KEAN im Gespräch

Melanie Hagenau (KEAN)

Since 10/2026 2 Episoden

Wie geht es weiter mit der EEG-Förderung?

Produktionsabhängige CfDs und die Zukunft der Förderung erneuerbarer Energien

28.10.2026 21 min

Zusammenfassung & Show Notes

Mit der anstehenden Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes stellt sich die Frage, wie der weitere Ausbau erneuerbarer Energien künftig gefördert werden kann. In dieser Episode von KEAN im Gespräch sprechen wir mit Katja Röper von enervis über eine Studie im Auftrag von Niedersachsen und Schleswig-Holstein. Im Mittelpunkt stehen verschiedene Förderinstrumente und die Empfehlung, künftig produktionsabhängige Contracts for Difference (CfDs) mit einer jährlichen Referenzperiode einzusetzen.

Wie funktioniert dieses Modell? Welche Anreize setzt es – und welche Rolle spielen Netzanschlüsse, Flexibilität und das Zusammenspiel verschiedener Reformen?

Gesprächspartnerin: Katja Röper, enervis GmbH
Moderation: Melanie Hagenau, Klimaschutz- und Energieagentur Niedersachsen (KEAN)

Weiterführende Informationen:
Pressemeldung des nds. Umweltministeriums und Zusammenfassung der Studie

Mit der anstehenden Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) stellt sich die Frage, wie erneuerbare Energien künftig gefördert werden können. Eine Studie im Auftrag von Niedersachsen und Schleswig-Holstein hat verschiedene Finanzierungsinstrumente verglichen.

Katja Röper von der enervis GmbH erläutert, warum erneuerbare Energien weiterhin Förderung benötigen und weshalb die Studie produktionsabhängige Contracts for Difference (CfDs) mit einer jährlichen Referenzperiode empfiehlt.

Außerdem geht es um die Unterschiede zwischen verschiedenen CfD-Modellen, die Bedeutung regionaler Besonderheiten und Akteursvielfalt sowie um ergänzende Ansätze für eine systemdienlichere Anlagenauslegung. Zum Abschluss sprechen wir darüber, wie Förderdesign, Netze und weitere Reformen sinnvoll zusammenspielen müssen.

Gesprächspartnerin: Katja Röper, enervis GmbH
Moderation: Melanie Hagenau, Klimaschutz- und Energieagentur Niedersachsen (KEAN)

Weiterführende Informationen: Studie von enervis im Auftrag von Niedersachsen und Schleswig-Holstein

