Geplante EEG-Novelle: Wie sollte das neue Fördersystem ausgestaltet und eingeführt werden?

„Bei angemessenen CO₂-Preisen kann mit Investitionen in Wind- oder-PV Anlagen Strom zu Kosten produziert werden, die nicht nur im Betrieb, sondern auch zum Zeitpunkt der Investitionen geringer sind als die Erzeugungskosten mit Kohle und Gaskraftwerken. Wenn regulatorische Risiken, Finanzierungsfragen, Verteilungsfragen und der internationale Wettbewerb nicht berücksichtigt werden, dann genügt der Emissionshandel und alle Förderungen kann beendet werden.“

„Doch sowohl Industrie- als auch Haushaltskunden benötigen verlässlich bezahlbaren Strom, damit der Umstieg auf strombasierte Produktionsprozesse und Wärmepumpen wirtschaftlich ist und Energiekostenrisiken reduziert, statt sie zu vergrößern. Das ist insbesondere wichtig für die internationale Wettbewerbsfähigkeit und soziale Akzeptanz.“

„Für verlässlich bezahlbare Strompreise sind auch weiterhin öffentliche Ausschreibungen für den Bau neuer Wind- und Solarkraftwerke notwendig. Allerdings sollten diese nicht mehr mit einer gleitenden Marktprämie einseitig gefördert, sondern mit Differenzverträgen – Contracts for Difference (CfD) (Abweichungen von vorher festgelegten Strompreisen werden an Anbietende oder Verbrauchende ausgezahlt; Anm. d. Red.) – in einem für Erzeuger und Stromkunden fairen Deal abgesichert werden. Im Wettbewerb kann so ermittelt werden, welche Projekte zu den kostengünstigsten Konditionen Strom produzieren können. Diese erhalten dann einen Zuschlag für einen Vertrag mit einer entsprechenden Laufzeit und liefern so über die Vertragslaufzeit von 20 bis 30 Jahren Strom zu dem vereinbarten und damit verlässlich bezahlbaren Strompreis.“

„Stromverbraucher können von diesen verlässlichen Strompreisen direkt profitieren, wenn alle ausgeschriebenen Verträge gepoolt werden und die Stromkosten für jeden Stromkunden dann mit einem kleinen Teil des gesamten Erneuerbaren-Energien-Portfolios abgesichert werden. Das reduziert Risiken bei der Finanzierung und führt dadurch zu rund 30 Prozent geringeren Stromgestehungskosten aus Wind- und Solarenergie [1] [2] [3]. Es ist zugleich ein zentraler Baustein für die Absicherung von Stromkund*innen gegen Strompreisrisiken.“

„Im Bundeshaushalt werden pro Jahr rund 16 Milliarden Euro vorgehalten für die Finanzierung der EE- Förderung. Die meisten EE-Anlagen erhalten mit der gleitenden Marktprämie bei geringen Strompreisen einen öffentlichen Zuschuss bis zu dem jeweils in Auktionen festgelegten anzulegenden Wert. Diese stabilen Erlöse schaffen die Grundlage für die Finanzierung der Investitionen. Wenn Strompreise den anzulegenden Wert übersteigen, können die Besitzer der Anlagen von den höheren Erlösen profitieren. Die Erfahrung der letzten Jahre hat gezeigt, dass bei hohen Strompreisen so zwar der Förderbedarf sinkt, der Staat aber stattdessen Industrie und Haushaltskunden unterstützt, damit sie sich diese hohen Strompreise leisten können. Das muss dringend korrigiert werden.“

„Eine Umstellung von der einseitigen gleitenden Marktprämie als Förderinstrument hin zu einem beidseitigen Differenzvertag als Absicherungsinstrument ist energiewirtschaftlich sinnvoll [4].“

„Wind- und Solarprojekte erhalten beziehungsweise zahlen die Differenz zwischen dem ‚Anzulegenden Wert‘ aus der Auktion und dem (viertel)stündlichen Spotpreis für Strom. Das schafft Erlössicherheit und damit geringe Finanzierungskosten. Die Differenzverträge können dann in einem EE-Pool zusammengefasst werden und zu dem gemittelten Preis aller Verträge an Stromkunden weitergeben werden. Bei geringen Strompreisen kommen Stromkunden für die Zahlungen auf, bei hohen Strompreisen erhalten sie diese. In Summe mit den Strompreisen, die sie ja auch zahlen müssen, erhalten sie so Strom aus erneuerbarer Energie zu einem festen Preis. Dafür sind keine Zahlungen aus dem Bundeshaushalt notwendig, das Marktdesign ist Haushaltsneutral. Notwendig ist dafür allerdings eine staatliche Absicherung des EE-Pools. Sonst können die meisten Akteure keine solch langfristigen Verträge unterschreiben, oder befürchten mit den Verträgen später benachteiligt zu werden [5].“

