neue energie: Anlagenbetreiber sollen ab 2027 bei hohen Strompreisen ihre Gewinne, falls die über einen Referenzwert hinausgehen, zurückzahlen. Wie lässt sich das umsetzen?
Katja Röper: Vorgesehen sind sogenannte Differenzverträge – Contracts for Difference (CfDSteht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.Steht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.). Dafür gibt es verschiedene Möglichkeiten: Die produktionsabhängigen Varianten orientieren sich an der tatsächlich produzierten Strommenge der Anlage. Das funktioniert ähnlich wie im heutigen System der gleitenden Marktprämie, nur dass der Betreiber den Gewinnüberschuss zurückzahlen muss. Bei den produktionsunabhängigen Optionen ist dagegen eine fiktive Referenzanlage ausschlaggebend – unabhängig davon, wie viel oder wenig Strom produziert wird. Diese Varianten sind jedoch nicht die einzigen denkbaren Optionen; wichtig ist, dass eine neue Option grundsätzlich dem EU-Beihilferecht entspricht.
Wie funktionieren diese Differenzverträge?
Nehmen wir einen produktionsabhängigen CfDSteht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.Steht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben. mit Marktwertkorridor. Bei einer Ausschreibung bietet der Anlagenbetreiber beispielsweise auf einen anzulegenden Wert, der die maximale Vergütungshöhe festlegt. Aus diesem Wert berechnen sich zwei Grenzen: eine Obergrenze (Cap) und eine Untergrenze (Floor). Liegt der Marktpreis des eingespeisten Stroms über dem Cap, muss der Betreiber den überschüssigen Gewinn an den Staat zurückzahlen. Liegt der Marktpreis unter dem Floor, zahlt der Staat dem Betreiber eine Marktprämie, um die Differenz auszugleichen. Liegt der Marktpreis zwischen der oberen und unteren Grenze, passiert nichts. Der Betreiber kann seinen Strom verkaufen und behält den Gewinn. Der Korridor gibt dem Betreiber also einen gewissen Spielraum, um seinen Gewinn zu optimieren. Die Obergrenze deckelt staatliche Ausgaben, und die Untergrenze sichert die Investition des Betreibers ab.
Sind produktionsabhängige CfDSteht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.Steht für Contracts for Difference (Differenzverträge): Erhält ein Stromerzeuger bei Ausschreibungen für sein Preisangebot den Zuschlag, kriegt er bei einem niedrigeren Börsenpreis die Differenz erstattet. Liegt der Börsenpreis höher, muss er die zusätzlichen Gewinne abgeben.-Varianten sinnvoller als produktionsunabhängige?
Die produktionsabhängigen Optionen ähneln dem bisherigen EEG-System und könnten schnell eingeführt werden, mit geringerem Risiko für einen Fadenriss beim Erneuerbaren-Ausbau. Produktionsunabhängige Optionen setzen den Betrieb stärker den Schwankungen am Strommarkt aus. Das würde den §51 EEG, der den Umgang mit negativen Strompreisen regelt, überflüssig machen. Aber: Ein negativer Strompreis schmälert die Einnahmen des Betreibers. Der Betreiber wird also angeregt, die Produktion in solchen Phasen zu drosseln.
Es gibt also auch Risiken?
Bei produktionsabhängigen Optionen könnten die Betreiber ihre Anlagen trotz positiver Strompreise in bestimmten Situationen abregeln, um Rückzahlungen zu vermeiden – das ist eigentlich nicht gewollt. Bei produktionsunabhängigen Optionen entsteht jetzt ein Basisrisiko: Unterscheiden sich Erträge und Marktwert von Referenz- und realer Anlage zu stark, macht der Betreiber ein schlechtes Geschäft. Eine realistische Definition der Referenzanlage ist daher entscheidend, um solche Modelle erfolgreich zu implementieren.