Transkript

Wind. Sonne. Netze. Speicher. Unser Energiesystem ist im Wandel. Wie gelingt die Energiewende in Niedersachsen? Wir sprechen über Rahmenbedingungen, Herausforderungen und Perspektiven vor Ort, kehren im Gespräch. Der Podcast der Klimaschutz und Energieagentur Niedersachsen. Willkommen bei unserem neuen Audioformat. Hier sprechen wir über die Zukunft der erneuerbaren Energien. Verständlich. Mit fachlicher Einordnung und mit Blick auf die Praxis vor Ort in Niedersachsen. Mein Name ist Melanie Hagenau und ich arbeite in der Öffentlichkeitsarbeit der KEAN. In dieser Folge geht es um die Frage, welche Förderinstrumente den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien tragen können und wie sie ausgestaltet sein müssen, damit Investitionen verlässlich geplant werden können. Die Reform des Erneuerbare Energien Gesetzes, kurz EEG, steht an, der bisherige Förderrahmen läuft Ende 2026 aus. Europäische Vorgaben verlangen zudem, dass es künftig einen Rückzahlungsmechanismus für die Förderung erneuerbarer Energien geben muss. Gemeinsam mit Schleswig Holstein hat das Land Niedersachsen eine Studie in Auftrag gegeben, um zu untersuchen, welche Förderinstrumente künftig geeignet sind und wie sie ausgestaltet werden sollten. Durchgeführt wurde die Studie von der enervis GmbH. Über die Ergebnisse spreche ich heute mit Katja Röper. Sie arbeitet bei enervis und hat an der Studie mitgewirkt. Katja, schön, dass du da bist. Magst du dich einmal kurz vorstellen und erzählen, womit du dich bei enervis beschäftigst? Ja, vielen Dank erst noch mal für die Einladung zu dem Podcast. Mein Name ist Katja Röper und ich bin Consultant im EE Team, bei der enervis. Und im EE Team, ja haben wir alle möglichen Projekte rund um PV, Wind, Onshore und Offshore, aber auch Co-Location, Speicherprojekte und genau machen ganz viel rund um Regulatorik. Wie funktioniert das? Was hat das für Auswirkungen auf zum Beispiel die EEG Auktionen und Ausschreibungen, aber auch Erlösbewertungen für einzelne Parks? Wir sind auch in der Direktvermarktung haben wir verschiedene Online Tools, die wir betreuen und betreiben, aber auch Ppa, zum Beispiel Ppa und Berechnung von Pricing sind ein großes Thema bei uns im Team. Lass uns auf die Studie schauen, an der du ja mitgewirkt hast. Was war da euer Auftrag? Genau. Also der Auftrag war sozusagen zu untersuchen, warum braucht es noch Förderung für erneuerbare Energien in den nächsten Jahren? Und dann noch mal viel besser zu verstehen, welche Förderinstrumente in den nächsten Jahren am geeignetsten sind, um erneuerbare Energien sozusagen in der Geschwindigkeit und mit der Verlässlichkeit auszubauen, die man braucht, um dieses übergeordnete Ziel der Klimaneutralität bis 2045 zu erreichen. Okay. Bevor wir auf die einzelnen Studienergebnisse eingehen, wollen wir erst mal klären, warum wir überhaupt noch über Förderung für erneuerbare Energien sprechen. Denn die sind ja heute schon teilweise wettbewerbsfähig und produzieren günstigen Strom. Warum braucht es trotzdem staatliche Förderungen? Ja, wir haben ja rausgefunden, dass sozusagen eine staatliche Absicherung künftig auch immer noch notwendig ist, um sozusagen ja tragfähige und sichere Investitionsungen für erneuerbare Energien zu schaffen und um auch wirklich den weiteren Ausbau verlässlich und ja, so schnell wie möglich entlang der definierten Ausbauziele zu ermöglichen. Wir haben eben verschiedene Strompreisszenarien mal angeschaut und die Marktwerte analysiert. Also wirklich das, was die erneuerbaren Energien dann am Strommarkt erzielen würden, wenn sie an Strom dort verkaufen. Und das mit den Strom Gästehungskosten sozusagen verglichen, was man dann eben gesehen hat, ist das dass die Marktwerte eben nicht die Stromgteungskosten decken von den erneuerbaren Energien. Es gibt natürlich schon Projekte, die sich auch alleine rechnen, aber das sind wirklich einzelprojekte