„Mit der Reform der Elektrizitätsverordnung der Europäischen Union (EU) von 2024 stellt Europa gute Investitionsrahmenbedingungen und Absicherung von Stromkunden gegen Preisrisiken ins Zentrum. Alle Mitgliedsländer haben sich dabei verpflichtet, ab Juli 2027 die Wind- und Solarenergie mittels zweiseitiger Differenzverträge oder gleichwertiger Systeme zu vergüten.“

„Um eine reibungslose Umsetzung zu ermöglichen und damit stabile Investitionsrahmenbedingungen für den weiteren Wind- und Solarausbau, hat die EU-Kommission im Dezember 2025 Leitlinien für die Ausgestaltung der Differenzverträge – Contracts for Difference, CfD – veröffentlicht [6]. Diese sollen:“

„Erstens, Verzerrungen auf Kurzfristmärkten vermeiden. Bisher war die Vergütung für erneuerbare Energien weitgehend an die Produktion gekoppelt. Um das Volumenrisiko zu begrenzen, können die Contracts for Difference nun auch zu Zeiten ohne Produktion gezahlt werden. Die Leitlinie betont ‚Fusion-CfDs‘: Diese basieren auf der tatsächlichen Produktion. Es sei denn, die Day-Ahead-Preise (Börsenstrompreise für den kommenden Tag; Anm. d. Red.) sind beispielsweise negativ. Dann basieren sie auf dem Wind- oder Solarproduktionspotenzial.“

„Zweitens, Anreize schaffen für Wartungsarbeiten während Zeiten mit niedrigen Preisen. Diese entstehen bei Fusions-CfDs mit kurzen Referenzperioden. Bei den in Deutschland diskutierten komplexeren Differenzverträgen mit einem vierteljährlichen oder jährlichen Referenzzeitraum muss dann erst die Notwendigkeit dynamischer Rückforderungen geprüft werden.“

„Drittens, die effiziente Teilnahme am Stromterminmarkt sicherstellen. Die Leitlinien schlagen hierzu vor, dass wettbewerbsmäßig ausgewählte Marktteilnehmer direkt langfristige Absicherungen anbieten. Das könnten zum Beispiel Energieversorger sein, die dann die Absicherung der Differenzverträge an ihre StromkundInnen weitergeben.“

„Viertens den Wert von Investitionen für das System und die Verbraucher maximieren. Dazu sollten die Ausschreibungen so gestaltet sein, dass sie effiziente Entscheidungen zum Standort, der Ausrichtung der PV-Anlage, und zur Windparktechnologie unterstützen und Anreize für zusätzliche Flexibilität bieten.“

„Die Umstellung auf Fusions-Differenzverträge mit kurzen Referenzperioden würde somit eine schnelle Umstellung ermöglichen. Denn es kann auf den bestehenden Infrastrukturen von Ausschreibungen und auf bestehender administrativer Umsetzung durch die Übertragungsnetzbetreiber aufgebaut werden. Wichtig wäre es, nicht komplexe und teure deutsche Sonderlösungen zu entwickeln, sondern international erfolgreiche Lösungen zu nutzen. Zum Beispiel einen Differenzvertrag der stundenscharf den Preisunterschied zwischen Spotmarkt und anzulegendem Wert absichert, wie im Vereinigten Königreich. Und dabei in Stunden negativer Preise die potenzielle statt der realisierten Produktion berücksichtigt, etwa durch Fusion-CfD wie in den Niederlanden.“

„Die größten Investitionen in Stromerzeugung finden weltweit in Solar- und Windanlagen statt. Das spiegelt deren attraktive Wirtschaftlichkeit wider. Sie sind zentral für verlässlich bezahlbaren Strom und damit die langfristige Wettbewerbsfähigkeit von Industriestandorten. Deswegen wurden in Deutschland und Europa Ausbauziele für Wind- und Solarenergie für die kommenden Jahre formuliert.“

