HINTERGRUND

Differenzverträge können CO2 mindern, aber auch den Atommüll vergrößern

Die EU hat ihre verpflichtende Einführung für die Förderung von Windkraft, Photovoltaik, Geothermie, Wasserkraft und Kernenergie ab 2027 beschlossen

Für den RWE-Konzern scheint die Rechnung aufzugehen. Deshalb hat er in der siebten Ausschreibung der britischen Regierung zur Förderung der CO2-freien Stromerzeugung – faktisch ging es um Offshore-Windenergie – den "Referenzpreis" von ungefähr 105 Euro pro Megawattstunde akzeptiert (siehe oben). Dagegen stimmte für die Energie Baden-Württemberg ihre bisherige Rechnung nicht mehr, nachdem sie keinen Zuschlag erhalten hatte. Deshalb hielt sie es für ratsamer, auf zwei ihrer drei Offshore-Projekte vor der britischen Küste ganz zu verzichten (260104). Möglicherweise trafen beide die richtige Entscheidung. Es kann aber auch sein, dass sich einer verrechnet hat. Das wird man erst später sehen und auch dann für Außenstehende nur schwer zu beurteilen sein.

Zweiseitige Differenzverträge sind Finanzinstrumente, die Preisdifferenzen zwischen einem festgelegten Referenzpreis und dem aktuellen Marktpreis ausgleichen. Sie ermöglichen es so, Risiken bei Preisschwankungen absichern. In der Energiewirtschaft bedeutet dies beispielsweise, dass der Staat dem Betreiber eines Windparks für den ins Netz eingespeisten Strom einen bestimmten Preis garantiert, und zwar nicht nur nominell, sondern unter Berücksichtigung des realen Geldwerts dieses Referenzpreises, der vor allem über längere Zeiträume in der Regel schon inflationsbedingt mehr oder weniger stark sinkt. Falls dann der tatsächlich erzielte Marktpreis höher ist als dieser garantierte Preis, muss der Stromerzeuger diese Differenz dem Staat erstatten. Umgekehrt bekommt er vom Staat die Differenz erstattet, wenn der Marktpreis unter den garantierten Erlös fällt.

Solche "Contracts for difference" gibt es in England schon seit 2014, um – zumindest formal – jede Art der CO2-freien Stromerzeugung zu unterstützen. Dieses Kriterium wurde dabei sehr weit gefasst, indem es auch die Abscheidung der Treibhausgase von fossil befeuerten Kraftwerken durch CCS sowie den Neubau von Kernkraftwerken begünstigte. In der Praxis ging es dann hauptsächlich um den Bau neuer Kernkraftwerke, um die alten zu ersetzen und den Bestand noch zu erweitern. Mit dieser besonders teuren und außerdem höchst riskanten Technik war nämlich inzwischen kein Geld mehr zu verdienen, wenn sie nicht weiterhin vom Staat oder anderen interessierten Geldgebern subventioniert wurde. Das war auch der Grund, weshalb 2012 die deutschen KKW-Betreiber RWE und E.ON ihre ursprünglichen Pläne revidiert hatten und lieber mehrere hundert Millionen Euro an bereits getätigten Vorleistungen abschrieben, anstatt bis 2025 rund 16 Milliarden Euro in den Bau von neuen Reaktoren in Großritannien zu investieren (120304). Andernfalls hätten sie sicher noch viel mehr Geld verloren.

Die Regierung von David Cameron kam deshalb auf die Idee, ausländische Investoren mit einem stark überhöhten und auf lange Zeit garantierten Erlös von 92,50 Pfund pro Megawattstunde zu ködern, der etwa doppelt so hoch war wie der aktuelle Marktpreis und unter Berücksichtigung der Geldentwertung für 35 Jahre auf stabilem Niveau garantiert wurde (131009). Im Oktober 2014 genehmigte auch die EU-Kommission diese Milliarden-Beihilfe per "Contract for difference" (141020). Trotzdem fand dann aber im Juni 2016 jenes von Cameron verbockte Referendum statt, bei dem sich die Briten mit knapper Mehrheit für den Austritt aus der EU entschieden (siehe Hintergrund, September 2016).