Die meisten, gerade auch im Wind Bereich Sind ja fast alle Anlagen noch in der Förderung und werden eben nicht marktlich allein finanzierbar. Und das würde wahrscheinlich schon irgendwann passieren. aber halt eben nicht in der Geschwindigkeit. Um auch diese Zielerreichung von Klimaneutralität bis 2045 zu erreichen. Unterscheidet sich der Förderbedarf zwischen den Technologien, also zum Beispiel zwischen Freiflächen PV, Dach, PV, Wind an Land, Offshore. prinzipiell kann man erstmal bei allen Technologien sagen, dass die auch, mindestens bis 2040 auf jeden Fall noch eine Förderung brauchen werden. Aber man kann sagen, dass Freiflächenanlagen. Perspektivisch schneller marktbasiert zugebaut werden können, aber auch vor allem an sehr guten Standorten. Günstige Projekte und in einem wirklich größeren Umfang. Erst so ab Anfang der 20 40er Jahre zum Beispiel bei PV Dachanlagen. Da sehen wir, dass die Stromsteungskosten weiterhin so hoch bleiben Wenn man sich jetzt Wind anschaut, also Wind an Land, man das im Vergleich zu diesen PV Freiflächenanlagen. Dann sehen wir auch, dass auch die länger auf eine Förderung angewiesen sind und dass sie sich noch mal ein bisschen weiter in die 20 40er zieht, bis man da wirklich in größerem Umfang marktbasierten Ausbau sieht. Und bei Offshore, weil das ja doch sehr kostenintensiv ist, auch bis nach den 2045 Jahren noch in weiten Teilen dieser Förderrahmen notwendig bleibt. Was würde passieren, wenn die Förderung deutlich zurückgefahren oder sogar ganz beendet werden würde? Ja, also ich würde sagen, unsere Prognose ist da ziemlich klar, dass wir eben diese Ausbauziele auf jeden Fall ja in größerem Maße sozusagen verfehlen weil man das auch sieht, einfach an den Strompreisen nicht so schnell entwickeln würde, dass wir diese Ausbauziele noch erreichen würden, weil eben die Marktwerte und Strompreise auch zu niedrig sein werden. Ein möglicher Ansatz für die künftige Förderung sind sogenannte Contracts for Difference, kurz CFDs. Sie sollen den Betreibern von Energieanlagen verlässliche Erlöse ermöglichen. Gleichzeitig sollen sie verhindern, dass bei hohen Strompreisen dauerhaft übermäßig hohe Einnahmen entstehen. Das Grundprinzip ist relativ einfach. Der Betreiber verkauft seinen Strom weiterhin am Markt. Anschließend wird der erzählte Marktwert mit einem vereinbarten Referenzwert verglichen. Liegt der Marktwert darunter, erhält der Betreiber einen finanziellen Ausgleich. Liegt er darüber, muss er die entsprechenden mehr Erlöse zurückzahlen. Wie dieser Ausgleich genau berechnet wird, hängt von der Ausgestaltung des CFD ab. Zum Beispiel davon, welcher Marktwert als Referenz dient und ob die Förderung an die tatsächlich erzeugte Strommenge gekoppelt ist. Wie ein solcher Differenzvertrag grundsätzlich funktioniert, ist das eine. Entscheidend ist aber, wie er ausgestaltet sein muss. Welche Anreize setzt das Modell? Wie verlässlich sind die Erlöse und wie aufwendig ist die Umsetzung? Genau das hat Energwiss untersucht. Hat Ja, Ihr habt verschiedene Finanzierungsinstrumente miteinander verglichen. Zu welchem Ergebnis seid ihr gekommen? Und warum empfehlt ihr produktionsabhängige CFDs mit einer jährlichen Referenzperiode? haben uns eben verschiedene Finanzierungsinstrumente angeschaut, auf die Eignung sozusagen für den zukünftigen Investitionsrahmen von erneuerbaren Energien. Und da haben wir uns dann verschiedene Aspekte angeschaut, wie Kosteneffizienz, Reduktion, langfristiger Preis, Risiken und die Vereinbarkeit von euch Regularien und haben dann diese verschiedenen Finanzierungsinstrumente wie produktionsabhängige und produktionsunabhängige CFDs mit unterschiedlichen Referenzperioden geprüft und sind dann zu dem Ergebnis gekommen, dass produktionsabhängige CFDs mit einer jährlichen Referenzperiode und gewissen zusätzlichen Instrumenten am geeignetsten sind. Erklär uns doch mal, wie so ein produktionsabhängiger CFD