„Im internationalen Kontext ist es dabei üblich, dass der Staat eine wichtige Rolle bei der langfristigen Absicherung der Investitionen übernimmt. Nicht nur in China oder Indien, sondern selbst in den USA wird der Großteil der Investitionen über langfristige Verträge mit regulierten Stromversorgern abgesichert. Das reduziert die Energiekosten und bildet somit ein wichtiges Argument, solche Absicherungen auch in Deutschland und Europa mithilfe von Differenzverträgen und einem EE-Pool umzusetzen, für international wettbewerbsfähige Energiekosten.“

„Die Erzeugung und Nutzung von Biogas zur Stromerzeugung wurden in der Vergangenheit anhand der produzierten Megawattstunden Strom gefördert. Das führte dazu, dass die Anlagen kontinuierlich betrieben werden. Dieser Strom ist jedoch teurer als Strom aus Wind- und Solarenergie. Zugleich ist Biogas auch ein wertvoller Energieträger, weil Energie so kostengünstig in größeren Volumen und für längere Zeiträume gespeichert werden kann. So kann es die Energieversorgung in den Stunden sicherstellen, in denen wenig oder keine Wind- und Solarenergie zur Verfügung steht und für die die kurzfristige Stromspeicherung in Batterien nicht ausreicht. Vermutlich wird auch ein wachsender Anteil der Bioenergie einschließlich Biogas als Grundstoff im Chemiesektor oder als Treibstoff im Verkehrssektor zum Einsatz kommen. Auf diese neuen Anforderungen müssen Anlagen und Vergütungsmechanismen ausgerichtet werden.“

„Für 2026 steht eine umfassende Novelle an, die zum Teil durch beihilferechtliche Vorgaben der Europäischen Union (EU) erforderlich ist. Gleichzeitig bestehen Bedenken, dass ein zu rigider Systemwechsel die Dynamik des Ausbaus bremsen könnte, etwa durch Unsicherheiten bei Förderung oder Marktmechanismen. Ziel der EEG-Reformen muss es bleiben, dieses Wachstum in Richtung eines Anteils von mindestens 80 Prozent bis 2030 weiterzuführen [7] und langfristig eine nahezu treibhausgasneutrale Stromversorgung bis 2045 zu erreichen [8].“

Bereits heute stehen verschiedene Fördermodelle unter Druck: Die klassische EEG-Logik ‚Einspeisevorrang und feste Vergütung‘ wurde über einen längeren Novellierungszeitraum zunehmend geöffnet und flexibilisiert, etwa durch Direktvermarktung und Marktprämienmodelle. Neuere Reformprozesse streben an, die Markteffizienz zu erhöhen und die Abhängigkeit von direkten Subventionen zu reduzieren, etwa durch hybride Mechanismen wie ‚Contracts for Difference (CfDs)‘ (Differenzverträge: Absicherung unsicherer Preise, bei Förderung von erneuerbaren Energien für Anbietende wie Verbrauchende; Anm. d. Red.), kombiniert mit langfristigen Abnahmeverträgen (Power Purchasing Agreements, PPAs). Gleichzeitig steigt die Volatilität für Anlagenbetreiber und die Risiken bei negativen Börsenpreisen. Das kann Investitionsbarrieren für kleinere Akteure schaffen. Ein unbedachter Bruch mit bestehenden Regulierungslogiken kann daher dazu führen, dass Akteursvielfalt, Akzeptanz und Engagement geschwächt werden. Das sind aber zentrale Erfolgsfaktoren der Energiewende.“

„Damit der Übergang zu einem neuen EEG-Regime nicht zu Disruption führt, empfiehlt sich ein mehrdimensionaler Ansatz, der folgende Prinzipien verbindet. Erstens: eine stufenweise Transformation von Vergütungsmechanismen. Die internationale Forschung betont, dass ein direkter und abrupter Wechsel von festen Fördermechanismen hin zu volatilen Marktmodellen Marktunsicherheiten erhöht. Hybridmodelle wie CfDs kombiniert mit PPAs können hier als Brücke fungieren: sie geben Investoren Preissicherheit, ohne vollständige Subventionen zu benötigen.“

„Zweitens: Übergangsregeln und ‚Legacy-Clauses‘ (Bestandsschutz: Alte Regeln gelten für bestehende Betreiber bis auf weiteres weiter; Anm. d. Red.) Erfahrungen aus anderen Reformprozessen zeigen, dass Übergangsregeln Planungssicherheit erzeugen, wenn sie bestehende Anlagen und Projekte schützen. Dazu gehört etwa die Fortführung älterer Vergütungsmodelle für Anlagen, deren Business Case noch nicht abgeschlossen ist. Analog zu früheren Mechanismen im EEG, die Degressionen über Zeit streckten statt abrupt abdrosselten.“

