenpapier vier Modelle zur Umsetzung der CfD-Vorgaben aus Brüssel vorgelegt.

Option 1 kombiniert die bestehende gleitende Marktprämie mit einem Preisband. Unterhalb eines Floors wird gefördert, oberhalb eines Caps werden Mehrerlöse abgeschöpft. Dazwischen trägt der Betreiber das volle Marktpreisrisiko. Dieses Modell ist produktionsabhängig und erfüllt die Kriterien eines direkten Preisstützungssystems.

Option 2 vereinfacht den Mechanismus aus Option 1, indem Floor und Cap zusammenfallen. Der Marktwertkorridor entfällt, es gibt nur noch einen Referenzpreis. Unterhalb wird gefördert, oberhalb vollständig abgeschöpft. Auch dieses Modell ist ein produktionsabhängiger CfD.

Option 3 löst die Förderung von der realen Einspeisung. Zahlungen und Rückzahlungen bemessen sich am theoretischen Produktionspotenzial einer Referenzanlage, etwa auf Basis meteorologischer Daten. Damit reagiert das Modell auf bekannte Verzerrungen der Marktprämie, insbesondere in Zeiten negativer Preise. Rechtlich ist diese Variante ein Grenzfall: Ob sie als direktes Preisstützungssystem gilt, hängt von der konkreten Ausgestaltung ab.

Option 4 geht noch weiter und vergütet nicht die Stromerzeugung, sondern das Vorhalten installierter Leistung. Die Förderung erfolgt über eine Kapazitätszahlung, während Markterlöse weiterhin notwendig bleiben, um Wirtschaftlichkeit herzustellen. Die Abschöpfung erfolgt potenzialbasiert. Auch hier hängt es von der genauen Ausgestaltung ab, ob ein indirektes Preisstützungsmodell vorliegt.

Im Markt richtet sich der Blick derzeit vor allem auf ein potenzialbasiertes Modell, das produktionsabhängige und produktionsunabhängige Elemente kombiniert. Hintergrund sei eine Ausschreibung des Bundeswirtschaftsministeriums unter Katherina Reiche (CDU) für ein Beratungsunternehmen, ein solches System konzeptionell ausarbeiten zu lassen. „Potenzialbasierte CfDs wären im Grunde eine Mischform“, sagt Katja Röper, Beraterin beim Beratungsunternehmen Enervis Energy Advisors. „In marktunauffälligen Stunden würde produktionsabhängig, in Dispatch-kritischen Stunden produktionsunabhängig abgerechnet werden.“

Pflichten und Spielraum im Europarecht

Während produktionsabhängige Marktprämienmodelle, wie Option 1 und 2 eindeutig unter die Kategorie direktes Preisunterstützungssystem fallen, ist dies bei produktionsunabhängigen Förderinstrumenten wie in Option 3 und 4 nicht zwangsläufig der Fall. „Bei produktionsunabhängigen Förderinstrumenten ist das in der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie festgelegte Tatbestandsmerkmal nicht zweifelsfrei einschlägig“, sagt Thorsten Müller.

Entscheidend ist dabei die Abgrenzung zwischen Strommarktrecht und Beihilfenrecht. Die Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie und das EU-Beihilfenrecht verfolgen unterschiedliche Zielrichtungen. Die Strommarktreform zielt auf die Abschöpfung von höher als erwarteten Markteinnahmen zur Verbraucherentlastung, das Beihilfenrecht auf die Begrenzung staatlicher Förderung auf das notwendige Minimum. Auch bei produktionsunabhängigen Fördermodellen entfällt die Pflicht zur Rückzahlung nicht automatisch. „Auch wenn kein CfD eingeführt werden muss, kann beihilferechtlich immer noch einen Abschöpfungsmechanismus einzuführen sein, um eine Überförderung zu vermeiden“, sagt Müller. Der Unterschied resultiert aus dem rechtlichen Anknüpfungspunkt: Die Elektrizitätsbinnenmarktverordnung gilt nur für direkte Preisstützungssysteme und verlangt für diese zwingend zweiseitige Differenzverträge oder gleichwertige Instrumente.

„Bei produktionsunabhängigen Systemen ist die Frage, ob ich ein direktes oder nur ein indirektes Preisstützungssystem habe“, so Müller. Liege lediglich ein indirektes System vor, müssten die Vorgaben der Elektrizitätsbinnenmarktverordnung nicht zwingend eingehalten werden. Beihilferechtlich müsse jedoch weiterhin sichergestellt werden, dass keine Überförderung stattfindet, über eine wie auch immer geartete Abschöpfung. Müller zufolge böten produktionsunabhängige Modelle hierbei mehr Spielraum bei der konkreten Ausgestaltung.

In der Praxis bedeutet das, wenngleich ein Rückzahlungsmechanismus erforderlich ist, dieser nicht zwingend als marktpreisbezogener CfD ausgestaltet sein muss. Auch andere Formen der Überförderungskontrolle sind denkbar.