konkret funktioniert. Also was passiert, wenn eine Anlage am Strommarkt mehr oder weniger erlöst als den zugrunde gelegten Referenzwert? also ein Produktionsabhängiger. Die ist im Prinzip sehr ähnlich zu dem Fördersystem, was wir heute haben, der gleitenden Marktprämie. Das heißt, auf jede Megawattstunde, die eine Anlage produziert kann eine Förderung sozusagen ausgelöst werden, wenn der Marktwert der Anlage unter dem Jahres Referenz Marktwert, also dem deutschen und weiten Durchschnitt liegt. wenn der Marktwert aber darüber liegt, über diesem deutschlandweiten Durchschnitt, dann der Anlagenbetreiber im jetzigen System diese Zusatzerlöse erhalten. Und Aber bei einem produktionsabhängigen CFD werden dann diese Zusatzerlöse zurück an den Start gezahlt, sozusagen. Und das nennt sich dann Refinanzierung oder Claw Back zum Beispiel. Was spricht für Produktionsabhängige gegenüber produktionsunabhängigen CFDs? produktionsabhängigen CFDs war und ist der Vorteil, dass man immer. Es ist zum einen sehr ähnlich zum jetzigen System und der große Unterschied zu Produktions unabhängig ist, dass die Förderung auf den tatsächlich erzeugten Strommenge basiert. bei den produktionsunabhängigen CVS würde man die Förderung basierend auf der Erzeugung von einer fiktiven Referenzanlage berechnen, das wird als große Herausforderung und Risiko gesehen, weil man eben so ein Abweichungsrisiko hat zwischen der eigenen Produktion von der tatsächlichen Anlage und dieser fiktiven Referenzanlage. Und allein diese Ausgestaltung von dieser fiktiven Referenzanlage ist extrem komplex, weil man die sozusagen für PV und Wind, onshore und Offshore unterschiedlich ausgestalten müsste und auch eigentlich für die unterschiedlichen Regionen in Deutschland. Und ja, das wird einfach als sehr herausfordernd gesehen. Gleichzeitig hat produktionsunabhängiges hilft. Dies haben schon einen gewissen Vorteil, weil sie zum Beispiel gewisse Verzerrungen im Head und Intra Day besser abbilden können oder auch gewisse Fehlanreize ausmerzen bei zum Beispiel positiven Strompreisen, die in so einem produktionsabhängigen Fördersystem eben nicht ausgeglichen werden können. Aber momentan sehen wir praktisch diese Verzerrungen auch als etwas, was man sozusagen mit zusätzlichen Instrumenten im Rahmen des produktionsabhängigen CFDs ausgleichen kann und auch allgemein ist dieser Produktionsabhängige, die einfach weil er weniger komplex ist, viel einfacher umsetzbar. Und das ist wirklich so der größte Vorteil mit an diesem Instrument. Damit ist aber noch nicht alles entschieden, auch bei einem produktionsabhängigen CFD. Kommt es darauf an, wie der Referenzwert berechnet wird. Die Studie empfiehlt dafür eine jährliche Referenzperiode. Welchen Unterschied macht diese jährliche Referenzperiode? weil man so einen gewissen Anreiz für eine System Dienliche Anlagen Auslegung setzen will, ist diese jährliche Referenzperiode ganz sinnvoll, weil sich dann die Einzelanlage optimiert, zu diesem deutschlandweiten durchschnittlichen Marktwert einer Technologie und man dann so einen gewissen Anreiz setzt, Anlagen stärker auf die Erzeugung zum Beispiel in Hochpreisstunden zu verlagern. Zusätzlich zu der Mengenmaximierung, die wir eben auch in unserem Fördersystem haben. dass ein gewissen Anreiz zu dieser Anlagenauslegung. Aber es ist immer noch begrenzt und deswegen haben wir auch noch zusätzliche Instrumente eingeführt, um diese Anlagen Auslegungs Anreize zu optimieren. Ihr habt für die Studie ja auch Akteure aus Niedersachsen und Schleswig Holstein befragt. Welche Besonderheiten des Ausbaus sind in diesen Ländern für eure Bewertung wichtig gewesen? Genau. Also wir haben ja eben, wie ich eben schon meinte, so Stakeholder Interviews mit Akteuren aus Niedersachsen und Schleswig Holstein geführt. Und gerade dort haben die einzelnen Akteure noch mal ganz klar betont, dass Niedersachsen zum Beispiel eine sehr zentrale