„Drittens: den Ausbau von Flexibilitätsoptionen. Ein zentraler Bestandteil moderner Energiewirtschaft ist die Integration von Speicher- und Steuerungskapazitäten sowie die Flexibilisierung von Nachfrage und Netz. Maßnahmen, die parallel zum EEG gestärkt werden müssen, um volatile Einspeisung besser handhaben zu können. Und schließlich Viertens: Planungssicherheit durch klare, ambitionierte Pfade. Das EEG selbst nutzt bereits Ausbaupfade und Ausschreibungsvolumina, um Ziele festzulegen, zum Beispiel 80 Prozent bis 2030. Solche Pfade sollten auch in der Novelle verstetigt werden, um Rechtssicherheit für Investoren zu schaffen und kurzfristige Anpassungen zu vermeiden.“

„Ein Beispiel für einen reibungsarmen Übergang sind zum einen die britischen Contracts for Difference (CfDs): Das britische CfD-System ersetzt teilweise feste Einspeisevergütungen durch langfristige Preisfixierungsmechanismen, die den Übergang von Subventionen zu marktbasierten Preisen erleichtern. Es kombiniert Planungssicherheit mit Marktlogik und wird international als gelungenes Modell für Übergangsmechanismen angesehen.“

„Zum anderen Hollands SDE++ System: In den Niederlanden ergänzen Auktionen mit Zuschüssen für Emissionsminderung (SDE++) langfristig strukturierte Vergütungen für verschiedene Technologien in einem adaptiven Rhythmus. Die klare Anpassung an Marktpreise hat den dortigen Ausbau stark beschleunigt, ohne dass Förderakteure plötzlich aussteigen mussten.“

„Zum dritten EU-weit hybride Instrumente: Zunehmend diskutieren EU-Institutionen Mechanismen, die Förderstabilität und Effizienz verbinden, zum Beispiel durch kombinierte Marktprämien und langfristige Abnahmeverträge. Diese Kombination wirkt risikoabsichernd und marktintegrativ zugleich.“

„Ein EEG-Übergang ohne Disruption für den Ausbau der Erneuerbaren ist möglich, wenn er auf folgenden Elementen beruht: Hybrid-Fördermodellen (zum Beispiel CfDs und PPAs) statt abrupter Abschaffung klassischer Mechanismen, Übergangsregeln und Altanlagen-Schutz, um Planungssicherheit zu gewährleisten, Ausbau von Flexibilitätsinfrastrukturen parallel zur EEG-Reform und klar definierte und stabile Ausbaupfade, die verlässlich in die 2030er Jahre weisen. Damit lässt sich vermeiden, dass kurzfristige Marktvolatilitäten oder regulatorische Unsicherheiten den Ausbau verlangsamen. Gleichzeitig wird ein robuster Rahmen für langfristige Investitionen geschaffen, der das EEG auch im neuen Jahrzehnt als zentrales Instrument der Energiewende fortführt.“

„In Anbetracht der unsicheren geopolitischen Lage nimmt der Druck für eine zügige Energiewende zu. Erneuerbare verringern Abhängigkeiten aus dem Ausland, da der laufende Import von fossilen Energieträgern entfällt. Entsprechend ist das Tempo der Energiewende hochzuhalten oder sogar zu steigern. Eine Verlangsamerung käme zum falschen Zeitpunkt.“

„Gleichzeitig sind insbesondere Photovoltaikanlagen (PV) mittlerweile sehr günstig geworden. Langjährige Förderungen mit konstanter Einspeisevergütungen für Aufdach-Anlagen sind zum Beispiel zu überdenken. Wichtiger als fixe Preisgarantien sind transparente Strompreise, welche eine netzdienliche Einspeisung und Heimspeicher attraktiver machen.“

„Große Erneuerbare – PV und Windenergie – sollten weiterhin gefördert werden, zudem sollten große Batteriespeicher und der Netzausbau unterstützt werden.“

„Erneuerbare sollten schrittweise stärker den Marktpreisen ausgesetzt werden. Weil jedoch die Finanzierungskosten ausschlaggebend für günstige Erneuerbare sind, braucht es ein Marktdesign, welches Erträge bis zu einem gewissen Grad absichert. So würde es eine günstige Finanzierung am Kapitalmarkt ermöglichen.“