Mit dieser Zusicherung einer staatlich garantierten und vom tatsächlichen Marktpreis unabhängigen hohen Rendite gelang es, die Electricité de France (EDF) mit der chinesischen Nuklearindustrie als Minderheitspartner ins Boot zu holen. Deshalb konnte die Nachfolgerin des unglückseligen Cameron, Theresa May, im September 2016 doch noch grünes Licht für den geplanten Neubau von zwei EPR-Reaktoren am Standort Hinkley Point C geben (160905 ). Aber dann klappte kaum noch etwas. So trat der Finanzchef der EDF im März 2016 zurück, weil er das mit der Beteiligung an Hinkley Point C verbundene finanzielle Risiko nicht mehr verantworten wollte, nachdem sich sogar beim Bau des ersten und bisher einzigen EPR in Frankreich die Baukosten inzwischen verdreifacht hatten (160314). Einen Monat später gab die französische Regierung bekannt, dass sie die EDF mit fünf Milliarden Euro stützen werde, um ihr die Schuldenlast von 37 Milliarden zu erleichtern (160405). Der damalige Wirtschaftsminister Macron bestritt, dass diese Rettungsaktion mit der Beteiligung an Hinkley Point C zu tun habe. Sie ergebe sich vielmehr aus der Neuordnung der französischen Atomwirtschaft mit der Neuverteilung der Rollen für Areva und EDF (150703 und Hintergrund, Juli 2015). Um dies zu bekräftigen, verkündete die zur Alleinherrscherin über das nukleare Vertriebsgeschäft gewordene EDF ihre endgültige Investitionsentscheidung für Hinkley Point C zwei Monate früher als zunächst beabsichtigt (160714).

Hinkley Point C ist bis heute nicht fertig und wie andere KKW-Baustellen zum Fass ohne Boden geworden. Die EDF rechnet inzwischen mit einer Verzögerung der Inbetriebnahme bis 2031, wobei sich dann die ursprünglich veranschlagten Baukosten von rund 21 auf über 50 Milliarden Euro erhöht haben werden. Der per "Contract for difference" garantierte Preis für den erzeugten Strom wird der EDF dann sicher viel Geld einbringen, aber niemals die Summen, die sie investieren musste.

Dass schließt nicht aus, dass Differenzverträge ein sinnvolles Instrument zur Förderung aller Arten von erneuerbaren Energien sein können. Das beste Beispiel dafür ist ebenfalls Großbritannien, das wie kein anderes Land ringsum vom Meer umgeben ist und heute in Europa über die größte installierte Kapazität an Offshore-Windenergie verfügt: Ende 2024 waren das knapp 16 Gigawatt, gefolgt von Deutschland mit 9,1 GW und den Niederlanden mit 4,7 GW.

Schon 2022 plädierte deshalb das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) in einem seiner Wochenberichte unter der Überschrift "Differenzverträge fördern den Ausbau erneuerbarer Energien und mindern Strompreisrisiken" (PDF) für die generelle Anwendung dieses Finanzinstruments zur Förderung der Erneuerbaren. Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE), der die Betreiber von EE-Anlagen vertritt, warnte dagegen in einem anderen Papier vor der "übereilten Einführung eines CfD-Förderrahmens", weil damit gerade das erhoffte Ziel einer Kosteneinsparung und Entlastung der Stromkunden nicht zu erreichen sei (PDF).

Die EU-Kommission konnte sich schon deshalb für eine verpflichtende Einführung von Differenzverträgen erwärmen, weil Frankreich darauf drängte. Die Pariser Regierung hatte nämlich ein lebhaftes Interesse, wie in Großbritannien die Kernenergie miteinzubeziehen. Am 14. März 2023 schlug die Kommission dann eine Reform des Strommarkts vor, die in der neuen EU-Verordnung 2025/1747 unter anderem die Einführung von zweiseitigen Differenzverträgen für Strom aus "nichtfossilen Energiequellen" vorsah, also auch für Strom aus Kernenergie (230905). Das war ein gelinder Affront gegenüber der damaligen deutschen Regierung, die genau das ablehnte. Man durfte deshalb hoffen, dass sich das noch ändern würde. Dazu kam es aber nicht. In der Endfassung dekretierte der Gesetzgebungsvorschlag in Artikel 19d der neuen EU-Strommarkt-Verordnung, dass "direkte Preisstützungsysteme für Investitionen in neue Anlagen zur Stromerzeugung" – und zwar explizit für "Windenergie, Solarenergie, geothermische Energie, Wasserkraft ohne Speicher, Kernenergie" – ab 2027 in der Form von "zweiseitigen Differenzverträgen oder gleichwertiger Systeme mit denselben Auswirkungen" zu gestalten sind. Am 11. April 2024 stimmte das Europäische Parlament und am 21. Mai der EU-Ministerrat der neuen Verordnung mit großer Mehrheit. Zu der im Ministerrat erforderlichen "qualifizierten Mehrheit" gehörte nun sogar Deutschland (240502).

Der Begriff "direkte Preisstützungsysteme" wird weder in der Verordnung noch anderswo definiert. Auch sonst ist einiges an dem Verordnungstext nebulös (PDF). Zweifellos wird aber eine weitere Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) erforderlich, welche die bisherige "Marktprämie" durch Differenzverträge ersetzt. Auch die spezielle Förderung größerer Solar- und Windkraftprojekte, die seit 2017 nur noch per Ausschreibungen stattfindet (170207), wird in der bisherigen Form nicht mehr praktiziert werden können.