Windregion für Deutschland ist und eine sehr hohe Systemrelevanz für die Stromerzeugung vor allen Dingen Wind für Deutschland hat und dass auch erneuerbare Energien sowieso einen hohen Anteil der regionalen Wertschöpfung ausmachen. und wir sehen auch noch, das ist eine sehr große Akteursvielfalt gibt gerade in Niedersachsen und auch Schleswig Holstein. dass diese Akteursvielfalt wirklich zentral auch ist für die Akzeptanz und Umsetzung der Energiewende, also Stichwort zum Beispiel Bürgerenergie. wenn man die weiter am Ball halten will, sozusagen, ist auch ein möglichst einfaches Fördersystem eben total entscheidend, um so eine breite Beteiligung von diesen Akteuren weiterhin zu sichern. Was aber natürlich auch immer erwähnt wurde und was vielleicht auch noch mal wichtig ist zu sagen, dass ja gerade in der Branche sowieso so viele andere Änderungen und Reform des iert werden. Stichwort Netzpaket netzentgelte dass dann noch mal so ein komplexeres Konstrukt wie so ein produktionsunabhängiger CFD ja schon extremst herausfordernd wäre, das praktisch alles umzusetzen ab 2027. In möglichst einfaches Fördermodell ist also auch deshalb wichtig, weil die Energiewende von ganz unterschiedlichen Akteuren getragen wird. Gleichzeitig kann das Förderdesign nicht alle Herausforderungen lösen. Deshalb hat sich die Studie auch mit ergänzenden Instrumenten beschäftigt, zum Beispiel mit der Frage, wie sich Kosten Risiken auffangen lassen und wie weitere Anreize für eine systemdienlichere Anlagenauslegung aussehen könnten. Ihr habt auch einen Marktwert Korridor und eine Kosten Indexierung betrachtet. Und wo kann eine Kosten indexierung helfen? Also man hat so einen gewissen Korridor, in dem man Zusatzerlöse erhalten kann. Und wir haben jetzt eben gesagt, dass das unserer Meinung nach oder das ist nichts, was wir empfehlen würden, weil diese damit verbundenen zusätzlichen Erlösrisiken nicht im Verhältnis stehen zu diesen Anreiz und Kosten dämpfen Dämpfungswirkungen, die zwar mit einem Marktwert Korridor einher kommen, aber die eben zu einem gewissen Grad begrenzt sind so ein zusätzliches Ausgestaltung Element. Um das aber trotzdem abzufangen, weil wir ja Preissteigerungen schon zum gewissen Grad sehen werden, ist zum Beispiel so eine Indexierung des anzulegen, den Wertes Technologie auf so einer auf einer Technologie spezifischen Basis und zum Beispiel bei Onshore und PV könnte man zum Beispiel in der Betriebsphase den anzulegen den Wert leicht indexieren, um zum Beispiel auf steigende Direktvermarktung skosten eingehen zu können. Oder bei Offshore. Da ist es auch in der Branche ein großes Thema, dass man die Kosten indexiert, weil sozusagen die Zeit zwischen einem EK Zuschlag der Inbetriebnahme sehr lang sein kann und sich praktisch die Kosten, Kosten auch steigen werden. Und da könnte man mit so einer Indexierung gewisse, Risiken abfangen. Wir haben ja schon darüber geredet. Die jährliche Referenzperiode setzt nur begrenzt Anreize für eine System dienliche Anlagenauslegung. Wo liegen hier die Grenzen und wie könnte eine Begrenzung der Einspeiseeistung helfen, den Netzanschluss besser auszunutzen? momentan ist so, dass praktisch das aktuelle EEG System. Aber auch wenn wir jetzt produktionsabhängigen CFD hätten, mit einer jährlichen Referenzperiode eben nur begrenzt Anlagen Auslegungsanreize setzt, weil primär setzt es eigentlich Anreize zur Maximierung der Erzeugung, wären zum Beispiel so Kapazitätsfaktoren oder auch das Erzeugung sprofil der Anlage nur unzureichend berücksichtigt werden, also hinsichtlich Systemdienlichkeit. Und das ist aber etwas, immer relevanter werden wird, Wir sehen das ja heute schon, dass zum Beispiel PV Anlagen eben alle gleichzeitig produzieren, dass wir dann eben negative Strompreisstunden haben. Und eine Möglichkeit, das zum gewissen Grad zu begrenzen, ist die Begrenzung der Einspeisekapazität, um sozusagen so eine