„Ein Instrument dafür sind zweiseitige Differenzkontrakte, die zum Beispiel in Großbritannien schon länger eingesetzt werden. Das Instrument wird unter anderem auch im Bericht ‚Strommarktdesign der Zukunft‘ des Bundesministeriums für Wirtschaft vom August 2024 als Option diskutiert [9]. Es erfüllt den ab 2027 von der Europäischen Union (EU) geforderten Clawback im Beihilferecht (Clawback: In diesem Zusammenhang Stromanbietende zahlen Einnahmen, die über einem festgelegten Preis liegen, an den Staat zurück; Anm. d. Red.).“

„Zentral dafür ist, dass Strompreise relevante Marktsignale senden, was für Deutschland ein schrittweises Aufbrechen des einheitlichen Strompreises bedeuten würde. Regionale Strompreise sind politisch aktuell unwahrscheinlich. Daher sollten zweiseitige Differenzkontrakte mit Anreizen für eine netzdienliche Platzierung von neuen Anlagen ergänzt werden. Dafür könnten Analysen der Netzkapazitäten oder regionale Ausschreibungen genutzt werden. Damit die Anreize für den zeitlichen Betrieb richtig gesetzt sind, sollte das neue Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Anreize für Batteriespeicher enthalten. Zudem sollten bei negativen Strompreisen keine Zahlungen fließen, um Anreize für den Betrieb bei negativen Preisen zu vermeiden.“

„Denkbar wäre auch ein Experimentieren mit Modellen, bei denen Differenzkontrakte 80 Prozent der Kapazität decken und die restlichen 20 Prozent in den Markt verkaufen. Eine Auktion in diesem Setup neben einer Auktion mit 100 Prozent Differenzkontraktdeckung könnte zeigen, ob der Markt gewillt ist, mehr Marktpreise zu akzeptieren. Oder ob dies die Erneuerbaren verteuern würde und entsprechend ineffizient wäre.“

„Schon zugesprochene Förderungen sollten keinesfalls angepasst werden, da dies die Investitionssicherheit untergraben würde.“

„Der Zubau von Batteriespeichern und der Netzausbau sollten forciert werden. Dafür ist das regulatorische Genehmigungsumfeld mindestens so wichtig, wie die Vergütungsmodelle. Gaskraftwerke zur Abdeckung der Spitzenlast sollten als Ergänzung von Batteriespeichern gesehen werden. Eine mögliche zukünftige Verfeuerung von grünem Wasserstoff sollte nicht als Argument für zusätzliche Gaskapazitäten akzeptiert werden, weil die Verwendung von grünem Wasserstoff für die Stromproduktion auch in Zukunft extrem unwahrscheinlich bleibt. Zudem sollte die Integration des europäischen Stomnetzes beschleunigt werden – mit zusätzlichen Kapazitäten für den grenzüberschreitenden Stromfluss. Dafür könnten auch neuartige Finanzierungsmodelle auf europäischer Ebene diskutiert werden.“

„Insbesondere großskalige Anlagen der erneuerbaren Energieerzeugung, also beispielsweise Onshore-Windkraftanlagen oder Solarfreiflächenanlagen könnten heutzutage oft ohne Förderung auskommen. Für Anlagen, die in Gegenden mit schlechteren Windverhältnissen und geringerer Sonneneinstrahlung errichtet werden, gilt dies nur eingeschränkt.“

„Ökonomische Anreize, solche Anlagen trotzdem bedarfsgerecht zu errichten, könnten beispielsweise im Rahmen getrennter Strompreiszonen gestärkt werden. So würden die Strompreise auch die Situation im Netz abbilden und eine Reaktion der Anlagen darauf wäre für das Gesamtsystem sinnvoll. Bei kleineren Anlagen gilt grundsätzlich Ähnliches: Auch hier hängt die Rentabilität von der erzeugbaren Strommenge und den erzielbaren Preisen ab.“

„Allerdings spielt für viele Anleger – gerade bei kleineren Anlagen – auch die Sicherheit der Investitionen eine Rolle. Hier wurde durch die Förderung das Risiko bisher massiv reduziert. Bei einem Wegfall der Förderung wäre zumindest temporär ein Rückgang der Investitionen selbst bei rentablen Anlagen zu erwarten.“

„Bei vielen anderen Energiewendetechnologien ist die Frage nach der Notwendigkeit einer Förderung nicht eindeutig zu beantworten. Die Anschaffung eines Elektrofahrzeugs beispielsweise kann sich rechnen, muss sich aber nicht. Allerdings ist gerade im Automobilbereich die Rentabilität nur ein Faktor unter vielen, die über die Anschaffung entscheiden. Bei Elektrofahrzeugen ebenso wie beispielsweise bei Wärmepumpen spielt auch die Frage der Kosten der fossilen Alternativen eine wichtige Rolle, die nicht zuletzt von der Höhe der CO₂-Preise abhängt.“