Die Überlegungen zu produktionsunabhängigen Differenzverträgen zielen nicht allein auf die Begrenzung hoher Markterlöse. „Sie sind auch eine Reaktion auf strukturelle Schwächen der heutigen Marktprämie“, sagt Müller. Die bestehende Marktprämie setze in bestimmten Marktsituationen verzerrende Anreize, weil sie strikt an die tatsächliche Einspeisung gekoppelt sei. Diese könnten reduziert werden, wenn die Förderung produktionsunabhängig ausgestaltet werde. Diese zusätzlichen Motivlagen seien die eigentlichen Treiber der im Optionenpapier des Bundeswirtschaftsministeriums diskutierten Modelle 3 und 4 gewesen „und gar nicht nur die reine Abschöpfung“. Entsprechend warnt Müller davor, die Debatte auf den Begriff CfD zu verkürzen: Unter diesem Label würden sehr unterschiedliche Regelungsideen mit jeweils ganz eigenen Wirkungen zusammengefasst.

Ein weiterer kritischer Punkt betrifft mögliche Fehlanreize in Hochpreisphasen. Problematisch werde es, wenn Anlagenbetreiber davon ausgehen, dass hohe Markterlöse ohnehin abgeschöpft werden. Dann entstehe eine Logik, bei der die Betreiber davon ausgehen, dass ohnehin abgeschöpft werde, und sie daher nicht produzieren oder einspeichern, beschreibt Müller. Das sei eine verzerrende Wirkung klassischer, produktionsabhängiger CfDs. „Das Schlechteste, was passieren kann, ist, dass bei hohen Preisen Anlagen nicht einspeisen“, warnt Müller. Hohe Preise signalisierten ein knappes Stromangebot. Wird dieses Signal durch Abregelung verstärkt, verknappe sich der Markt unnötig weiter. Genau das dürfe bei der Ausgestaltung von CfDs nicht passieren.

Auswirkungen auf Investitionen und Gebote

Die Befürchtung, produktionsabhängige CfDs könnten Anlagenbetreiber systematisch dazu verleiten, während Hochpreisphasen nicht einzuspeisen, bewertet Röper zurückhaltend. „Ich würde nicht pauschal sagen, dass produktionsabhängige CfDs automatisch einen Abregelungsanreiz setzen. Das hängt davon ab, auf welcher zeitlichen Basis der Referenzmarktwert basiert.“ Bei monatlichen oder jährlichen Referenzmarktwerten könne es zu einer rationalen Abregelung in einzelnen Stunden kommen, wenn positive Spotpreise unter dem Abschöpfungs-Betrag liegen und so Erlösverluste für den Betreiber entstehen würden, da die Rückzahlung den Markterlös aus dem Anlageneinsatz übersteigt. Abschätzbar werde dies jedoch erst am Ende eines Abrechnungszeitraums, also am Ende eines Monats oder Jahres, wenn der Marktwert belastbar abgeschätzt werden kann, sagt Röper.

Dies entspricht der Logik des diskutierten theoretischen Modells aus Option 3, bei den Zahlungen vom tatsächlichen Anlageneinsatz entkoppelt sind. Ob sich dieser stabilisierende Effekt in der Praxis tatsächlich einstellt, hänge jedoch maßgeblich von der konkreten gesetzlichen Ausgestaltung ab. Insbesondere wäre entscheidend, ob eine Regelung analog zu Paragraf 51 EEG beibehalten wird und eine Förderung bei negativen Day-ahead-Preisen weiterhin ausgeschlossen ist. In diesem Fall würde das Mengenrisiko zumindest teilweise wieder beim Betreiber verbleiben, sagt Röper.

Für Projektentwickler und Finanzierer stellt sich weniger die juristische als die ökonomische Frage. Wie verändern Abschöpfungen das Geschäftsmodell? Klassische CfDs wirken zunächst nur in Hochpreisphasen. Solange der Marktpreis unterhalb des anzulegenden Werts liegt, ändert sich an den Einnahmen nichts. Erst bei unerwartet hohen Preisen greift die Abschöpfung.

Ein zentraler Effekt zweiseitiger CfDs betrifft das Bieterverhalten in Ausschreibungen. Bislang kalkulieren einige Projektierer mit einer Mischlogik aus anfänglicher Förderung und späteren höheren Markterlösen. „Es gibt heute Bieter, die damit rechnen, dass sie über 20, 25 oder 30 Jahre einmal höhere Markterlöse erzielen als heute“, sagt Thorsten Müller. Diese höheren Markterlöse seien dann Teil ihres Geschäftsmodells. Fallen diese zusätzlichen Erlöschancen künftig weg oder werden sie abgeschöpft, müssten solche Akteure ihre Kalkulation anpassen. „Ein solcher Bieter müsste dann in Zukunft einen höheren anzulegenden Wert bieten, weil er das, was er über spätere Markterlöse amortisieren will, stärker über die Förderung am Anfang abdecken müsste“, so Müller. Entsprechend könne sich das Bieterverhalten verändern und zu höheren Geboten führen, insbesondere dort, wo bislang mit geringen Abständen zwischen Marktpreis und anzulegendem Wert kalkuliert wird, etwa bei Photovoltaik-Freiflächenanlagen oder in Segmenten mit sehr niedrigen Zuschlagswerten wie Offshore-Windparks. Je größer hingegen der Abstand zwischen anzulegendem Wert und Marktpreis sei, desto unwahrscheinlicher sei eine solche Anpassung, weil dort ohnehin nicht mit nennenswerten Mehrerlösen gerechnet werde.