Überbauung des Netzanschluss anzureizen und diesen einzelnen Netzanschluss besser auszunutzen. Dass wir praktisch nicht nur die Erträge maximieren, wenn sowieso alle Anlagen produzieren, dass man das begrenzt und dass man diese, diese begrenzte Einspeiseleistung, also die, die dann nicht mehr eingespeist werden kann, könnte zum Beispiel hinter dem Netz Verknüpfungspunkt genutzt werden. Also das würde dann Behind the Meter Lösung Speicher oder auch direkt Lieferungen eben noch mal zusätzlich anreizen und wir würden dann noch mal produzieren. Oder es wird einen gewissen Anreiz geben, auch zu geringeren Windgeschwindigkeiten zum Beispiel zu produzieren. Das hat aber dann natürlich nicht unbedingt irgendwas mit dem Fördersystem zu tun, sondern das ist noch mal ein zusätzliches Instrument oder eine Regelung, die man im EG sieht. Was bedeutet eine solche Begrenzung gerade für Wind reiche Region wie Niedersachsen? Und welche Rolle kann vielleicht auch Speicher, mehr Flexibilität oder die direkte Nutzung des Stroms vor Ort spielen? Niedersachsen nach Schleswig Holstein. Das sind ja so typische Windregionen. dort haben wir hohe Windgeschwindigkeiten und viele Erträge. für die ist natürlich diese Wirkleistung sbegrenzung für Windanlagen da, wo, wo die profitieren. Also bei Starkwind würden dann gewisse Mengen eben abgeschnitten werden oder nicht direkt eingespeist werden können. ist nicht unbedingt negativ. Es würde halt vor allem auch anreizen, dass man eben noch Speicher dazu baut, mehr Flexibilität ermöglicht oder eben auch so Behind the Mieterlösungen noch mal verstärkt anreizt und aber zum Beispiel für Südregion, wo wir eher schwächere Windgeschwindigkeiten oder niedrigere Windgeschwindigkeiten haben, für die ist das ganz attraktiv. weil die eben auch schon bei geringeren Windgeschwindigkeiten einen höheren Ertrag haben und dann noch nicht unter diese Begrenzung der Einspeisung Einspeiseleistung Aktuell werden ja mehrere Instrumente und Reformen parallel diskutiert, also vom Förderdesign über das Netz Paket bis hin zu Netzentgelten. Worauf kommt es deiner Meinung nach an, damit die sinnvoll zusammenspielen? also ich glaube, das ist echt eine gute Frage. glaube, das Wichtigste ist das, weil wir gerade über viele neue Instrumente reden. Also klar, die Förderdesign, aber auch das Netz Paket mit dem Vorbehalt mit der Begrenzung. Und Agnes also die Reform der Netzentgelte. Ich denke, dass es vor allem wichtig ist, dass man dort angemessene Übergangsfristen findet, also ab wann sozusagen diese Instrumente wirklich eingeführt werden und dass man sich auch wirklich noch mal genau anschaut, wie wirken die eigentlich zueinander? Und auch zu einem gewissen Grad abwägt. Also welche Probleme haben wir eigentlich? Und dass die nicht unbedingt immer in so einen in ein Instrument reingepackt werden? Und ich denke jetzt mit diesem produktionsabhängigen CFD, der ja auch im EG Kabinettsbeschluss vorgesehen ist, ist man auf jeden Fall auf dem richtigen Weg. man muss irgendwie schauen, dass man diese ganzen anderen oder Änderungen, die gerade noch parallel laufen, sinnvoll integriert und auch mit Gewissen und Vernünftigen so Zeitabständen einführt. Und zum Schluss noch etwas persönlicher. Was wünschst du dir persönlich für die Energiewende? ich würde mir wünschen, dass weiterhin die ganzen Akteure einfach motiviert und ambitioniert bleiben und auch nicht müde werden, irgendwie diese verschiedenen Modelle und Instrumente zu diskutieren Und praktisch dieses übergeordnete Ziel, ja der Klimaneutralität Immer so fest im Auge behält. Ja, Katja, vielen Dank, das war sehr interessant, Wir haben einige Fragen beantwortet und falls jetzt noch Fragen zu diesem Thema und der Studie offen sind, dann haben wir in den Shownotes weitere Informationen und natürlich die Ergebnisse der Studie verlinkt KEAN im Gespräch. Der Podcast der Klimaschutz und Energieagentur Niedersachsen.