„Die Förderung sollte möglichst mit Vorlauf und absehbar auslaufen – nicht von heute auf morgen. Ein Abschmelzen der Förderung kann helfen, die Gewöhnung an einen Markt ohne Förderung zu erleichtern und damit Brüche zu vermeiden. Im Grunde beobachten wir ein solches Abschmelzen der Förderung bei erneuerbaren Energien schon lange. Der Markt für Elektroautos zeigt allerdings auch, dass es zwar nach einem plötzlichen Ende der Förderung zu einem Einbruch der Nachfrage kommen kann, sich diese aber auch wieder erholt. Wichtig ist, dass das Auslaufen der Förderung glaubhaft kommuniziert wird. Politische Diskussionen, ob die Förderung nicht doch fortgesetzt werden wird, kann die Ankündigung ihres Endes ins Leere laufen lassen. Auch die Steuerung der Erwartungen über die zukünftige Rentabilität ist wichtig. Eine Deckelung der CO₂-Preise oder auch nur die Kommunikation dieser Absicht wird Rentabilitätserwartungen emissionsfreier Alternativen reduzieren und damit den Umstieg auf ein ökonomisch effizientes System erschweren.“

Auf die Frage, welche Techniken weiterhin gefördert werden sollten:
„Innovative Technologien, bei denen klar ist, dass wir sie für eine wettbewerbsfähige Wirtschaft in einer dekarbonisierten Welt brauchen, die aber heute noch Skaleneffekte durchlaufen oder bei denen noch Grundlagenwissen geschaffen wird. Dies betrifft beispielsweise neue Batteriemodelle, Langzeitspeicher oder Technologien zur Flexibilisierung der Stromnachfrage. Die Förderung sollte sich auf die Innovationsphase bis hin zur Markteinführung fokussieren und ihr Auslaufen von vorneherein an geeignete Kriterien koppeln. Bei Technologien, die ohne Förderung rentabel sind, sollte ein Übergang in ein marktbasiertes System erfolgen.“

„Neue Technologien wie Wasserstoff oder Elektromobilität erfordern zudem häufig neue oder angepasste Infrastrukturen, bei deren Aufbau der Staat gerade in frühen Markphasen eine Rolle spielen kann. Unsicherheit über künftige Nachfrage hemmt hier private Infrastrukturinvestitionen, während gleichzeitig fehlende Infrastruktur die Markteinführung von Technologien bremst. Öffentliche Investitionen in diese Technologien schaffen damit Planungssicherheit und können wettbewerbsförderlich wirken.“

„Auf Basis der EU-Vorgaben ist eine Stärkung von Fördermodellen zu erwarten, die nach wie vor die langfristigen Erträge erneuerbarer Energieerzeugungstechnologien absichern, aber auch die Fördersummen durch geeignete Rückzahlungsmechanismen mindern. Im Zentrum der Diskussion stehen dabei sogenannte Differenzverträge (CfDs). Beispiele für den Einsatz von Differenzverträgen finden sich heute schon in Großbritannien.“

„Bei einer staatlichen Förderung über CfDs erhalten Erzeuger bei niedrigen Marktpreisen eine Förderung. Wenn der Strompreis über einem festgelegten ‚Strike Price‘ liegt, müssen sie die Differenz an den Staat zurückzahlen. Auch bei der Ausgestaltung von CfDs besteht allerdings die Herausforderung, marktliche Anreize für einen effizienten Zubau und Einsatz von Anlagen zu erhalten. Wird die heutige Förderung Erneuerbarer durch CfDs ersetzt, stellt sich zudem die Frage, ob die Umstellung auf ein rein marktbasiertes System in absehbarer Zeit noch realistisch erscheint.“

„Grundsätzlich ist eine Absicherung langfristiger Erträge auch durch privatwirtschaftliche Abnahmeverträge möglich, sogenannte Power Purchasing Agreements, wie es sie auch bereits in Deutschland gibt. Um auch  kleineren Firmen Zugang zu solch langfristigen Abnahmeverträgen zu erleichtern und auch kleineren Erzeugungsanlagen eine solche Absicherung zu ermöglichen, kann eine Förderung entsprechender Geschäftsmodelle für Aggregatoren sinnvoll sein.“