Wie stark diese Effekte ausfallen, lasse sich allerdings nicht pauschal vorhersagen. „Da steckt ganz viel Musik in den Details“, betont Müller. Zweiseitige CfDs wirkten zudem wie ein Nullsummenspiel und könnten einzelne Ausschreibungen zunächst sogar verteuern. Gleichzeitig sieht Müller darin auch einen wettbewerblichen Ausgleich: „Für kleinere, risikoaverse Akteure kann das sogar sinnvoll sein, weil sie nicht darauf angewiesen sind, dass eines Tages steigende Marktpreise ihre Finanzierung retten.“ In diesem Sinne wirkten CfDs als „Vergleichsmäßigungsinstrument, das risikoaverse und risikoaffine Marktakteure nach gleichen Regeln gegeneinander antreten lässt“.

Die Bedeutung extremer Preisspitzen für die langfristige Wirtschaftlichkeit von Projekten sollte nach Röpers Einschätzung nicht überschätzt werden. Die extremen Hochpreisphasen wie 2022 waren Ausnahmesituationen. In der Regel liegen Marktwerte deutlich näher beieinander. Zwar könnten langfristige Marktwertprognosen in bestimmten Szenarien oberhalb heutiger Zuschlagswerte liegen, strukturell hohe Preisspitzen seien jedoch kein Normalzustand des Marktes.

Für Betreiber könnten allerdings Preisrisiken im Regime produktionsunabhängiger CfDs entstehen, wenn ihre Anlagen während Hochpreisphasen ausfallen. Sie würden dann keine Einnahmen am Strommarkt generieren, müssten aber Rückzahlungen für die theoretischen Erlöse leisten, die oberhalb des anzulegenden Werts lagen. Diese könnten mitunter auch sehr hoch ausfallen, je nachdem, auf welcher zeitlichen Basis der Referenzmarktwert berechnet wird, sagt Röper. Dieses Risiko ließe sich regulativ eindämmen. Zum Beispiel könnte hier eine Deckelung der Rückzahlungen sinnvoll sein.

Ob zweiseitige CfDs die Gebotswerte in künftigen Ausschreibungen spürbar erhöhen, hält Röper derzeit für offen. Das hänge stark von der konkreten Ausgestaltung ab. Gebote können etwas höher liegen aufgrund neuer Risiken, die erst eingeschätzt werden müssen, und das Zusatzerlöse durch den Rückzahlungsmechanismus ausgeschlossen sind.

Ein weiterer, in der Debatte bislang wenig beleuchteter Punkt betrifft die Frage eines möglichen Opt-outs. In Projektentwickler- und Finanzierungskreisen wird betont, wie wichtig es wäre, dass auch unter einem künftigen Regime zweiseitiger CfDs ein flexibler Wechsel zwischen Förder- und Marktlogik möglich bleibt. In der bisherigen Praxis in Deutschland bemühen sich viele Projektierer von Photovoltaik-Freiflächenanlagen zunächst um einen Zuschlag aus den Ausschreibungen, mit dem sie die Fremdkapitalfinanzierung absichern. Kurzfristige Power Purchase Agreements (PPAs) ermöglichen dann eine temporäre stärkere Marktexposition, um höhere Erlöse zu erzielen. Offen ist, ob ein solcher vergleichsweise einfacher Übergang zwischen Förderregime und Marktexposition auch unter zweiseitigen CfDs weiterhin zulässig und praktikabel sein soll.

Die Einführung eines Clawback-Mechanismus im EEG ist kaum noch umstritten. Offen ist jedoch, wie eng er an den Marktpreis gekoppelt wird und wie stark er in bestehende Investitionslogiken eingreift. Einerseits sollen extreme volkswirtschaftliche Kosten wie in der Gaspreiskrise künftig vermieden werden. Andererseits benötigt der Ausbau erneuerbarer Energien einen Investitionsrahmen, der auch unter unsicheren Marktbedingungen trägt. Die EU gibt dafür einen Rahmen vor, aber keinen Bauplan. Nicht jede Übergewinnabschöpfung ist automatisch ein CfD, und nicht jede CfD-Variante ist zwingend vorgeschrieben. Das „Ob“ der Abschöpfungsmechanismen ist bereits entschieden. Die kommenden Monate entscheiden über das „Wie“.

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